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4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende in:

PwC Düsseldorf

Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, page 203 - 278

Band II Strommarkt

1. Edition 2017, ISBN print: 978-3-648-09631-4, ISBN online: 978-3-648-09633-8, https://doi.org/10.34157/9783648096338-203

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Töllner 203 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 4.1 Smart Grid und intelligente Messsysteme 4.1.1 Smart Grid in der Energiewende Der Begriff „Smart Grid“ beschreibt die intelligente Vernetzung der an einem Versorgungsnetz angeschlossenen Komponenten. Schlüsselfaktoren sind dabei Anlagen, die fernüberwachbar und – steuerbar sind und deren Netzbezug an einer zentralen Stelle erfasst wird. Die Kommunikation dieser Anlagen – der sog. „Primärtechnik“ – mit einer zentralen Instanz, i.d.R. eine Netzleitstelle, setzt eine entsprechende Sekundärtechnik voraus. Diese besteht entweder aus klassischen fernwirktechnischen Einrichtungen, in die Cloud integrierte Steuerboxen oder Steuermöglichkeiten intelligenter Messsysteme, die mit dem Smart Meter Rollout ab 2017 in Deutschland eingeführt werden und die Chance einer flächendeckenden Integration auf allen Netzebenen bieten. Beim „Smart Grid“ geht es um die adaptive Steuerung der Stromnetze und deren Optimierung. Smart Grids unterstützen das Zusammenspiel von Energieangebot und Energienachfrage sowie die Integration der Erzeugung aus EEG-Anlagen. Aktuell sind Energieübertragungsnetze auf die maximale Belastung ausgelegt. Bei Technologien, wie Energieerzeugung durch Kohle- oder Atomkraftwerke, besteht i.d.R. eine gleichmäßige Energieerzeugung, die verhältnismäßig einfach zu berechnen ist; dies beugt Überlastungen des Netzes vor. Bereits heute stehen den „alten“ Erzeugungstechnologien jedoch immer weiter zunehmende Anteile von dezentralen Energieerzeugern gegenüber, die darüber hinaus nicht immer gleichbleibend viel elektrische Energie in das Netz einspeisen. So kann etwa bei entsprechender Wetterlage der Anteil erzeugter und eingespeister Energie durch WE-Anlagen plötzlich deutlich ansteigen oder alle PV-Anlagen einer Region produzieren entsprechend mehr Solarstrom. Die Aufgabe eines Smart Grids ist es dann, dafür Sorge zu tragen, dass Angebot und Nachfrage an elektrischer Energie ausgeglichen werden, um Überlastungen des Stromnetzes zu vermeiden. Um diese Aufgabe zu bewältigen, muss in einem intelligenten Stromnetz die Datenkommunikation in beiden Richtungen möglich sein. Deshalb werden Smart Grids auch gerne mit dem Schlagwort „Internet der Energie“ beschrieben. Moderne Informations- und Kommunikationstechnologie und dazu passende Messeinrichtungen bilden die Basis für Smart Grids. Ein Smart Grid stellt also die Kommunikation aller Energieerzeuger, aller Energiespeicher und aller Energieverbraucher miteinander sicher. Auf der Seite der Ver- Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 204 Albersmann braucher sind dafür sog. Smart Meter (intelligente Stromzähler) notwendig, die schon jetzt in Neubauten verpflichtend eingebaut werden müssen. Durch die Vorgaben des am 02.09.2016 in Kraft getretenen MsbG ist indes gewährleistet, dass im Netz vorhandene, konventionelle Zähler bis spätestens 2032 nahezu vollständig durch sog. moderne Messeinrichtungen und intelligente Messsysteme ausgetauscht werden. Die intelligenten Messsysteme verfügen über die Möglichkeit, Verbrauchsdaten zu erheben und automatisiert an die berechtigten Empfänger zu übermitteln. Darüber hinaus sollten die elektrischen Verbraucher (also z.B. Wasch- oder Spülmaschine) selbst „smart“ werden. Dann schaltet sich die Waschmaschine z.B. automatisch ein, wenn gerade ein Überangebot an Strom vorhanden ist (und dieser vom Versorger besonders preiswert zur Verfügung gestellt wird). Smart-Grid-Konzepte sind im Zusammenhang mit anderen Technologiebereichen wie Smart Home und Industrie 4.0 zu sehen. Durch die Vernetzung von „intelligenten“ Komponenten entstehen sich weitgehend selbst regelnde dezentrale Cluster, die von zentralen Managementinstanzen, wie Netzbetreibern oder Betreibern virtueller Kraftwerke, in technischen und kommerziellen Korridoren zum optimalen Einsatz gebracht werden. Smart Grids ermöglichen über die gleichmäßigere Auslastung der Netze einen effizienteren Betrieb von Kraftwerken und können damit einen bedeutenden Beitrag zur Reduzierung des CO2-Ausstoßes liefern. Smart Grids können auch als technische Plattform regionaler Leistungsmärkte fungieren. Die Einteilung des Energiemarktes in verschiedene regionale Märkte ist in Deutschland bisher nicht über den Status eine Zukunftsidee hinaus gekommen, während sie in Skandinavien bereits umgesetzt ist. In Schweden wurde bspw. die Einteilung in verschiedene Bidding-Areas (Angebotszonen) vorgenommen, wo die Preise an Tagen hoher Netzauslastung variieren können. Während in Deutschland je nach Netzanforderung auf den Redispatch zurückgegriffen wird, wird in Schweden in der jeweiligen Bidding-Area eine Preisanpassung vorgenommen, sodass die Marktakteure ihre Erzeugung bzw. Entnahme anpassen müssen um eine Preisreduzierung auslösen zu können. 4.1.2 Anforderungen an ein Smart Grid Der Aufbau des Smart Grid bedeutet grds. die Aufrüstung des passiven Stromnetzes durch Informations- und Kommunikationstechnologien, um ein aktiv steuerbares Netz zu schaffen. Er ist mit Anforderungen an das Netz selbst und mit Auswirkungen auf Primär-, Sekundär- und Leittechnik von Kraftwerken verbunden. Die größte Herausforderung besteht darin, die schwankende Einspeisung und den Verbrauch durch die Zunahme dezentraler Erzeugungsanlagen auszubalancieren. Eine andere Herausforderung liegt in den Netzeigenschaften selbst. Die Stromnetze wurden ursprünglich für den Transport vom Erzeuger zum Endverbraucher ausgelegt. Im Smart Grid und intelligente Messsysteme Abschnitt 4.1 Albersmann 205 Rahmen der Integration der dezentralen Erzeugungsanlagen fließt der Strom aber zunehmend auch umgekehrt vom Verbraucher, der z.B. Solarstrom produziert (d.h. vom „Prosumer“), ins Netz zurück. Dies bedingt einen Netzausbau, da insb. die Nieder- und Mittelspannungsnetze nicht für eine Einspeisung ausgelegt sind490. Des Weiteren fallen weitreichende Aufgaben in Datenerfassung und -verarbeitung an, da der Aufbau eines intelligenten Netzes eng verbunden ist mit der Installation von intelligenten Messsystemen, welche kontinuierlich Verbrauchsdaten sammeln. Bei einer viertelstündlichen Messung beim Endverbraucher werden somit hohe Datenmengen anfallen, die zum einen über ein Kommunikationsnetz übertragen und zum anderen beim Energieversorger verarbeitet werden müssen. In der Folge besteht bei Smart Grids ein erhöhtes Sicherheits- und Störungsrisiko, etwa durch Manipulation oder den Verlust von Verbrauchsdaten der Kunden. Zusätzlich zu den Anforderungen an das Netz selbst ist der Aufbau von Smart Grids mit Auswirkungen auf die Erzeugungsanlagen verbunden. Während bei mechanischen Stromzählern die Point to Point Connection maßgebend war, wird die Installation von intelligenten Messsystemen moderne Kommunikationsverfahren notwendig machen. Hier sind in erster Linie die Protokollstandards IEC 61850 (Übertragungsprotokoll für die Schutz- und Leittechnik) und das in Deutschland weit verbreitete Protokoll SML (Smart Meter Language) zu nennen. Mit Hilfe der sog. Steuerbox wird es zukünftig möglich sein, Erzeugungsanlagen bzw. Verbraucher anzusteuern und die Erzeugung ab- oder hoch zu regeln. Parallel dazu können auch Lasten hinzu- oder abgeschaltet werden (z.B. Elektroautos). Die intelligenten Messsysteme selbst können in Zukunft dazu beitragen, teure Fernwirktechniken zur Überwachung von Erzeugungsanlagen abzulösen. Fernwirktechniken garantieren zwar eine hohe Reaktionsgeschwindigkeit, doch die Reaktionszeit von intelligenten Messsystemen genügt beim Einsatz in den meisten Erzeugungsanlagen. Die Leittechnik nimmt beim Aufbau des Smart Grid eine übergeordnete Rolle ein – so ist sie notwendig für die Überwachung, Optimierung und Umleitung der Lastflüsse. Die größte Herausforderung für die Leittechnik wird v.a. in den zunehmend komplexeren Lastflüssen bestehen, da bei dezentralen Erzeugungsanlagen die Lastflussrichtung nicht mehr in eine Richtung fixiert ist, wird der multi-direktionale Lastfluss vielmehr immer dominanter wird. 4.1.3 Smart Meter Gateway und Administration Die Einführung von intelligenten Messsystemen und dazugehörigen neuen Kommunikationseinrichtungen basiert auf einem neuen konzeptionellen und technologi- 490 Vgl. Moderne Verteilernetze für Deutschland, BMWi, 2014. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 206 Albersmann schen Ansatz und ist mit den zurzeit bestehenden Lösungen, z.B. für die Anbindung von RLM-Anlagen, nicht vergleichbar. Diese Regelungen des GDEW491 mit dem MsbG bedingen u.a. die Einführung der Aufgaben der Gateway-Administration für das intelligente Messsystem, forcieren neue IT-Sicherheitsanforderungen für den Betrieb der Systeme und definieren neue Anwendungsszenarien für diese Systeme. Aus Sicht des BMWi ist das im Messsystem enthaltende SMG die Standard-Kommunikationslösung für das intelligente Netz und damit zentrales Element der Energiewende. Das SMG stellt Verbindungen zur sicheren Kommunikation von netzdienlichen Informationen, von Stromverbrauchs- und Erzeugungswerten sowie das sichere Bewirken von Maßnahmen zum Last- und Erzeugungsmanagement her. Daneben beinhaltet die Vorgabe zur nachhaltigen Modernisierung der Zählerinfrastruktur die Pflicht zum „Full Rollout“ mit modernen Messeinrichtungen, wo keine intelligenten Messsysteme eingebaut werden können. Im Detail führt diese gesetzliche Einbauverpflichtung zu nachfolgenden Veränderungen: Mit der Einführung der Aufgaben zur „Gateway-Administration“, ergeben sich eine ganze Reihe von neuen Anforderungen an die Prozessabwicklung und die Sicherheit der Kommunikation von Messwerten. Die sehr hohen Hürden der bereits abgestimmten und durch die EU-Gremien notifizierten Technischen Richtlinie des BSI haben zur Folge, dass im Bereich der Infrastruktur und IT- Sicherheitsregelungen beim Betrieb von Rechenzentren und der Infrastruktur der intelligenten Messsysteme erhebliche Investitionen in Sicherheitsmaßnahmen und Datenschutzbelange betreffende Prozesse zu tätigen sind. Neben den IT-nahen Implikationen erfordern die neuen Aufgaben, je nach Definition der zulässigen Kommunikationswege, auch eine Anpassung der Marktkommunikation, z.B. zum Lieferantenwechsel, der Wechselprozesse im Messwesen und anderer regulierter Prozesse. Diese werden dadurch wesentlich komplexer und im operativen Betrieb fehleranfälliger werden. Eine Umsetzung wird in zwei Schritten erfolgen: Zunächst werden für eine Übergangsfrist bis 2020 die Interimsprozesse anzuwenden sein, die auf einen möglichst geringen Änderungshub ausgerichtet sind. Ab 2020 gelten dann die Zielprozesse mit sternförmiger Kommunikation aus dem Gateway. Damit verbunden ist, dass die bisherigen Datenströme über die einzelnen Marktteilnehmer durch eine direkte Kommunikation zwischen Datenquelle und Empfänger ersetzt werden. Damit agiert das Gateway als zentrale Datendrehscheibe und sendet die benötigten Werte an die im Gateway hinterlegten und berechtigten Empfänger. Auf diese Weise erhält jeder Teilnehmer die für ihn benötigten Daten direkt aus der Quelle, 491 Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende v. 29.08.2016, BGBl. I, S. 2034. Smart Grid und intelligente Messsysteme Abschnitt 4.1 Albersmann 207 ist nicht mehr an andere Teilnehmer gebunden und muss die Daten nicht an andere weiterleiten. Zusätzliche Prozesse und IT-Funktionen, die zur Gateway-Administration notwendig sind, müssen aufgebaut und in die bestehende IT-Architektur integriert werden. Neben neuen IT-Sicherheits- und Datenschutzanforderungen, wie die Anbindung an eine zentrale Public Key Infrastruktur (PKI) für die Energiewirtschaft und die Fernwartung der intelligenten Messsysteme (technische Geräteverwaltung/Meter Management-System) müssen die Kernaufgaben zur Konfiguration der Tarifierung und Übermittlung der Messwerte im Push-Verfahren in einer neuen IT-Funktion „Gateway-Administration“ gebündelt werden. Intelligente Messsysteme übermitteln Messwerte künftig in unterschiedlichsten Tarifmodellen, die sich durch eine beliebige Kombination von verbrauchs-, lastoder ereignisvariablen Parametern auszeichnen. Für die Verarbeitung dieser Messwerte und der damit verbundenen Datenmengen müssen ggf. neue Systeme eingeführt, mind. aber bestehende Systeme zum MDM/EDM stark erweitert werden. Der Rollout der intelligenten Messsysteme und der flächendeckende Rollout von modernen Messeinrichtungen, für die sich nach den gesetzlichen Regelungen ein Zeitfenster bis 2032 ergibt, stellt hohe Anforderungen an die Logistik und administrativen Bereiche der Unternehmen. Die Beschaffung und Logistik der Geräte, die Planung der Einsätze der Installateure sowie die Inbetriebnahme der eingebauten Kommunikationseinrichtungen erfordern optimierte Lösungen im Workforce- Management, um die einzelnen Arbeitsschritte koordiniert und fehlerfrei ablaufen zu lassen. Während die Übermittlung von Stamm- und Bewegungsdaten heute häufig asynchron und offline durchgeführt wird, führt das begrenzte Rollout-Zeitfenster zu einem hohen Automatisierungszwang, der nur über „Online“-Prozesse mit entsprechend ertüchtigten Workforce-Management-Lösungen erreicht werden kann. Neben der komplexen Erfassung der zahlreichen Stammdaten der Zähler und Geräte müssen die PKI-Zertifikate und Kommunikationsdaten zeitgleich zugeordnet und getestet werden können. Der elektronische Lieferschein soll eine Automatisierung der Bestell- und Logistikprozesse erleichtern. Der Einbau, der je nach Umfang des Netzgebiets teilweise sehr zahlreichen Geräte und Zähler, erfordert auch seitens der Einkaufsportale und hinsichtlich der Finanzierungssteuerung eine Anpassung bzw. Optimierung der Systeme, um die zeitliche Steuerung des Einbaus mit den Finanzströmen und den Erfordernissen der Anreizregulierung in Einklang zu bringen. Dies hat Auswirkungen auf die kaufmännischen Systeme von der Finanzierung über die Buchungslogiken bis zum Controlling und dem internen und externen Berichtswesen. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 208 Albersmann Der Einbezug großer EEG- oder KWKG-Anlagen ab 7 kW in den Roll-Out von intelligenten Messsystemen sowie die Steuerung von Lasten und Einspeisungen durch den Netzbetreiber, je nach Zustand einzelner Netzabschnitte, erfordert eine detaillierte Kenntnis der Lastverhältnisse einzelner Teile des Niederspannungsnetzes und eine Möglichkeit, zielgerichtete Eingriffe vornehmen zu können. Diese Möglichkeiten sind derzeit in der IT der meisten Netzbetreiber weder vorgesehen, noch liegt eine Möglichkeit zur Erhebung der dafür benötigten umfangreichen Daten vor. Es ist derzeit noch nicht absehbar, ob die Steuerung der Verbrauchsgeräte und Einspeiser direkt durch den Netzbetreiber erfolgen wird oder ob möglicherweise ein eher marktgesteuertes Modell mittels Demand-Side-Manager als Aggregatoren implementiert werden wird. In der Branche und in den Verbänden wird diskutiert, die Daten von Einspeiseanlagen und von intelligenten Messsystemen in zentralen Datenbanken zu verwalten und berechtigten Interessenten den Zugriff auf diese Daten zu ermöglichen. Die Rolle eines solchen Data Access Managers ist derzeit noch nicht ausreichend definiert, um konkrete Einflüsse auf die IT-Infrastrukturen zu bewerten. Erkennbar ist aber, dass eine solche Zentralisierung der Datenhaltung einen sehr erheblichen Einfluss auf alle betroffenen Prozesse und IT-Anwendungen haben würde. Erste Schritte in diese Richtung könnten in der Einführung von Markt- und Messlokationen mit der letzten Konsultation der Marktprozesse erkennbar sein. Neben den Auswirkungen des Smart Meter Rollout ergeben sich zusätzliche Anforderungen an die IT der Netzbetreiber durch den Ausbau der Netze mit Komponenten des Smart Grids, also insb. Sensoren und Steuerungstechniken für technische Komponenten, die zu einer schnelleren und teilweise autonomen Steuerung einzelner Netzbereiche führen. Die Beschreibung dieser Aktoren im Netz und die Dokumentation von Schaltzuständen aus der Kommunikation von technischen Komponenten miteinander (Machine to Machine M2M) erfordert eine Ertüchtigung und Vernetzung aller technischen Systeme und der Prozessleittechnik. Eine zusätzliche Möglichkeit zur Last- bzw. Einspeisebeeinflussung durch den Netzbetreiber ergibt sich mit Einführung der Steuerboxen, deren technische Spezifikation derzeit erarbeitet wird. Mit deren Hilfe können schaltbare Lasten und Einspeiser zeitweise abgeschaltet werden, um Netzengpässe zu beseitigen. Die genauen regulatorischen Anforderungen sind teilweise bereits im MsbG und dem EnWG beschrieben, eine genaue Ausprägung ist aber derzeit noch offen. Anhand der dann vorliegenden Daten zu einzelnen Netzabschnitten lassen sich Instandhaltung, Bauplanung und Ertüchtigungen für die Netzwirtschaft detaillierter und zielgerichteter planen. Durch die neue Infrastruktur der intelligenten Messsysteme und intelligenten Zähler ergeben sich mögliche neue Ansätze für neue Produkte und Dienstleistungen der Smart Grid und intelligente Messsysteme Abschnitt 4.1 Albersmann/Wassermann 209 Vertriebe im Bereich der Energieversorgung und angrenzender oder gänzlich neuer Bereiche492. Um diese nutzen zu können, sind neben der kreativen Kraft der Produktdesigner entsprechende Infrastrukturen und IT-Systeme erforderlich, um die Bedarfe der Kunden, die Zustände des Netzes und die Dienstleistungen unterschiedlicher Zulieferer in Echtzeit bedienen zu können. Möglicherweise entstehen daraus neue Produkte, die dann in die Handelssysteme zu integrieren sind. Die Aufgabe der IT-Bereiche besteht darin, die technischen Möglichkeiten von intelligenten Zählern und Messsystemen transparent zu machen und die Vertriebsdiskussion kompetent zu unterstützen. Die deutlich steigende Datenerfassung und deren Echtzeit-Auswertung erfordern entsprechende Bandbreiten. Dies bedingt eine enge Verknüpfung von IT- Anwendungen mit Breitbandtechnologien und EVU-relevanten Technologien. Es ist davon auszugehen, dass auch der aktuelle 4G-Mobilfunkstandard (LTE) nur für einen kurzen Zeitraum (ca. 5 Jahre plus x) ausreichende Übertragungskapazitäten abbilden kann. Wichtig für die Umsetzung im eigenen Unternehmen ist dabei der Aspekt, dass auch bei einer Auslagerung der betroffenen Systeme umfangreiche Abhängigkeiten zur vorhandenen IT bestehen können. Das bedeutet, dass bei der Integration eines Dienstleisters die eigenen Systeme für die Zusammenarbeit geeignet sein müssen und ggf. Überschneidungen in den Funktionalitäten bestehen. Für die Einführung der Messsysteme müssen daher folgende Umsetzungsaspekte von einer IT-Referenzarchitektur berücksichtigt werden: Ein-/Anbindung der Funktionen des Gateway-Administrators in die eigenen Systeme und Abgrenzung der Funktionalitäten, Einführung und Auditierung komplexer ISMS-Anforderungen, Umbau der klassischen Backend-Systeme für die Messwertverarbeitung, Geräteverwaltung, Abrechnung und Kundenservice, Professionalisierung und Automatisierung der IT-Funktion Workforcemangement, Vernetzung der kaufmännischen IT mit der Prozessleit- und Verfahrenstechnik. 4.1.4 Typische Betriebs- und Geschäftsprozesse Die Einführung der intelligenten Messsysteme erlaubt es dem Energieversorger, seine Betriebs- und Geschäftsprozesse individueller zu gestalten. Zu den allgemeinen Daten eines Kunden, Standortdaten, Daten zur Energienutzung, technischen Daten aus dem Netzbereich, Wetterdaten und sozio-ökonomischen Daten, auf die 492 Vgl. dazu unten Abschnitte 7.4 (Netzbetreiber) und 7.6 (Vertrieb). Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 210 Albersmann/Wassermann der Energieversorger schon Zugriff hat, treten zukünftig Messdaten, die im 15- Minuten- oder einem individuellem Takt übermittelt werden. Der Abruf von Messwerten kann auch in nicht planbaren Situationen, z.B. beim Lieferantenwechsel, einem Wechsel in den Grundversorgungstarif oder beim Auszug/Einzug eines Letztverbrauchers erfolgen. Hieraus ergeben sich für den Energieversorger neue Kanäle und Märkte, die in folgenden Tarifanwendungsfällen hinterlegt sind. Tarife, die für Verbrauchsabrechnungen herangezogen werden können, bei denen ein hohes Interesse an Datensparsamkeit besteht. Diese Datensparsamkeit soll verhindern, dass auf Basis der vom SMG versandten Messwerte, Auswertungen über das Verbrauchsverhalten des Letztverbrauchers getätigt werden können (Datensparsame Tarife nach § 40 Abs. 5 EnWG). Tarif, bei dem der Lieferant dem Letztverbraucher für unterschiedliche Zeiträume verschiedene Preise für die in den jeweiligen Zeiträumen angefallenen Energiemengen in Rechnungen stellt. Die jeweiligen Energiemengen können dann beim Lieferanten separiert mit Preisen versehen und abgerechnet werden. (Zeitvariabler Tarif nach § 40 Abs. 5 EnWG). Tarif, bei dem der Lieferant dem Letztverbraucher flexibel auf Basis der konkret anfallenden Last den Verbrauch zu unterschiedlichen Preisen in Rechnung stellt (lastvariabler Tarif). Tarife, die es ermöglichen, verbrauchte Energiemengen in Verbrauchsstufen einzuteilen. Verbrauchsstufen haben dabei festgelegte Mengenkontingente. Wird der Verbrauch überschritten, so wird die nächste Stufe aktiviert (verbrauchsvariable Tarife). Tarife, die mehrere Stufen vorsehen, zwischen denen bei Eintritt von bestimmten Ereignissen gewechselt werden kann. Ereignisse können auch externe Marktteilnehmer hervorrufen (ereignisvariable Tarife). 4.1.5 IT-Architektur und Technologiestack von der Zentrale bis zum Zählerschrank Prozess-Automatisierung und Digitalisierung des Messwesens bedingen erhebliche Änderungen in der IT-Architektur. Das Einsatzgebiet muss den neuen Anforderungen standhalten, was digitale Zähler und Kommunikationskanäle voraussetzt. Die Zählwerke müssen in der Lage sein, die Mengen digital zu erfassen und über eine Schnittstelle bereit zu stellen, an welcher dann ein Gateway die Daten erhebt und einsammelt. Dieses Gateway verarbeitet die Daten und übermittelt diese per GSM, DSL, PLC, Fiber oder einer anderen geeigneten Kommunikationsleitung an die beteiligten Akteure. Um den einwandfreien und geregelten Betrieb des Gateways zu gewährleisten wird ein neuer Akteur, der Gateway Administrator, eingeführt. Smart Grid und intelligente Messsysteme Abschnitt 4.1 Albersmann/Wassermann 211 Die folgenden Komponenten prägen i.W. das architektonische Umfeld intelligenter Messsysteme: 1. Elektronischer Zähler: Der elektronische Zähler ist zuständig für das Messen der Werte mit entsprechendem Zeitstempel und anschließender Verschlüsselung und Signatur, nach Standard der TR-03109. 2. Gateway mit Sicherheitsmodul: Das Gateway übernimmt die Aufgaben des Empfangs, der Zuordnung und Verarbeitung sowie Plausibilisierung und Ersatzwertbildung der Messwerte. Deren Ver- und Entschlüsselung ist entsprechend der Sicherheitsrichtlinien in der TR-03109 anzuwenden. Der anschließende Versand an berechtigte Kommunikationspartner erfolgt in einem standardisierten Cosem-XML Datenformat. Das Gateway ergibt in Verbindung mit dem Sicherheitsmodul und der modernen Messeinrichtung das eigentliche intelligente Messsystem. 3. Administratortools beim Gateway-Administrator: Die Administratortools spiegeln die Funktionen des Gateways und sind für die Verwaltung jeglicher Funktionen und Zertifikate, sowie Benutzerprofilen auf dem Gateway von Nöten. Der Gateway-Administrator selbst muss ebenso nach TR-03109-6 zertifiziert sein. 4. Zentrale IT: Zu den Aufgaben der zentralen IT gehören das Gerätemanagement, sowie das Meter-Data-Management (MDM) und die entsprechenden Weiterleitungen an ERP und EDM-Systeme auf Basis von EDIFACT-Nachrichten. Die dafür eingesetzten Backend-Systeme müssen erweitert und angepasst werden. Daraus folgend sind für die Prozessautomatisierung i.W. drei neue IT-Systeme zu realisieren. Zum einen das Meter-Data-Management-System, was zukünftig der Kern der Smart-Metering-Architektur wird. Es beinhaltet den Datenempfang, sowie die Verarbeitung der Messwerte vom Gateway und Standardisierungen. Neben diesen Funktionalitäten bietet es die Möglichkeit, aktuelle und historische Messwerte für Visualisierungen, Prognosen und andere Anwendungen bereit zu stellen. Ein weiteres System ist das Meter-Management-System (MMS), das für die technische Verwaltung zuständig ist. Dies beinhaltet Zähler-, Gateway-, Statusverwaltung, sowie die Bearbeitung von Störungsfällen und allgemeinen Wartungen. Das dritte neue System, das Gateway Administrator Tool, spiegelt die initiale Datenschnittstelle zum Gateway ab. Zum Funktionsumfang gehören die Verwaltung der Berechtigten, die Verwaltung der Zertifikate und Softwarestände des Gateways, sowie das Empfangen von Preissignalen und Tarifen. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 212 Albersmann/Wassermann Auch in der technischen Infrastruktur finden durch den Smart Meter Rollout Veränderungen statt. So wird bei etlichen Anlagen ein Umbau von Zählerschränken erforderlich sein, um den zusätzlichen Platz für neue Komponenten wie Steuermodule, Gateways und ähnliches zu schaffen. 4.1.6 Flexibilität im Energiesystem aus Netzsicht Die Dezentralisierung und Volatilität der Erzeugung führen tendenziell zu einer stärkeren Vergütung elektrischer Leistung anstelle einer reinen Mengenvergütung (Energy only Market). Dies hat Folgen im Zusammenspiel zwischen Erzeugungsanlagen und Netzen. Im Kern müssen dezentrale Erzeugungsanlagen und Verteilernetze ähnliche Ausprägungen wie zentrale Großkraftwerke und Übertragungsnetze erfahren. Ziel sind die Fähigkeiten, Regelleistungsbedarf auf dezentraler Netzebene zu erkennen, zu signalisieren und dezentrale Erzeugungsanlagen entsprechend einzusetzen. Die kommerzielle Abbildung kann mit Hilfe lokaler Auktionsplattformen erfolgen, die von einem VNB oder einem regionalen Bilanzkoordinator betrieben werden. Dessen Aufgabe wäre, den zu erwartenden Regelleistungsbedarf mit Hilfe von Lastflussberechnungen und Netzlastprognosen auf Netzknotenebene zu ermitteln. Auf der Stammdatenseite müssten dann die den Netzknoten zuordenbaren Lasten und Einspeisungen abgebildet werden. Mittels Szenarien könnte abgebildet werden, wie sich das lokale bzw. regionale Energiesystem verhält493. Aus diesen Berechnungen ergeben sich die tages-, stunden- und viertelstundenscharfen Regelleistungsbedarfe inkl. der maximal zu erwartenden Momentan-Regelleistung, die aus Gründen der Netzstabilität ebenfalls erbracht werden muss. Hieraus ist schließlich der benötigte langfristige Regelleistungsbedarf ableitbar, für dessen Erbringung sich beeinflussbare Einspeiser und Verbraucher präqualifizieren können und mit dem regionalen Bilanzkoordinator einen Rahmenvertrag über die Lieferung von Regelleistung abschließen. Hierzu muss der Anbieter nachweisen, dass seine Anlagen organisatorisch (Personal, Sicherstellung der Verfügbarkeit), primär- und sekundärtechnisch (Leistungsbandbreite, Stufigkeit, Regelgradienten) in der Lage sind, die geforderte Leistungsdynamik zu erbringen. Die Inhalte des Rahmenvertrags werden als Stammdaten in einem Vertragsmanagementsystem festgehalten, das die Eckdaten für die folgenden Verarbeitungsschritte vorhält. Ebenso werden hier die Anbieter-individuellen Zugriffsrechte und Plausibilisierungsdaten für die spätere Interaktion per Internet festgehalten. 493 Beispiel: Feiertag mit geringem Leistungsbedarf auf der Verbraucherseite und hohem Wind- und Solarenergieaufkommen auf der Einspeiseseite. Smart Grid und intelligente Messsysteme Abschnitt 4.1 Albersmann/Wassermann 213 Weiterhin müssen vertragliche Nebenbedingungen, wie z.B. die Erbringung von Wärmelieferungen seitens des Anbieters, in Betracht gezogen werden. Eine mögliche Lösung hierfür ist die Bündelung mehrerer unterschiedlicher Anlagentypen (Wind, KWK, Speicher, beeinflussbare Lasten) im virtuellen Kraftwerksverbund, um jederzeit Regelleistung, Strom- und Wärmelieferung zuverlässig und betriebswirtschaftlich optimal erbringen zu können. Hier findet sich auch ein mögliches Einsatzgebiet für direkt vermarktete Anlagen, deren volatiles Einspeiseverhalten so besser ausgeglichen und vergütet werden kann. Ein virtuelles Kraftwerk eignet sich auch, den Wechsel oder sogar parallelen Betrieb von Regelenergiemärkten und EOM (Terminmarkt, Spotmarkt) mit optimalen betriebswirtschaftlichen Ergebnissen durchzuführen. Herzstück ist hierbei eine mathematische Optimierungssoftware, die unter Beobachtung von Marktpreisen, Lastprognosen und Verfügbarkeiten optimierte Einsatzfahrpläne auf Anlagen- oder Poolbasis ermittelt. Im Kern muss durch die IT-Referenzarchitektur eine „Kraftwerkseinsatzplanung“ auf dezentraler Ebene unterstützt werden, die durch den Einbezug von Energiehandel und Absatzportfolio zur vollwertigen Querverbundoptimierung wird. Die Signalisierung und damit die Interaktion der Marktteilnehmer, sollte hier über das Ampelkonzept gem. BDEW-Roadmap Smart Grid erfolgen. Ergänzend dient die in der BDEW-Roadmap Smart Grids vorgeschlagene Diensteplattform zur diskriminierungsfreien Datenvermittlung zwischen den Marktpartnern. Anwendungsbezogen und funktional sollten folgende Umsetzungsaspekte von einer IT-Architektur berücksichtigt werden: 1. Die zentrale Herausforderung besteht in der echtzeitnahen Verknüpfung der kommerziellen IT (Portfolio-, Energiedatenmanagement, Prognosen) und der industriellen IT (Leitsysteme, Übertragungstechnik, Mess-/Steuer-/Regelungstechnik). Außerdem muss – i.S.v. Hybridnetzen – das Verhalten der leitungsgebundenen Energieträger Strom, Gas und Wärme einbezogen und „Cross Commodity“ aufeinander abgestimmt werden. 2. Zum Betrieb eines solchen Pools benötigt der Anbieter neben der technischen Anbindung (Fernwirk-, Prozessleit-, Gebäudeleit-, Mess-/Steuer-/Regelungstechnik, zukünftig SMG) der Anlagen auch SCADA-Funktionen sowie eigene Prognose und Optimierungswerkzeuge. 3. Der kurzfristige Leistungsabruf erfolgt dann über den regionalen Bilanzkoordinator, der mit Hilfe von Kurzfristprognosen und dem aktuellen Netzzustand einschließlich geplanter Maßnahmen (z.B. Abschalten von Netzbereichen wegen Baumaßnahmen) den Regelleistungsbedarf bestimmt. Spätestens hier ergibt sich die Notwendigkeit, die Verteilernetze stärker dezentral zu automatisieren („Feeder Automation“). Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 214 Albersmann/Wassermann 4. Hierzu müssen bisher nur nachgeführte Ortsnetzeinrichtungen fernwirktechnisch eingebunden werden, mind. auf der Meldungsseite, idealerweise auch in Steuerrichtungen. Zusätzliche Messeinrichtungen ermitteln in Echtzeit die Einspeisung und Entnahme an kritischen dezentralen Netzknoten. Alternativ, ergänzend oder übergangsweise ist der stärkere Einsatz von Netzzustandsschätzungen („Online State Estimation“) vorstellbar, da hiermit die Ausbaukosten der Messtopologie reduziert oder verlagert werden können. 5. Hinzu kommen Kaskadenabrufe der vorgelagerten Netzebene. Ähnlich dem Prinzip der Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung steuert der regionale Bilanzkoordinator entweder die Anlagen direkt oder ruft die Leistung elektronisch ab. 6. Für diese Anbindung sind Standardschnittstellen, -prozesse und -formate erforderlich. Hierfür eignen sich XML-basierte Lösungen (bis auf Viertelstundenebene) und prozesstechnische Lösungen (z. B. OPC, IEC 870-5, IEC 61850, CIM) für den kurzfristigen Abruf. Die Sicherheit der Transaktionen ist über ein mehrstufiges Quittierungsverfahren (Empfangs- und Syntaxbestätigung, Akzeptanzbestätigung, Antwort-Nachricht) und eine gesicherte Datenübertragung (gegenseitige Authentifizierung, Verschlüsselung) zu gewährleisten. Die nötige Übertragungsinfrastruktur sollte als gemeinsames Energieinformationssystem aufgebaut werden, um eine einheitliche, hochautomatisierte, sichere und leicht administrierbare Umgebung unter Einhaltung aller Zeit- und Sicherheitsbedingungen zu gewährleisten. Dieses Netz könnte auch die konsistente Haltung von Stamm-, Plan- und Bewegungsdaten für alle Marktteilnehmer leisten. Weiterhin ist auf die eindeutige Referenzierung der Nachrichtenaustausche und deren manipulationssicheren Vorhaltung zu achten. Ähnlich einem Betriebsprotokoll einer Leitstelle muss der komplette Datenaustausch nachvollziehbar, revisionssicher, zugriffsgeschützt und einsehbar hinterlegt sein. Da die Abrufe i.S.d. Netzstabilität zeitkritisch sind, müssen ggf. Ersatzwege für die Kommunikation vorgehalten werden. Nach dem Abruf muss eine vertragskonforme Abrechnung und Bilanzierung erfolgen. Diese basiert einerseits auf den Leistungspreisen, die gem. Auktionsergebnis und Leistungsbereitstellungszeitraum verrechnet werden müssen. Dafür benötigen die Anbieter Werkzeuge zur formalen und sachlichen Rechnungsprüfung. In jedem Fall reichen klassische Abrechnungssysteme nicht aus, da die kurzzyklische bzw. spontane Leistungsbereitstellung Energiedatenmanagementlösungen erforderlich macht, die u.U. sogar azyklische (minutenscharfe, spontane) Ereignisse verarbeiten müssen (echtes „Realtime Pricing“). Smart Grid und intelligente Messsysteme Abschnitt 4.1 Albersmann/Wassermann 215 Hinzu kommt die Notwendigkeit der Netzbilanzierung auf regionaler Ebene, die eine weitere Untergliederung vorhandener EDM-Systeme beim regionalen Bilanzkoordinator und eine Einführung solcher Systeme beim Anbieter erforderlich macht. 4.1.7 Flexibilität im Energiesystem aus Vertriebssicht Das Energiesystem Deutschlands entwickelt sich zunehmend zu einem verbrauchsbestimmten Regelkreis. Deshalb steht das Energiesystem vor der Herausforderung, zukünftig den aktuellen Verbrauch stärker auf die momentane regionale oder sogar lokale Einspeisesituation einzustellen. „Demand Side Management“494 (DSM) beschreibt die aktive Beeinflussung des Verbraucherverhaltens durch Lastabsenkung und -anhebung sowie die zeitliche Verlagerung von Verbräuchen. Die von der Einführung eines DSM betroffenen Systeme und Abhängigkeiten sowie neu zu etablierenden Funktionen und (kommunikations-) technischen Anforderungen müssen identifiziert und im zweiten Schritt neu etabliert oder ertüchtigt werden. Wichtig für die IT-Umsetzung eines DSM sind: Die Verlagerungsfähigkeit von Energiebezügen (z.B. mögliche Produktionsverlagerungen in der Industrie, Wärme- und Kälteproduktion) und deren Kosteneffekte ist zu ermitteln (ggf. höhere Kosten durch Produktionsunterbrechungen in Folgeprozessen). Ist die Verlagerungsfähigkeit gegeben, muss die erforderliche Sensorik und Aktorik in den Verbrauchsanlagen und zwischen den beteiligten Unternehmen hergestellt werden. Ein kritischer Faktor ist zusätzlich, dass bisherige Lastprognosen auf einem unbeeinflussten Verbraucherverhalten beruhen. Diese sog. „Arbitragefreiheit“ wird zukünftig nicht mehr gegeben sein, da sich signifikante Verbrauchsmengen aktiv nach dem Marktgeschehen richten werden. Dies muss bei allen Marktakteuren (Lieferanten, Netzbetreiber) durch unterschiedliche Prognosestrategien für beeinflussbare und nicht-beeinflussbare Verbraucher berücksichtigt werden. Zu beachten bleibt, dass beeinflussbare Verbrauchseinrichtungen optimal in ein virtuelles Kraftwerkskonzept integriert werden können – als „Erzeuger mit negativem Vorzeichen“. 494 Vgl. dazu unten ausführlich Abschnitt 4.5 (Lastmanagement – Demand Side Management). Diese Aussage gilt auch für vorhandene und zukünftige Speichertechnologien, die gedanklich je nach Situation als Einspeiser oder Verbraucher agieren können und gem. den vorigen Ausführungen in das Energieinformationsnetz einbezogen Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 216 Albersmann werden müssen. Stellvertretend seien hier die Diskussionen aus der eMobility „Vehicle-to-Grid“ genannt. Darüber hinaus ermöglicht eine detailliertere Auswertung des Verbraucherverhaltens mit den Daten der Smart Meter und Big Data-Technologien eine bessere individuelle Prognose und eine Optimierung der Bilanzkreise. 4.1.8 Rolle von Speichern, Demand Side Management und virtuellen Kraftwerken für das Smart Grid Das Smart Grid bietet die Möglichkeit, neue Technologien und Geschäftsmodelle in den Markt zu integrieren, z.B. Speichertechnologien. Die Ideen für Stromspeicher sind vielfältig495: So könnten Elektroautos herangezogen werden, um Strom zu speichern und sie bei Bedarf wieder ins Netz einzuspeichern oder die Umwandlung von Strom zu Wasserstoff mit Hilfe des Elektrolyse-Prozesses könnte umgesetzt werden. Jüngst haben Automobilhersteller den Vertrieb von reinen Haushaltsbatterien begonnen, die nicht mehr in Elektroautos verbaut werden, sondern zuhause vor Ort montiert werden. Weiterhin bestehen Überlegungen seitens der Energieversorger, solche Haushaltsbatterien zu einem Schwarm zu bündeln, um noch flexibler auf fluktuierende Erzeugung reagieren zu können. DSM kann mit Hilfe von Smart Grids effizienter durchgeführt werden, da jeder Verbraucher und Erzeuger durch die Installation von Steuerboxen individuell angesteuert werden kann, sodass mehr Erzeugungseinheiten im optimalen Betriebspunkt gefahren werden können, wodurch die Auslastung steigt und Einsatzkosten verringert werden. Nutzen gegenwärtig noch vorwiegend gewerbliche Kunden das DSM (z.B. Lastabwurf), so könnten mit der Etablierung des Smart Metering auch bei Haushaltskunden individuell Laststeuerungen vorgenommen werden. 495 Dazu ausführlich Abschnitt 4.3.1 (Überblick zu Stromspeichertechnologien). Smart Grid und intelligente Messsysteme Abschnitt 4.1 Salevic 217 4.1.9 Smart Meter Rollout und Bedeutung für das deutsche Energiesystem 4.1.9.1 Das Messstellenbetriebsgesetz Der bundesdeutsche Gesetzgeber hat auf der Grundlage von Vorgaben der EU496 mit dem MsbG die rechtliche Basis für den verpflichtenden und optionalen Einbau von „Smart Metern“ geschaffen497. Das MsbG unterscheidet Verbraucherkategorien und Anlagenbetreibergruppen. § 29 Abs. 1 Nr. 1 und Nr. 2 MsbG verpflichtet den grundzuständigen Messstellenbetreiber, ortsfeste Zählpunkte bei Letztverbrauchern mit einem Jahresstromverbrauch über 6.000 kWh, bei solchen Letztverbrauchern, mit denen eine Vereinbarung nach § 14 EnWG besteht, und bei Anlagenbetreibern mit einer installierten Leistung über 7 kW mit intelligenten Messsystemen auszustatten. Für ortsfeste Zählpunkte bei Letztverbrauchern mit einem Jahresstromverbrauch bis einschließlich 6.000 kWh sowie bei Anlagen mit einer installierten Leistung über 1 bis einschließlich 7 kW besteht die Option, sie mit intelligenten Messsystemen auszustatten. Sowohl die verbindliche, als auch die optionale Ausstattung unterliegt den Voraussetzungen der technischen Möglichkeit nach § 30 MsbG und der wirtschaftlichen Vertretbarkeit gem. § 31 MsbG. Von der europäischen Ebene aus betrachtet, handelt es sich bei dem „Smart Meter“ um eine kommunikationsfähige Messeinrichtung beim Endkunden. Auf nationaler Ebene wird der Begriff des „Smart Meter“ im MsbG nicht verwendet. Daher ist er nicht legal definiert. Regelmäßig wird er jedoch als Oberbegriff für Messsysteme beim Kunden gebraucht498. Die BNetzA definiert Smart Meter als eine Messeinrichtung zur Erfassung elektrischer Energie, die in ein Kommunikationsnetz eingebunden ist und die der Verbraucherin/dem Verbraucher den tatsächlichen Energieverbrauch und die tatsächliche Nutzungszeit anzeigt. Sie sieht in einem Smart Meter demnach ein intelligentes Messsystem (Vorliegen einer Einbindung in ein Kommunikationsnetz). Das MsbG definiert den Begriff des intelligenten Messsystems. Dieses besteht aus einer modernen Messeinrichtung, der Informationsgrundlage in standardisierter 496 Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2009/73, Anhang I Abs. 2; Lüdemann/Ortmann/Pokrant, a.a.O. (Fn. 216), S. 339 f., I; für Strom vgl. RL 2009/72/EG, Anhang I, 2: BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, A, S. 1. Vgl. dazu auch oben Abschnitt 3.1.2.3 (Digitalisierung des Messwesens). 497 Lüdemann/Ortmann/Pokrant, wie vorige Fn. 498 Erwägung 17 der Empfehlungen der Kommission v. 09.03.2012 zu Vorbereitungen für die Einführung intelligenter Messsysteme, ABl. EU2012 Nr. 73, I Nr. 3b; Schäfer- Stradowsky/Boldt, Energierechtliche Anmerkungen zum Smart Meter-Rollout, in: EnWZ, Heft 8, 2015, S. 349 f., I.1. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 218 Salevic Form, die gem. § 2 Satz 1 Nr. 15 MsbG in der Lage ist, den tatsächlichen Elektrizitätsverbrauch und die tatsächliche Nutzungszeit widerzuspiegeln, sowie einer BSIzertifizierten Kommunikationseinheit, dem sog. „Smart-Meter-Gateway““ zur Einbindung der Messeinrichtung in ein Kommunikationsnetz499. Intelligente Messsysteme grenzen sich durch Plattform-Kompatibilität, sowie durch die Fertigung nach einem Privacy-by-design-Standard des BSI von herkömmlichen Messsystemen ab500. Damit stellen intelligente Messsysteme eine Ausführung des „Smart Meter“ dar. Durch diese informations- und regeltechnischen Erweiterungen wird eine Basis geschaffen, um konventionelle Energienetze zu modernen, intelligenten Netzen, sog. „Smart Grids“, auszubauen. Durch den „Rollout“ intelligenter Messsysteme werden zukünftig 96 Viertelstundenwerte pro Tag und damit 35.040 Einzelwerte pro Jahr je angebundenem Zählpunkt erfasst und übermittelt501. Während „Smart Meter“ zunächst einmal auf Letztverbraucherseite Informationen über das Verbrauchsverhalten bereitstellen, verarbeiten „Smart Grids“ diese Informationen auch netzseitig, um Erzeugung und Verbrauch besser aufeinander abzustimmen. Ferner kommt dem „Smart Grid“ die intelligente Steuerung von Verbrauchs- und Speicheranlagen perspektivisch zu502. Der durch das GDEW vorgesehene „Rollout“ von intelligenten Messsystemen geht insoweit deutlich über die von der EU verlangte Einführung von „Smart Meter“ hinaus. Die zentralen Beweggründe hierfür sind in der deutschen Energiewende und den besonders hohen Datenschutzzielen zu suchen503. Auf der Anlagenseite soll eine einheitliche Kommunikations- und Steuerungstechnik das Einspeisemanagement verbessern und es somit ermöglichen, Schwankungen zwischen Angebot und Nachfrage besser zu koordinieren. Ferner können somit Ausgleichskosten reduziert werden504. Zu den Maßnahmen des Einspeisemanagements zählt auch die Abregelbarkeit sowie die damit verbundene Direktvermarktungsfähigkeit von EEG-/KWK-Anlagen505. Intelligente Messsysteme mit Steuerungstechnik, die sog. Steuerbox, wird in schaltungskritischen Fällen als Zusatzmodul und -leistung implementiert – liefern also eine standardisierte Schnittstelle, um durch Einspeise- und Preismanagement entstehende Einspeiseschwankungen auszugleichen und eine Abrechnung der schwankenden zu Preise ermöglichen. 499 Lüdemann/Ortmann/Pokrant, a.a.O. (Fn. 216). 500 BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, A, S. 1. 501 BT-Drs. 18/7555, S. 2. 502 Vgl. http://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Energie/intelligente-netze.html. 503 BT-Drs. 18/7555, a.a.O. 504 BT-Drs. 18/8218 v. 25.04.2016, S.9; Lüdemann/Ortmann/Pokrant, a.a.O. (Fn. 216). 505 BNetzA, BK 6, Festlegungsverfahren zur bilanziellen und energetischen Behandlung von Einspeisemanagementmaßnahmen v. 25.09.2013, S. 2. Smart Grid und intelligente Messsysteme Abschnitt 4.1 Salevic 219 Über intelligente Messsysteme mit Steuerungstechnik kann der Netzbetreiber Maßnahmen des Einspeisemanagements zur optimalen Netzauslastung durchführen und durch Kenntnis der aktuellen Einspeiseleistung Überlastungen des Netzes verhindern. Ferner ist hier der Netzausbau als Kosten– und Infrastrukturposition zu beachten. Da die Netzdimensionierung von der Jahreshöchstlast abhängig ist, können Netzbetreiber Detailinformationen über Einspeisung und Verbrauch für genauere Prognosen nutzen, um volatile Einspeisungen sichtbar zu machen506. Somit können Netzüberlastungen und volkswirtschaftlich unnötige Netzausbauten vermieden werden, wobei die Notwendigkeit eines Netzausbaus für die Aufnahme weiteren Stroms aus EEG-Anlagen unstreitig ist507. Für die erforderliche „Austarierung“ des Netzes braucht man intelligente Messsysteme. Auf Letztverbraucherseite verfolgt der Gesetzgeber das Ziel, durch Informationen über den Energieverbrauch Einsparpotenziale zu heben. Hinzu kommt, dass der Gesetzgeber tageszeit- und lastvariable Tarife anstrebt508. Hierzu haben Lieferanten gem. § 40 Abs. 5 EnWG für Letztverbraucher von Elektrizität einen Tarif anzubieten, der einen Anreiz zu Energieeinsparung oder Steuerung des Energieverbrauchs setzt. Grundsätzlich erhält der Letztverbraucher mit einer bloßen modernen Messeinrichtung sowie frei zugänglichen Informationen über aktuelle Tarife ausreichend Daten, um seinen Energieverbrauch zu optimieren. Dies würde allerdings vom Letztverbraucher häufiges, regelmäßiges Ablesen und selbstständiges Auswerten der Verbrauchswerte verlangen. Der Energieversorger kann die in der modernen Messeinrichtung gespeicherten Daten z.B. jährlich ablesen und somit auch flexible Tarife abrechnen. Damit stellt sich jedoch die datenschutzrechtlich Frage, ob diese personenbezogenen Daten ohne das Vorhandensein eines intelligenten Messsystems die Sphäre des Verbrauchers verlassen dürfen, wodurch auf Letztverbraucherseite der „Rollout“ moderner Messsysteme ausreichen würde. Dies ist jedoch zu bezweifeln: Zunächst spricht der Gesetzgeber dem Datenschutz im GDEW eine wichtige Rolle zu509. Gem. § 2 Satz 1 Nr. 15 MsbG kann die moderne Messeinrichtung über ein SMG in ein Kommunikationsnetz eingebunden werden. Dem Sinn und Zweck dieser Norm folgend ist davon auszugehen, dass die grundsätzliche Kommunikation über das SMG erfolgen soll. 506 BT-Drs. 18/8218 v. 25.04.2016, S. 9. 507 Fest, Der Netzausbau im Recht der Energiewende, in: NVwZ, 2013, S. 824, I. 508 Siehe hierzu § 40 Abs. 5 EnWG; BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, A. 509 BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, B, S. 2; BMWi, Baustein für die Energiewende: 7 Eckpunkte für das „Verordnungspaket intelligente Netze“. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 220 Salecic/Töllner Diese Auffassung bestärken auch die §§ 21 und 22 MsbG, wonach hohe Mindestanforderungen u.a. für die Datenübermittlung an intelligente Messsysteme bzw. SMG gestellt werden. Ein Verlassen personenbezogener Daten der modernen Messeinrichtung auf „analoge Weise“ würde dem Zweck dieser Normen zuwider laufen. Rechtsprechung zu dieser Frage bleibt abzuwarten.Um zu verhindern, dass ein – wie von der EU- Kommission verlangter – „Rollout“ mehr Kosten verursacht als Nutzen bringt, wurde in Deutschland eine Kosten- Nutzen- Analyse in Auftrag gegeben. Der im Juli 2013 veröffentlichte Endbericht bewertet einen „Rollout“ für einen Großteil der Stromkunden als wirtschaftlich nicht zumutbar. Es wurde eine stufenweise Einführung empfohlen, um Kunden mit höherem Einsparpotenzial die Möglichkeit zu geben, von einer verpflichtenden Ausstattung zu profitieren510. Grds. erhält der Letztverbraucher mit einer bloßen modernen Messeinrichtung sowie frei zugänglichen Informationen über aktuelle Tarife ausreichend Daten, um seinen Energieverbrauch zu optimieren. Dies würde allerdings vom Letztverbraucher häufiges, regelmäßiges Ablesen und selbstständiges Auswerten der Verbrauchswerte verlangen. Der Energieversorger kann grds. die in der modernen Messeinrichtung gespeicherten Daten z.B. jährlich ablesen und somit auch flexible Tarife abrechnen. Damit stellt sich jedoch die datenschutzrechtlich Frage, ob diese personenbezogenen Daten ohne das Vorhandensein eines intelligenten Messsystems die Sphäre des Verbrauchers verlassen dürfen, wodurch auf Letztverbraucherseite der „Rollout“ moderner Messsysteme ausreichen würde. Dies ist jedoch zu bezweifeln: Zunächst spricht der Gesetzgeber dem Datenschutz im GDEW eine wichtige Rolle zu511. Gem. § 2 Satz 1 Nr. 15 MsbG kann die moderne Messeinrichtung über ein SMG in ein Kommunikationsnetz eingebunden werden. Dem Sinn und Zweck dieser Norm folgend ist davon auszugehen, dass die grundsätzliche Kommunikation über das SMG erfolgen soll. Diese Auffassung bestärken auch die §§ 21 und 22 MsbG, wonach hohe Mindestanforderungen u.a. für die Datenübermittlung an intelligente Messsysteme bzw. SMG gestellt werden. Ein Verlassen personenbezogener Daten der modernen Messeinrichtung auf „analoge Weise“ würde dem Zweck dieser Normen zuwider laufen. Rechtsprechung zu dieser Frage bleibt abzuwarten. 4.1.9.2 Moderne Messeinrichtung Gem. § 2 Nr. 15 MsbG stellt eine moderne Messeinrichtung eine Messeinrichtung dar, die den tatsächlichen Elektrizitätsverbrauch und die tatsächliche Nutzungszeit widerspiegelt und über ein SMG sicher in ein Kommunikationsnetz eingebunden werden kann. Prägend für die Einordnung einer Messeinrichtung als „modern“ ist 510 BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, A. S. 1; Lüdemann/Ortmann/Pokrant, a.a.O. (Fn. 216). 511 BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, B, S. 2; BMWi, Baustein für die Energiewende: 7 Eckpunkte für das „Verordnungspaket intelligente Netze“. Smart Grid und intelligente Messsysteme Abschnitt 4.1 Salecic/Töllner 221 also deren Fähigkeit, die tatsächlichen Elektrizitätsverbräuche und Nutzungszeiten zu visualisieren und das Potenzial zur sicheren Einbindung in ein Kommunikationsnetz über ein SMS. „Gewöhnliche“ Messgeräte müssen diese Anforderungen nicht erfüllen. Sie sind als Messgeräte, die allein oder in Verbindung mit anderen Messgeräten für die Gewinnung eines oder mehrerer Messwerte eingesetzt werden, definiert (§ 2 Nr. 10 MsbG). Die Fähigkeit zur Visualisierung ist in Abgrenzung zu den konventionellen Zählern (Ferraris-Zählern) zu sehen. Bei Vorhandensein einer modernen Messeinrichtung hat der Messstellenbetreiber dafür Sorge zu tragen, dass der Anschlussnutzer standardmäßig über die Informationen zum tatsächlichen Energieverbrauch und der tatsächlichen Nutzungszeit hinaus historische tages-, wochen-, monats- und jahresbezogene Energieverbrauchswerte jeweils für die letzten 24 Monate einsehen kann. Bei Vorhandensein eines intelligenten Messsystems muss der Messstellenbetreiber sogar dafür Sorge tragen, dass der Anschlussnutzer standardmäßig jederzeit zumindest folgende Informationen einsehen kann: Informationen über den tatsächlichen Energieverbrauch sowie über die tatsächliche Nutzungszeit, abrechnungsrelevante Tarifinformationen und zugehörige abrechnungsrelevante Messwerte zur Überprüfung der Abrechnung, historische Energieverbrauchswerte entsprechend den Zeiträumen der Abrechnung und Verbrauchsinformationen nach § 40 Abs. 3 EnWG für die drei vorangegangenen Jahre, historische tages-, wochen-, monats- und jahresbezogene Energieverbrauchswerte und, soweit vorhanden, Zählerstandsgänge jeweils für die letzten 24 Monate sowie die Informationen aus § 53 Abs. 1 Nr. 1 MsbG (Einsicht in die im elektronischen Speicher- und Verarbeitungsmedium gespeicherten, auslesbaren Daten). Des Weiteren muss die moderne Messeinrichtung über ein SMG in ein Kommunikationsnetz eingebunden werden können. Ein SMG ist „die Kommunikationseinheit eines intelligenten Messsystems, die ein oder mehrere moderne Messeinrichtungen und weitere technische Einrichtungen wie Erzeugungsanlagen nach dem EEG oder KWKG zur Gewährleistung des Datenschutzes, der Datensicherheit und Interoperabilität unter Beachtung der besonderen Anforderungen von Schutzprofilen und Technischen Richtlinien nach § 22 Abs. 1 und 2 MsbG sicher in ein Kommunikationsnetz einbinden kann und über die Funktionalitäten zur Erfassung, Verarbeitung und Versendung von Daten verfügt“ (§ 2 Nr. 19 MsbG). Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 222 Salecic/Töllner 4.1.9.3 Intelligente Messsysteme In § 2 Nr. 7 MsbG ist das intelligente Messsystem definiert als „eine über ein SMG in ein Kommunikationsnetz eingebundene moderne Messeinrichtung zur Erfassung elektrischer Energie, das den tatsächlichen Energieverbrauch und die tatsächliche Nutzungszeit widerspiegelt und den besonderen Anforderungen nach den § 21 und 22 MsbG genügt, die zur Gewährleistung des Datenschutzes, der Datensicherheit und Interoperabilität in Schutzprofilen und Technischen Richtlinien festgelegt werden können“. § 21 MsbG stellt dabei Mindestanforderungen an intelligente Messsysteme. Sie müssen: die zuverlässige Erhebung, Verarbeitung, Übermittlung, Protokollierung, Speicherung und Löschung von aus Messeinrichtungen stammenden Messwerten gewährleisten, eine Visualisierung des Verbrauchsverhaltens des Letztverbrauchers ermöglichen, sichere Verbindungen in Kommunikationsnetzen durchsetzen, ein SMG beinhalten, die von der BNetzA vorgegebenen Grenzen für den Eigenstromverbrauch einhalten und die Stammdaten angeschlossener Anlagen übermitteln können. Das intelligente Messsystem besteht aus einer oder mehreren modernen Messeinrichtungen und einem Kommunikationsmodul, dem sog. Gateway. Es erhebt und übermittelt die Verbrauchsdaten sicher und verschlüsselt und muss die Anforderungen nach § 22 MsbG erfüllen. Bei der Unterscheidung zwischen modernen Messeinrichtungen und intelligenten Messsystemen ist demnach darauf abzustellen, ob die Messeinrichtung nur potenziell in ein Kommunikationsnetz eingebunden werden kann oder ob sie faktisch eingebunden ist und darüber hinaus die Anforderungen aus §§ 21, 22 MsbG erfüllt. Das intelligente Messsystem stellt demnach durch das implementierte SMG, das die Einbindung in das Kommunikationsnetz ermöglicht, ein „Mehr“ gegenüber den modernen Messeinrichtungen dar. Virtuelle Kraftwerke Abschnitt 4.2 Albersmann/Sänger 223 4.2 Virtuelle Kraftwerke 4.2.1 Begriffsdefinition Eine einheitliche Definition des Begriffs „virtuelles Kraftwerk“ ist nur schwer möglich. So weisen sogar die Definitionen der einzelnen Betreiber von virtuellen Kraftwerken und spezialisierten IT-Dienstleistern signifikante Differenzen auf. Die Definitionen reichen von „gemeinschaftlicher Bewirtschaftung (Planung, Vermarktung, Überwachung und Steuerung) einer Vielzahl von kleinen Erzeugungsanlagen und flexiblen Verbrauchern an unterschiedlichen Orten, mit verschiedenen Energieträgern, unterschiedlichen Technologien und Leistungen“512 bis hin zu „multimodalen Energiemanagement-Systemen zur Unterstützung klassischer (Direktvermarktung, Demand Response, Regelenergie…) und künftiger Anwendungsfälle (EV2Grid, Home2Grid …)“513. Zusammenfassend treffen die nachfolgend aufgezeigten Eigenschaften auf virtuelle Kraftwerke zu, aus denen sich eine weitgefasste Definition herableiten lässt: Virtuelle Kraftwerke bezeichnen die zentrale Steuerung mehrerer Energieerzeugungsanlagen, Verbrauchern und Speichern wobei die technische Einheit nur auf der Steuerung und auf der IT beruht. Die Energieerzeugungsanlagen stehen in keinem räumlichen Verhältnis zueinander und eine räumliche Verbundenheit der einzelnen Energieerzeugungsanlagen liegt nicht vor. Weitere typische Eigenschaften eines virtuellen Kraftwerks sind zum einen die dezentrale Erzeugung an mehreren Standorten sowie die bereits angeschnittene zentrale Steuerung und Fernüberwachung. Weiterhin ist die Flexibilität virtueller Kraftwerke hervorzuheben, womit Betreiber von virtuellen Kraftwerken in kürzester Zeit auf Markt- und Preisveränderungen reagieren können. Diese Flexibilität rührt v.a. aus der Mischung von verschiedenen Anlagenarten und Energieträgern – so lassen sich verschiedenste Energieerzeugungsanlagen (sowohl konventionell als auch erneuerbar) zu einem virtuellen Kraftwerk bündeln und im Optimalfall Synergieeffekte realisieren. Zusammenfassend erfüllen virtuelle Kraftwerke folgende Eigenschaften: Verbund/Pool von Erzeugungsanlagen, Verbrauchern und Speichern, die dezentral, vernetzt, mit zentraler Steuerung, fernüberwacht werden 512 Theodor Baumhoff, Sales Manager der Procom GmbH (05/2016). 513 Gerhard Graf, Product Manager VPP der Bosch Software Innovations GmbH (05/2016). Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 224 Albersmann/Sänger und in einem flexiblen System mit flexiblen Komponenten unter Mischung von verschiedenen Anlagenarten agieren. 4.2.2 Virtuelle Kraftwerke im Smart Market und im Smart Grid: Nutzen und Einsatzfelder Die Energiewirtschaft durchlebt in den letzten Jahren einen intensiven Wandel. V.a. der Begriff Smart Grid gewann und gewinnt weiterhin an Bedeutung und soll zukünftig das konventionelle Elektrizitätsnetz ablösen. Der Begriff Smart Grid lässt sich grob als konventionelles Elektrizitätsnetz aufgerüstet durch Kommunikations-, Mess-, Steuer-, Regel- und Automatisierungstechnik sowie IT-Komponenten definieren. Durch diese Aufrüstung erhofft man sich eine bessere Ausnutzung der Netzinfrastruktur sowie eine Verbesserung der Netzstabilität. Im Gegensatz zum konventionellen Elektrizitätsnetz lassen sich in Smart Grids verschiedene Parameter individuell variieren. Diese Neuerung ermöglicht zukünftig auch kleineren Netznutzern am Markt agieren und aktiv am Marktgeschehen teilnehmen zu können. Mit der Umsetzung der Smart Grids soll ein aktiv steuerbares Energienetz entstehen, um ein Zusammenspiel aller Akteure am Energiemarkt zu ermöglichen. Ein anderer Begriff, der eng mit Smart Grid verbunden ist, ist der Begriff des Smart Market. Der Smart Market kann hierbei als Überbau der Smart Grids aufgefasst werden. Während Smart Grids explizit auf dem Elektrizitätsnetz beruhen, bezieht sich der Begriff des Smart Market auf den Bereich außerhalb des Netzes, auf dem die jeweiligen Marktakteure Energiemengen austauschen und Dienstleistungen bereitstellen. Virtuelle Kraftwerke können sowohl marktdienlich, als auch netzdienlich eingesetzt werden. Im Smart Market liegt die Stärke von der Substitution von Bandlieferungen aus Großkraftwerken bis zum Einsatz im Intraday-Markt. Die Flexibilität virtueller Kraftwerke ermöglicht aber auch die Bereitstellung von Regelleistung von der Minutenreserve bis zur Primärregelung. Dabei bietet das Anlagen-Cluster des virtuellen Kraftwerks eine grds. höhere Verfügbarkeit als eine einzelne Großanlage514. 514 Die Geschäftsmodelle zur Nutzung dieser Potenziale werden unten in den Abschnitten 7.1 (Herkömmliche Geschäftsmodelle unter Druck) und 7.2 (Erzeuger) dieses Buchs beschrieben. Virtuelle Kraftwerke Abschnitt 4.2 Albersmann/Sänger 225 4.2.3 Technologien und Komponenten virtueller Kraftwerke Der Aufbau eines virtuellen Kraftwerks lässt sich grob in das zentrale Portfoliomanagement, die zentrale Intelligenz und die dezentrale Prozesstechnik einteilen. Die dezentrale Prozesstechnik ist nicht nur auf dezentrale Energieerzeugungsanlagen begrenzt, sondern auch Verbraucher und Speicher finden ihren Platz auf dieser Ebene. Je nach Bedarf lassen sich auf dieser Ebene individuell Energieerzeugungsanlagen, Verbraucher und Speicher ab- oder zuschalten. Besonders der Einsatz von Speichern trägt zur Minimierung der Einsatzkosten (Minimierung von Regelungsvorgängen in den Erzeugungseinheiten, Fahren möglichst vieler Erzeugungseinheiten im optimalen Betriebspunkt), Reduktion der Investitionskosten (verringerte Anzahl Erzeugungseinheiten zur Erreichung des gleichen Einsatzergebnisses) und zur Erhöhung der Regelgeschwindigkeit (Erhöhung der Erträge) bei. Die dezentrale Prozesstechnik ist mit der zentralen Intelligenz verknüpft, die die dezentrale Prozesstechnik durch individuelle Steuersignale steuert und lenkt. Die zentrale Intelligenz erstreckt sich neben der Steuerungstechnik auch auf die Meldetechnik, da in kürzester Zeit enorme Datenmengen anfallen können. Die zentrale Intelligenz lässt sich grob in die technische IT und die kommerzielle IT einteilen: Zur technischen IT zählen hierbei Prozessleitsysteme mit SCADA- und EMS- Funktionen, dezentrale Automatisierungstechniken, wie SPS, oder anlagenspezifische Komponenten. Diese Techniken erfüllen v.a. den Zweck der Fernsteuerung und Überwachung. Bindeglieder auf der Ebene der technischen IT sind Fernwirksysteme, Zählerfernauslesesysteme und Betriebsdatenerfassungssysteme. Anlagen- oder Prozessdaten lassen sich mit Hilfe dieser Techniken sofort umsetzen und die einzelnen Anlagen können durch Fernwirktechnik und Leittechnik ferngesteuert und gelenkt werden. Die kommerzielle Seite hingegen besteht aus ERP-Systemen, die notwendige betriebswirtschaftliche Daten und Funktionen bereitstellen. Weiterhin sorgen Portallösungen und Reportingtools für den Informationsaustausch mit Anlagenbetreibern und Stakehouldern. Die Hauptaufgaben der zentralen Intelligenz sind zum einen, Informationen vom zentralen Portfoliomanagement zu verarbeiten und mit Hilfe dieser Informationen eine Optimierung und Steuerung der dezentralen Prozesstechnik vorzunehmen. Andererseits ist die zentrale Intelligenz für die Überwachung und Prognose zuständig, woraus Kenntnisse gezogen werden können, die vorrangig für das zentrale Portfoliomanagement von Bedeutung sind. Eine Komplettlösung der IT- Komponenten ist kaum üblich – so können bspw. Einzelanlagen verschiedenen Betreibern gehören, sodass hier organisatorische Herausforderungen entstehen können. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 226 Albersmann/Sänger Die oberste Ebene bildet das zentrale Portfoliomanagement, das für die stetige Balance zwischen Marktgeschehen, Anlagenverfügbarkeit und Kostensituation zuständig ist und durch richtiges Handeln das betriebswirtschaftliche Optimum erreicht. Ziel des zentralen Portfoliomanagement sollte es sein, die Flexibilität des virtuellen Kraftwerks optimal zu nutzen und so Marktvorteile zu erreichen. Grundlage für das Funktionieren von virtuellen Kraftwerken ist der Smart-Meter Rollout in Deutschland. Ohne intelligente Messsysteme sind viele grundsätzliche Bestandteile der zentralen Intelligenz (Prognose, Überwachung, Optimierung und Steuerung) nicht umsetzbar – weswegen die Umrüstung auf intelligente Messsysteme von eminenter Bedeutung ist. Der Betrieb von virtuellen Kraftwerken umfasst mehrere Ebenen: Front Office Middle Office Back Office Technischer Betrieb Unternehmensführung Das Front Office ist hauptsächlich für den Handel und damit den Abschluss von Verträgen mit verschiedensten Marktpartnern zuständig. Beim Konzept des virtuellen Kraftwerks umfasst dies bspw. den Abschluss von Verträgen mit Anlagenbetreibern, um Erzeuger in ein virtuelles Kraftwerk integrieren zu können. Weiterhin gehört der Austausch mit Netzbetreibern bzw. ÜNB (um am Regelenergiemarkt teilnehmen zu können) zu den Aufgaben des Front Office. Um den erzeugten Strom vermarkten zu können, müssen außerdem Verhandlungen an der Börse oder außerbörslich im OTC-Handel geführt werden. Das Front Office von virtuellen Kraftwerken kann dabei mit dem eines herkömmlichen Kraftwerks verglichen werden. So kann auch der Vertrieb Teil des Front Office sein, denn neben der Akquisition von Anlagenbetreibern kann auch der Verkauf von Strom zu den Aufgaben des Front Office gehören. V.a. im aktuellen Marktdesign entwickeln sich klassische Kunden zu Prosumern, die sowohl Strom abnehmen als auch verkaufen. Um auf diese Entwicklung reagieren zu können, sollte das Front Office von virtuellen Kraftwerken einen Vertriebszweig beinhalten. Die Aufgaben des Middle Office umfassen v.a, das operative Geschäft, bspw. die operative Abwicklung der vom Front Office abgeschlossenen Verträge oder auch die Prognoseerstellung. Weiterhin bietet das Middle Office kurzfristig lieferbare Energiemengen auf dem Spotmarkt im Day-Ahead-, Intraday- und Yesterday-Handel an. Darüber hinaus gehören der operative Einsatz in den Regelleistungsmärkten (falls das virtuelle Kraftwerk am Regelleistungsmarkt agiert) und der operative Einsatz Virtuelle Kraftwerke Abschnitt 4.2 Albersmann/Sänger 227 der Anlagen zu den Aufgaben des Middle Office. Hier ist insb. der operative Einsatz der Anlagen hervorzuheben; dieser umfasst tiefgreifende Aufgaben von der Steuerung über die Optimierung bis hin zur Überwachung der Anlagen. Zur Überwachung ist die Wichtigkeit der Leitstelle zu betonen, die aus spezialisiertem Personal bestehen sollte, um Störungsursachen schnell erfassen und beseitigen zu können. Die Herausforderung im Konzept der virtuellen Kraftwerke liegt in erster Linie in der Entfernung zwischen den einzelnen Erzeugungsanlagen, Speichern oder Verbrauchern, die die Störungsbeseitigung nochmals erschweren kann. Zu den weiteren Aufgaben des Middle Office gehören das Fahrplanmanagement und damit der Austausch mit den zuständigen ÜNB und der einfache Datenaustausch mit Marktpartnern. Das Back Office übernimmt typische Aufgaben der Verwaltung – dazu zählen in virtuellen Kraftwerken die Abrechnung, Buchhaltung oder das Forderungsmanagement. Das Back Office fungiert hierbei als Unterstützung des Front- und Middle Office und hat nur in Ausnahmefällen direkten Kontakt zu Kunden und Marktpartnern. Die besondere Herausforderung im Konzept virtueller Kraftwerke liegt in der Vielfalt und räumlichen Ausdehnung der einzelnen Anlagen. Die vertrags- und verursachergerechte Leistungsverrechnung gegenüber akquirierten Anlagenbetreibern sollte daher oberste Priorität besitzen und mit größter Genauigkeit abgewickelt werden. Ein weiterer wichtiger Bestandteil virtueller Kraftwerke ist der technische Betrieb. Hier ist ähnlich wie beim Betrieb von klassischen Kraftwerken ein Asset- Management aufzubauen, das zur Bewirtschaftung der einzelnen Anlagen, Speichern und Verbrauchern beitragen soll. Ziel ist es, ähnlich wie bei der ursprünglichen Definition in der Finanzwirtschaft, für die Bestands- und Werterhaltung der Anlagen zu sorgen und die Garantie der Leistungsbereitschaft dieser Anlagen zu gewährleisten. Auch hier liegt die Herausforderung in der räumlichen Ausdehnung der Anlagen möglicherweise kann sich der „Schwarm“ der Anlagen, Speicher und Verbraucher auf das gesamte Bundesgebiet ausdehnen. Um diese Problematik zu umgehen, bedarf es u.U. eines national agierenden Field-Services, der sich umgehend um Störungen kümmert und Wartungen durchführt. Eine weitere Ebene des Betriebs von virtuellen Kraftwerken umfasst die Unternehmensführung – grds. können auch virtuelle Kraftwerke wie klassische Unternehmen angesehen werden. Um ein virtuelles Kraftwerk erfolgreich führen zu können, sind also ähnliche Grundsätze wie bei der klassischen Unternehmensführung zu befolgen: Lt. Koontz/O´Donnell (1972) ist die Unternehmensführung in folgende Bereiche unterteilt: Planung („Planning“), Organisation („Organizing“), Personalbereitstellung („Staffing“), Führung („Directing“) und Controlling („Controlling“). Diese klassischen Bereiche können auch auf die Unternehmensführung eines virtuellen Kraftwerks angewendet werden. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 228 Albersmann/Sänger So bedarf es einer Strategie bzw. Planung, um dieses vielfältige Konstrukt als Ganzes steuern und so Marktvorteile erzielen zu können. Außerdem ist ein gewissenhaftes Controlling notwendig, um die Kommunikation zwischen den verschiedenen Bereichen zu koordinieren und für die Bereitstellung von Informationen zu sorgen. Auch das Staffing und damit die Auswahl der richtigen Mitarbeiter besitzt eine enorm wichtige Rolle – in erster Linie aufgrund der Neuartigkeit des Konzepts virtueller Kraftwerke bedarf es ausgewiesener Experten, um ein reibungsloses Funktionieren zu gewährleisten. Ähnlich wie in klassischen EVU und bei klassischen Kraftwerksbetreibern ist es möglich, einzelne Ebenen des Kraftwerksbetriebs an Dienstleister abzutreten oder mit dem Modell des Shared-Service zu arbeiten. Eine große Herausforderung für die Betreiber von virtuellen Kraftwerken kann es sein, die richtigen IT-Lösungen zu finden. Noch ist eine IT-Komplettlösung nicht zu erwerben, weshalb die Betreiber von virtuellen Kraftwerken auf den Einkauf einzelner IT-Komponenten zurückgreifen müssen. Insb. bei zentralen Aufgabenstellungen des Middle Office werden IT- Lösungen benötigt, die bei der Überwachung, Steuerung und Optimierung eingesetzt werden können. So werden auf dem Markt bspw. Softwarelösungen zur Erzeugungsplanung und Einsatzoptimierung oder Prognosesysteme angeboten. Ähnlich wie bei klassischen EVU ist es außerdem möglich, mit dem Modell des Shared-Service-Centers zu arbeiten. In Frage kämen hierbei typische Aufgaben des Back Office, wie die Abrechnung oder das Forderungsmanagement. Diese könnten intern an ein Tochterunternehmen ausgegliedert werden, um damit das eigene Back Office zu entlasten. 4.2.4 Virtuelle Kraftwerke: Eine Integrationsaufgabe in Echtzeit Damit die IT wie eine Einheit funktioniert und die einzelnen Ebenen der IT (kommerziell und technisch) nahtlos zusammengeführt werden können, bedarf es einer riesigen Integrationsaufgabe. Betrachtet man die technische IT, so besteht die Hauptaufgabe in der Überwachung und Steuerung der einzelnen Anlagen. Auf der kommerziellen Seite gehen neben verschiedenen betriebswirtschaftlichen Daten u.a. Wetterdaten oder Messzeitreihen, ein. Die Schnittstellen über die diese Informationen bezogen werden sind MDM-Systeme, der Datenservice oder das Portfoliomanagement. Auch Merit-Order Listen fließen auf der kommerziellen Seite mit ein. Die Daten auf der kommerziellen Seite dienen v.a. als Grundlage zur Prognose und Optimierung. Für die Kommunikation mit externen Marktpartnern und den Datenaustausch stehen unterschiedliche Integrationswerkzeuge zur Verfügung. Im Rahmen der kommerzi- Speicher Abschnitt 4.3 Linden/Neuschwander 229 ellen Integration sollten hier entsprechende Standards, wie EDIFACT, CSV oder XML, unterstützt werden. Auf technischer Seite sind Standards wie IEC 61850, OPC oder CIM zu nennen. Zusammenfassend ist es wichtig, die kommerzielle und technische Seite ausgewogen miteinander zu verknüpfen. Die entsprechenden Komponenten sollten folgende Eigenschaften erfüllen: Hohe Integrationsfähigkeit Unterstützung von Standards (kommerziell: u.a. EDIFACT, CSV oder technisch: u.a. OPC, CIM) Hohe Performance und Reaktionsgeschwindigkeit bis hin zur Echtzeitverarbeitung Hohes Verarbeitungspotenzial für wachsende Datenvolumina. Rückt man von der Integration auf IT-Ebene ab und betrachtet die organisatorische Integration zwischen den kommerziellen Bereichen, wie dem Handel oder dem Vertrieb, und den technischen Bereichen, wie der Leitstelle oder dem Field Service, so sollte auch hier eine Verknüpfung zwischen den beiden Bereichen vorgenommen werden. Dazu könnte bspw. eine übergeordnete Stabstelle eingerichtet werden, die nur organisatorische und vermittelnde Aufgaben zwischen kommerziellen und technischen Bereichen übernimmt. 4.3 Speicher 4.3.1 Überblick zu Stromspeichertechnologien Stromspeicher dienen zum Ausgleich des zeitlichen Versatzes von Erzeugung und Nachfrage. Damit sind sie ein wichtiger Baustein für die Integration der (dargebotsabhängigen) erneuerbaren Energien sowie der Gewährleistung der Versorgungssicherheit im Hinblick auf hohe Bedarfs- und Leistungsgradienten dank ihrer schnellen Verfügbarkeiten. Im Zuge der Energiewende kommt Stromspeichern eine immer wichtigere Rolle zu, da mit der Umstellung von fossilen auf erneuerbare Energieträger die Stromproduktion weder gleichmäßig, noch dann erfolgt, wenn erhöhte Nachfrage nach Strom besteht. Damit einher steigt die Bedeutung von kurzfristig zu- oder abschaltbarer Kapazität. Auf diesem Feld konkurrieren Stromspeicher mit regelbaren Kraftwerken sowie weiteren Flexibilitätsquellen. Die verschiedenen Stromspeichertechnologien können vereinfachend als Kurzzeitspeicher, mittelfristig nutzbare Speicher und Langzeitspeicher in unterschiedliche zeitliche Kategorien gem. ihrer Speicherdauer und ihrer Anwendungsfälle unterschieden werden. Wesentlicher charakteristischer Parameter ist dabei die sog. E2P Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 230 Linden/Neuschwander ratio, das das Verhältnis aus speicherbarer Energiemenge zur Leistung des jeweiligen Speichers darstellt (kWh im Vergleich zu kW). Der Einsatz von Langzeitspeichern ist z.B. zur Überbrückung längerer Windflauten, in denen große Energiemengen benötigt werden, geeignet. Speicher mit geringer E2P ratio dienen eher der Bereitstellung von Leistung und dabei z.B. zur untertägigen Lastverlagerung oder Netzstabilisierung. Abb. 53: Stromspeichertechnologien In Deutschland stehen aktuell i.W. folgende Speichertechnologien zur Verfügung: Pump-, Druckluftspeicher, Batterien und Power-to-Gas. Zu den Speichertechnologien: Pumpspeicherkraftwerke pumpen bei Stromüberschüssen Wasser von einem Unter- in ein Oberbecken. Bei Nachfragespitzen wird das Wasser über Turbinen zurück ins Unterbecken geleitet und der dabei erzeugte Strom ins Netz zurückgespeist. Druckluftspeicherkraftwerke nutzen Druckluft als Energiespeicher. Wenn die Produktion von Strom die Nachfrage übersteigt, wird Luft elektromechanisch verdichtet und unter Druck in eine unterirdische Kaverne gepumpt. Bei Strombedarf wird die Druckluft in eine Expander-Turbine geleitet, die Strom erzeugt. Batterien sind elektrochemische Stromspeicher. Es gibt sowohl Batteriesysteme, die einen internen Speicher besitzen wie Lithium-Ionen- oder Blei-Säure-Akkus, als auch Systeme mit externem Speicher wie Redox-Flow-Batterien. Blei-Säure- Batterien stellen die älteste und am weitesten entwickelte Batterietechnologie dar. Speicher Abschnitt 4.3 Linden/Neuschwander 231 Power-to-Gas515 bezeichnet die Umwandlung von EE-Strom in Wasserstoff oder synthetisches Methan (SNG – synthetic natural gas), das als Gas oder als Flüssigkeit gespeichert werden kann. Anschließend steht es zur Verwendung als Brennstoff in Kraftwerken oder als Kraftstoff im Verkehr zur Verfügung. Die verschiedenen Technologien zur Stromspeicherung unterscheiden sich bzgl. ihrer Speicherkapazität, Speicherleistung, Flexibilität sowie ihres Wirkungsgrads bei der Rückverstromung und sind daher für unterschiedliche Anwendungen geeignet. 4.3.2 Marktüberblick Deutschland Bei Pumpspeicherkraftwerken sind trotz des vorhandenen technischen Potenzials die Ausbaumöglichkeiten durch wirtschaftliche und (umwelt-)politische Einschränkungen begrenzt. Neubauten rufen stets einen Umwelteingriff hervor, da große Staubecken benötigt werden. Neben den landschaftsverändernden Eingriffen im Zuge ihrer Errichtung steht häufig auch der ökologische Aspekt von Pumpspeicherkraftwerken im Fokus, da der eingesetzte Pumpstrom516 bis heute teilweise fossiler Herkunft entstammt und somit mit CO2 belastet ist. Standorte mit erfolgversprechenden Rahmenbedingungen sind in Deutschland sehr selten geworden. Namhafte Institutionen517 erforschen und entwickeln daher bereits alternative Pumpspeicher- Technologien. Getestet werden bspw. Pumpspeicher in ausgedienten Bergwerksschächten des Ruhrgebiets und Betonkugelspeicher518 auf Gewässergründen. Auch die Druckluftspeichertechnologie ist technisch ausgereift, allerdings ist ihr Beitrag zur großvolumigen Stromspeicherung deutlich geringer als derjenige von Pumpspeichern. Weltweit existieren bisher nur zwei Anlagen; eine davon befindet sich in Huntorf in Deutschland (320 MW installierte Leistung). Die spezifischen Investitionskosten betragen momentan zwischen 950 und 1800 EUR/kW519 und die 515 Vgl. dazu ausführlich unten Abschnitt 4.4.1 (Power to Gas). 516 Pumpspeicherkraftwerke nutzen häufig günstigen Nachtstrom aus konventionellen Grundlastkraftwerken (sog. Must-run-Kapazitäten) und fördern dadurch deren Wirtschaftlichkeit durch Vermeidung von An- und Abfahrzyklen. 517 U.a. das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik in Kassel. 518 Betonkugelspeicher werden in möglichst großen Tiefen auf den Grund von Gewässern versenkt und können durch das Vakuum in ihrem Inneren beim Öffnen eines Seeventils einströmendes Wasser mittels einer Turbine (samt Generator) in elektrischen Strom wandeln. Zu Zeiten des Stromüberangebots fungiert die Turbine dann als elektrische Pumpe und befördert das im Inneren der Kugel befindliche Wasser unter Wiederherstellung des Ausgangsvakuums erneut hinaus (Quelle: stromtarife-vergleich.net – Pumpspeicherkraftwerk 2.0 im Bodensee: Betonkugel als Stromspeicher, abrufbar unter: http://bit.ly/2ptuLkZ, Aufruf am 26.10.2016). 519 E-storage: Shifting from cost to value Wind and solar applications. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 232 Linden/Neuschwander Stromspeicherkosten liegen zwischen denen von Pumpspeichern und Batterien520. Für Druckluftspeicher besteht in Deutschland ein hohes nutzbares Potenzial, v.a. in den in Norddeutschland existierenden großen Salzkavernen. Allerdings sind die Wirkungsgrade von Druckluftspeichern noch vergleichsweise gering (40 bis 55 %). Ihre derzeitige Technologie ist Wärmeverlusten unterworfen, die sich hauptsächlich durch das Komprimieren des Arbeitsgases Luft zur Speicherung ergeben. Eine weitere Nutzung dieser Speichertechnologie hängt im großen Umfang von den weiteren technologischen Fortschritten ab. Momentan befinden sich adiabate (wärmedichte) Druckspeicher in der Entwicklungsphase, bei denen der Wirkungsgrad voraussichtlich auf 60 bis 70 % gesteigert werden kann521. Batterien werden seit dem 19. Jahrhundert als Stromspeicher genutzt, hauptsächlich in Small-Scale-Anwendungen wie tragbaren Stromquellen für Handys oder Laptops sowie in der Automobilindustrie (z.B. als Starterbatterie im Pkw). Die Entwicklungen im Rahmen der Energiewende und dem Ausbau im Bereich Elektromobilität haben jedoch beträchtliche Investitionen in die Entwicklung von Batterietechnologien auch für Anwendungen von Großspeichern ausgelöst. Momentan sind Bleisäure- und Lithium-Ionen-Akkus die führenden marktreifen Technologien. Die Investitionskosten für Bleisäurebatterien und für Lithium-Ionen-Akkus sind stark abhängig vom jeweiligen Einsatzzweck bzw. der jeweiligen Auslegung der Anlage. Das Verhältnis aus speicherbarer Energiemenge zur Leistung des jeweiligen Speichers ist hier ein entscheidender Kostentreiber. Für Bleisäure-Batterien fallen Kosten von 500 bis 16.000 EUR/kW und für Lithium-Ionen-Batterien von 500 bis 9.000 EUR/kW an522. Letztere gelten jedoch technisch u.a. aufgrund einer längeren Lebensdauer und eines höheren Wirkungsgrads als überlegen523. Für die Zukunft wird von Batterien in der Energiewirtschaft, einhergehend mit der Weiterentwicklung der Elektromobilität, v.a. bei Lithium-Ionen-Akkus ein weiterer Ausbau erwartet. Für höhere E2P ratios können künftig auch Redox-Flow-Batterien (Nasszelle) eine interessante Alternative darstellen, da die speicherbare Energie kostengünstig in Form größerer Tanks hergestellt werden kann. Dennoch ist ihr Unterhalt unter rein wirtschaftlichen Gesichtspunkten derzeit oft noch nicht gegeben. Die Kosten ihrer Anschaffung und des Betriebs sind daher zumeist auch als mittel- und langfristige Investition in den Aufbau von Know-how anzusehen. Nur im Falle einer deutlichen Kostendegression sowie wieder steigenden 520 Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien. 521 A.a.O., S. 70. 522 E-storage: Shifting from cost to value Wind and solar applications; Lazard (2015): Lazard’s levelized cost of storage analysis – version 1.0. 523 Batteriespeichermarkt für Privathaushalte bis 2025. Speicher Abschnitt 4.3 Linden/Neuschwander 233 Erlöspotenzialen für Primärregelleistung oder dauerhaft stark volatiler Strompreise können diese Speicherarten in der Zukunft eine gewichtigere Rolle spielen. Während Batterien, Pump- und Druckluftspeicher i.W. die Möglichkeit zum kurzfristigen Ausgleich von Schwankungen bieten, kann über das Power-to-Gas- Verfahren524 Strom in Wasserstoff oder Methan umgewandelt und langfristig in großen Kapazitäten im bereits existierenden Gasnetz gespeichert werden. Je nach Größe der Anlage und dem für die Elektrolyse verwendeten Verfahren liegen die Investitionskosten zwischen 1.600 und 3.100 EUR/kW525. Allerdings weist die Technologie ähnlich wie Druckluftspeicher momentan noch einen vergleichsweise niedrigen Wirkungsgrad von nur etwa 35 % (bei Rückverstromung von Erdgas) auf. Alternativ wird ein direkter Einsatz des erzeugten Produktgases im Verkehrssektor angestrebt (z.B. Wasserstoffmobilität), da durch die Einsparung der Rückverstromung und ggf. der Methanisierung geringere Investitionskosten und höhere Wirkungsgrade erreicht werden. 4.3.3 Entwicklungen und Trends Für die Zukunft wird aufgrund des steigenden Produktionsvolumens von Stromspeichern eine klare Senkung der Investitionskosten bei allen Technologien (Ausnahme: Pumpspeicher) erwartet. Bei Druckluftspeichern beträgt die bis 2030 erwartete Kostensenkung mehr als 20 %, bei Lithium-Ionen-, bei Bleisäure- und bei Redox-Flow- Batterien mehr als 50 %. Auch im Bereich der Power-to-Gas-Systeme werden Kostensenkungen von rd. 40 % erwartet (vgl. die Abb. am Ende des Absatzes). V.a. der Lithium-Ionen-Batterie wird im Rahmen des fortschreitenden Ausbaus von Elektroautos sowie in Kombination mit Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in der Zukunft eine bedeutende Rolle zukommen. Auch Redox-Flow- Batterien versprechen hohes Potenzial bzgl. einer Vergrößerung der Speicherkapazität, da bei dieser Batterietechnologie die Batteriezelle und der Speichertank getrennt sind und diese daher im Prinzip beliebig vergrößert werden können. Treiber für Kostensenkungen bei Batteriespeichern wird v.a. der künftige Einsatz und die Verbreitung der Elektromobilität sein526. Batteriespeicher werden auch zunehmend für Privatverbraucher attraktiv, da sich für Besitzer von PV-Anlagen die Möglichkeit bietet, ihren Autarkiegrad und Eigenverbrauch zu steigern, indem sie einen Batteriespeicher installieren. Seit 2013 wird diese Entwicklung durch ein Förderprogramm für Batteriespeicher für Privathaus- 524 Vgl. dazu ausführlich unten Abschnitt 4.4.1 (Power-to-Gas). 525 E-storage: Shifting from cost to value Wind and solar applications. 526 Preise für Großspeicher sinken weiter, abrufbar unter: http://bit.ly/2p6D0jg. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 234 Linden/Neuschwander halte der KfW weiter vorangetrieben. Außerdem wird – ein zunehmend steigender Strompreis vorausgesetzt – der Eigenverbrauch im Vergleich zur Einspeisung mit Vergütung für Besitzer von Solaranlagen immer lohnender527. Auch im Bereich der Batterie-Großspeicher lässt sich derzeit in Deutschland eine erhöhte Marktaktivität beobachten528. Die Anzahl an Referenzprojekten steigt stetig. In Deutschland wurden innerhalb der letzten zwei Jahre etwa 10 Großspeicheranlagen mit einer Gesamtkapazität von 30 MW in Betrieb genommen529. Deutsche Unternehmen wie Younicos liefern bereits Großspeichersysteme für Industrieparks und der norwegische Energiekonzern Statkraft investiert als eines der ersten Unternehmen in Großbatterien zur Stabilisierung der Netzfrequenz. Anfang des Jahres ging das erste Großbatteriesystem ohne Fördermittel mit einer Primärregelleistung von 3 MW am Standort des Laufwasserkraftwerks Dörverden ans Netz530. Ein weiteres Pilotprojekt wurde durch eine Kooperation der Daimler AG zusammen mit ihrer Tochter ACCUmotive GmbH & Co. KG und enercity (Stadtwerke Hannover AG) begonnen531. Zu einem weiteren Trend könnte sich die Bündelung von vielen Heimspeichern zu virtuellen Großspeichern entwickeln. Ein Beispiel dafür bietet die Caterva GmbH, eine Ausgründung der Siemens AG, die ein System entwickelt hat, mit dem man lokale Speichersysteme, die an eine PV-Anlage angeschlossen sind, bündeln kann. So wird ein Autarkiegrad von bis zu 100 % für die Privathaushalte möglich. Gleichzeitig kann die Wirtschaftlichkeit der Speicher gesteigert werden, da die Batterien gebündelt im Regelenergiemarkt vermarktet und die partizipierenden Eigenheimbesitzer über ein Prämiensystem an den dabei erzielten Erlösen beteiligt werden532. 527 Vgl. hierzu und im folgenden PwC, Batteriespeichermarkt für Privathaushalte bis 2025; vgl unter: http://bit.ly/2pQwm5Y. 528 „Großspeicher-Markt boomt auch in Deutschland“, abrufbar unter: http://bit.ly/2pITDWm. 529 Preise für Großspeicher sinken weiter, abrufbar unter: http://bit.ly/2p6D0jg. 530 http://www.statkraft.de/presse/Pressemitteilungen/Pressemitteilungenarchiv/2016/statkraft-nimmt-batterie-in-betrieb/. 531 Im Februar 2016 verkündeten die Vertreter der Kooperation den Bau eines Batteriespeichers auf Basis eines Ersatzteillagers für elektromobile Batteriesysteme. Die avisierte Speicherkapazität von 15 MWh resultiert dabei aus dem gemittelten Ladezustand der vorgehaltenen Ersatzbatteriesysteme. Für deren Einsatzbereitschaft in Elektrofahrzeugen ist eine schonende, zyklische Be- und Entladung während ihrer Bevorratung erforderlich, welche bestmöglich mit den Bedürfnissen und dem wirtschaftlichen Potenzial des Primäregelenergiemarktes abgestimmt werden soll (Quelle: enercity (Stadtwerke Hannover AG) (2016): Daimler und enercity machen Ersatzteillager zum Energiespeicher, abrufbar unter: http://bit.ly/2qGh53O, Aufruf am 26.10.216). 532 Photovoltaik (2016): „Viele Heimspeicher im Verbund“, abrufbar unter: http://bit.ly/2qG7QAH. Speicher Abschnitt 4.3 Linden/Neuschwander 235 Zusammengefasst wird die zukünftige Entwicklung von Stromspeichertechnologien von einer steigenden Nachfrage (z.B. im Bereich Akkus für Elektroautos und für die Integration der erneuerbaren Energien in das Stromsystem) sowie von fallenden Kosten v.a. von Batterien geprägt sein. Lerneffekte aufgrund steigender Serienproduktion sowie Skaleneffekte werden dabei erhebliche Kostensenkungen generieren. Weitere Fortschritte sind auch bei Anwendungen zu erwarten, die von günstigen nationalen oder internationalen regulatorischen Rahmenbedingungen profitieren und bei denen durch ein ausreichendes Produktionsvolumen Kostensenkungen und Leistungssteigerungen erreicht werden können533. Abb. 54: Spezifische Investitionskosten 2014 und 2030 Aus rechtlicher Sicht ist der Begriff des Stromspeichers nicht definiert. Daran hat auch das StrommarktG vom 26.07.2016 nichts geändert. Es fügt zwar die Definition der Erzeugungsanlage über § 3 Nr. 18c in das EnWG ein und schafft mit § 19 Abs. 4 StromNEV eine Sonderregelung für die Bemessung von Netzentgelten bei Stromspeichern, beschreibt den Begriff des Stromspeichers aber nicht. Unabhängig davon besteht in Literatur und Rechtsprechung weitgehend Einigkeit, dass Stromspeicher energierechtlich betrachtet, Zwitterwesen sind, die bei der Entnahme von Strom als Letztverbraucher anzusehen sind und bei der Einspeisung von 533 E-storage: Shifting from cost to value Wind and solar applications. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 236 Linden/Neuschwander Strom wie eine Erzeugungsanlage behandelt werden müssen534. Ein Ausgangspunkt dieser Sichtweise ist das BGH-Urteil aus dem Jahr 2009 zu Pumpspeichern, in dem der BGH u.a. klar stellt, dass die Inanspruchnahme von Elektrizität aus dem Netz für das Hochpumpen des Wassers einen Letztverbrauch begründet535. Zudem sind Stromspeicher Energieanlagen nach § 3 Nr. 15 EnWG. Dies hat zur Folge, dass Stromspeicher so zu errichten und zu betreiben sind, dass die technische Sicherheit nach § 49 EnWG mit den dort weiter normierten Anforderungen gewährleistet ist536. Netzbetreiber sind verpflichtet, Stromspeicher an ihr Netz anzuschließen (§ 17 Abs. 1 EnWG). Dies hat der Gesetzgeber mit der Ergänzung dieser Vorschrift im Jahr 2011 eindeutig klar gestellt. Der Wortlaut des Gesetzes ist dabei weit; er enthält weder Einschränkungen nach der Art des Stromspeichers noch nach dessen Größe. Umstritten ist an dieser Stelle, ob der Netzbetreiber den Abschluss eines schriftlichen Netzanschlussvertrags verlangen kann. Die wohl überwiegende Meinung bejaht dies537. Nach anderer Ansicht begründet § 17 Abs. 1 EnWG selbst einen unmittelbaren Anspruch auf Netzanschluss538. Hierfür spricht, dass die Gründe für eine zulässige Verweigerung des Netzanschlusses im Gesetz ausdrücklich genannt sind539. Ob hierzu die fehlende Bereitschaft des Netzanschlusspetenten zum Abschluss eines Anschlussvertrags zählt, kann bezweifelt werden. Dies gilt insb. wenn der Netzanschlusspetent im Übrigen zur Zahlung von Netzentgelten bereit ist. Im Lichte des EEG können Stromspeicher „Anlagen“, d.h. Einrichtungen zur Erzeugung von Strom aus u.a. erneuerbaren Energien sein. Das gilt dann, wenn sie zwischengespeicherte Energie, die ausschließlich aus erneuerbaren Energien (oder Grubengas) stammt, aufnehmen und in elektrische Energie umwandeln (§ 5 Nr. 1 EEG). Auch wenn der Gesetzeswortlaut etwas holprig ist, dürfte klar sein, dass damit Stromspeicher, wie z.B. Pumpspeicher oder Batterien, gemeint sind540. 534 Vgl. u.a. Drerup/Bourwieg, ER 2016, S. 197, 198; Schneider/Kirch, RdE 2016, S. 165, 166; de Wyl/Weise, Blumenthal-Barby, RdE 2015, S. 507 und 508. 535 BGH, Beschluss v. 17.11.2009, EnVR 56/08, NVwZ-RR 2010, S. 431, 432. 536 Vgl. Sänger/Rümler in: PwC (Hrsg.) Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, Band I Netzwirtschaft, 4. Aufl. Freiburg/München 2015, Abschnitt 5.4.2, S. 175. 537 Siehe: de Wyl/Weise, Blumenthal-Barby, RdE 2015, S. 507, 508, Gerstner, in: Kment, EnWG, § 17 Rn. 9; Stötzel, in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG 3. Aufl. 2015, § 17 RN 8. 538 Säcker/Boesche, in: Berliner Kommentar zum Energierecht, 3. Aufl. 2017, Band 1, § 17 Rn. 3. 539 § 17 Abs. 2 EnWG: „betriebsbedingte oder sonstige wirtschaftliche oder technische Gründe“. 540 Oschmann zur Vorfassung des EEG, in: Altrock/Oschmann/Theobald, Erneuerbare- Energien-Gesetz, 4. Aufl. 2013, § 3 Rn. 40. Speicher Abschnitt 4.3 Linden/Neuschwander 237 Zentrale Batterie-Großspeicher werden diese Voraussetzungen des EEG wahrscheinlich schwer erfüllen können. Dass Batterie-Großspeicher ausschließlich Strom aufnehmen, der aus erneuerbaren Energien stammt, wird selten der Fall sein. Zumindest aktuell sind Batterie-Großspeicher fast ausschließlich netzdienlich und werden aus dem Netz der allgemeinen Versorgung gespeist. Eher möglich wird die Einordnung als Anlage bei Speichern sein, die in einem Privathaushalt installiert sind und Strom aus einer PV-Anlage o.ä. aufnehmen (Heimbatteriespeicher). Allerdings ist auch bei Heimbatteriespeichern darauf zu achten, dass der Strom tatsächlich nur aus einer erneuerbaren Quelle stammt. Bei Modellen, bei denen Heimbatteriespeicher auch zur Zurverfügungstellung von Regelenergie genutzt werden, nehmen sie oft nicht nur „Grün-„ sondern auch „Graustrom“ auf. Dann ist das Ausschließlichkeitserfordernis des EEG nicht erfüllt. Sind die Anforderungen des § 5 Abs. 1 EEG aber gegeben, hat der Betreiber des betreffenden Speichers einen Anspruch auf vorrangigen Netzanschluss nach § 8 Abs. 1 EEG. Die Frage, ob beim Betrieb von Stromspeichern Netzentgelte zu zahlen sind, ist getrennt für die Entnahme von Strom zur Einspeicherung und für die Ausspeicherung und die damit verbundene Einspeisung ins Netz zu betrachten. Bei der Entnahme von Strom aus dem Netz zur Einspeicherung sind grds. Netzentgelte zu zahlen. Allerdings gibt es Ausnahmeregelungen, die den Speicherbetreiber privilegieren. Dazu gehört § 19 Abs. 4 StromNEV, der mit dem StrommarktG geschaffen wurde. Danach muss der Netzbetreiber dem Speicherbetreiber ein individuelles Netzentgelt anbieten. Dies gilt jedoch nur dann, wenn der Strom ausschließlich zur Speicherung entnommen und nach der Speicherung wieder in ein Netz eingespeichert wird. Bei Batterie-Großspeichern wird dies i.d.R. der Fall sein. Bei Heimbatteriespeichern kommt die Privilegierung nach § 19 Abs. 4 StromNEV nur für Strommengen in Betracht, die (zu Regelenergiezwecken) dem Netz entnommen und dann wieder in dieses eingespeist wurden. Für Strommengen, die z.B. aus einer PV- Anlage in den Heimbatteriespeicher gelangen, kann die Vergünstigung nicht greifen. Der weitere Regelungsinhalt des § 19 Abs. 4 StromNEV bezieht sich auf die Bemessung des Netzentgeltes. Dabei wird u.a. festgelegt, dass das Netzentgelt ein reines Leistungsentgelt ist und nur auf die Strommenge Anwendung findet, die nicht wieder ins Netz eingespeist wird. Diese Ausgestaltung trägt dem Umstand Rechnung, dass auf den ins Netz zurückgespeisten Strom beim Verbrauch durch einen anderen Letztverbraucher Netzentgelte bezahlt werden. Unternehmen, die den Strom abgesehen von Speicherverlusten ins Netz zurückspeisen, können nun (bei einem reinen Leistungsentgelt) auf dem Strommarkt flexibel auf Preissignale reagieren. Bislang war eine solche Reaktion Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 238 Linden/Neuschwander nur auf Preissignale möglich, die größer als das Arbeitsnetzentgelt zuzüglich der Kosten für den Verluststrom waren541. Eine weitere Besserstellung in Sachen Netzentgelte ist in § 118 Abs. 6 EnWG enthalten. Die Bestimmung erfasst Anlagen, die ab bestimmten Zeitpunkten errichtet (31.12.2008) und in Betrieb genommen worden sind (innerhalb von 15 Jahren ab dem 04.08.2011) und differenziert zwischen Anlagen zur Speicherung im Allgemeinen und Pumpspeicherkraftwerken. Bei den Anlagen im Allgemeinen wird vorausgesetzt, dass die elektrische Energie zur Speicherung und die zur Ausspeicherung zurück gewonnene Energie demselben Netz entnommen und eingespeichert werden. Ist dies gegeben, werden die Anlagen für 20 Jahre ab Inbetriebnahme von der Zahlung von Netzentgelten freigestellt. Pumpspeicherkraftwerke müssen andere Freistellungsvoraussetzungen erfüllen und sind dann für 10 Jahre entlastet. Die Entlastung nach § 118 Abs. 6 EnWG gilt insgesamt auch für Speicherverluste542. Wie bei § 19 Abs. 4 StromNEV gilt auch hier, dass bei Heimbatteriespeichern die Privilegierung nur für Strommengen in Betracht kommt, die (zu Regelenergiezwecken) dem Netz entnommen und dann wieder in dieses eingespeist wurden. Bezogen auf sonstige Abgaben und Umlagen (Konzessionsabgabe, KWK-Umlage, § 19 StromNEV-Umlage, Offshore Haftungsumlage, Umlage abschaltbare Lasten) dürften diese bei Heimbatteriespeichern nicht anfallen, soweit der Strom direkt aus einer Erzeugungsanlage eingespeichert wird543. Wird der Strom aber (z.B. zu Regelenergiezwecken) aus dem Netz der öffentlichen Versorgung eingespeichert, fallen die betreffenden Entgelte grds. an. Im Übrigen ist bezogen auf sonstige Abgaben und Umlagen die Reichweite des § 118 Abs. 6 EnWG von Bedeutung. Vertreter der BNetzA sind der Auffassung, dass weitere Strompreisbestandteile nicht von der Befreiung des § 118 Abs. 6 EnWG erfasst sind544. Die Literatur geht verschiedentlich davon aus, dass die genannten Abgaben und Umlagen nicht gezahlt werden müssen545. 541 BT-Drs. 18/8915 v. 22.06.2016, S. 40 f. 542 BT-Drs. 17/10754 v. 24.09.2012, S. 33 f. 543 Schneider/Kirch, RdE 2016, S. 165, 167. 544 Abrufbar unter: http://bit.ly/2qGfMSq, S. 8. 545 Siehe: de Wyl/Weise, Blumenthal-Barby, RdE 2015, S. 507, 513; Schneider/Kirch, RdE 2016, S. 165, 170 m.w.N. Speicher Abschnitt 4.3 Rausch 239 Bei der Ausspeicherung des Stroms und der damit verbundenen Einspeisung ins Netz fallen keine Netzentgelte an546. Wird dieser Strom dann von einem Letztverbraucher entnommen, müssen die üblichen Entgelte gezahlt werden547. 4.3.4 Stromspeicher und EEG sowie Stromsteuer Im Rahmen des EEG erscheint es nicht sinnvoll, eine nach Ein- und Ausspeisevorgang getrennte Sichtweise vorzunehmen. Vielmehr ist maßgeblich, für welche Vorgänge eine Zahlung nach dem EEG anfallen kann und bei welchen Tatbeständen die EEG-Umlage reduziert wird oder wegfällt. Ein Anspruch auf Zahlung der Marktprämie oder einer Einspeisevergütung kann nach § 19 Abs. 3 EEG bestehen. Demnach steht es dem grundsätzlichen Zahlungsanspruch nach § 19 Abs. 1 EEG nicht entgegen, wenn der Strom vor der Einspeisung zwischengespeichert ist. Der Anspruch bezieht sich auf die Strommenge, die in das Netz eingespeist wird. Speicherverluste bleiben bei der Zahlung also außen vor548. § 19 Abs. 1 EEG enthält allerdings ein Stromspeicher kein Ausschließlichkeitsgebot, indem der Zahlungsanspruch nur für Strom aus Anlagen besteht, in denen ausschließlich u.a. erneuerbare Energien eingesetzt werden. Damit ist fraglich, ob das Ausschließlichkeitsgebot sich (nur) auf die Erzeugungsanlage bezieht, deren Strom in den Speicher eingespeist wird, oder ob das Gebot auch für den Speicher selbst gilt. Wäre Letzteres der Fall, würde ein Zahlungsanspruch insgesamt entfallen, wenn dem Speicher nicht nur „Grün-„ sondern auch „Graustrom“ zugeführt wird. Modelle, bei denen z.B. Heimbatteriespeicher nicht nur Strom aus einer angeschlossenen PV-Anlage aufnehmen, sondern zu Regelenergiezwecken auch „Graustrom“ aus dem Netz, würden dann unattraktiv. Das erscheint nicht sinnvoll; es dürfte dem Sinn und Zweck des EEG nicht entgegenstehen, wenn das Ausschließlichkeitsgebot nur für die Erzeugungsanlage, nicht aber für den Speicher gilt. Der Anspruch aus § 19 Abs. 3 EEG bezieht sich auf die Konstellation, dass der Strom direkt von der Erzeugungsanlage in den Speicher eingespeist wird („Speicher vor dem Netz“)549. Wird der Strom aus einer EEG-Anlage aber sofort in ein Netz der öffentlichen Versorgung eingespeist, gelten die „normalen“ Vergütungsregelungen. Ob der Strom später in einen Speicher eingespeist wird, ist ohne Belang. 546 Drerup/Bourwieg, ER 2016, S. 197, 199. 547 Schneider/Kirch, RdE 2016, a.a.O. 548 Wieser, ZUR 2011, S. 240, 242. 549 Oschmann, in: Altrock/Oschmann/Theobald, Erneuerbare-Energien-Gesetz, 4. Aufl. 2013 § 19 Rn. 50 ff. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 240 Rausch Bezogen auf den Vergütungsanspruch für Strom aus Speicheranlagen ist die Gesetzeslage im Laufe der verschiedenen Gesetzesfassungen damit eher unaufgeregt. Bezogen auf die Frage, ob bei der Speicherung von Strom die EEG-Umlage zu zahlen ist, hat der Gesetzgeber allerdings Hektik an den Tag gelegt. Das EEG 2017 in der Urfassung550 vom Oktober 2016 enthielt mit § 61a EEG eine Regelung, wonach Strom, der zum Zwecke der Zwischenspeicherung an Stromspeicher „geliefert oder geleitet“ wird, u.a. dann von der EEG-Umlage befreit wird, wenn für den Strom insgesamt die EEG-Umlage nach § 60 Abs. 1 oder § 61 Abs. 1 EEG gezahlt wird. Diese Regelung hat der Gesetzgeber bereits zwei Monate später wieder geändert. Versteckt im Gesetz zur Änderung der Bestimmungen zur Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung und zur Eigenversorgung vom 22.12.2016 wurde eine inhaltlich modifizierte und wesentlich ausführlichere Regel zur Befreiung von Stromspeichern ins EEG 2017 eingefügt551. In der Gesetzesbegründung wird dazu i.W. Folgendes ausgeführt552: „Mit § 61k Abs. 1 wird die bisherige Regelung des § 61a Abs. 1 EEG 2017 neu gefasst …. Nach Absatz 1 Satz 1 verringert sich für Strom, der in einer Saldierungsperiode zum Zweck der Zwischenspeicherung in einem Stromspeicher verbraucht wird, der Anspruch auf Zahlung der EEG-Umlage in der Höhe und in dem Umfang, in dem die EEG-Umlage für Strom, der dem Speicher entnommen wird, gezahlt wird. Regelungsziel ist es, eine Doppelbelastung mit der EEG-Umlage von Stromspeichern gänzlich zu vermeiden, die in bestimmten Fällen dadurch entsteht, dass Ein- und Ausspeicherung im Rahmen der Erhebung der EEG-Umlage als getrennte Sachverhalte bewertet werden (die Einspeicherung als Letztverbrauch des Speichers, die Ausspeicherung als Stromerzeugung des Speichers). Daher erfolgt die Befreiung der Strommengen, die in den Speicher eingespeichert werden (Letztverbrauch des Stromspeichers) auch nur in dem Umfang und in der Höhe, in der bei Ausspeicherung (Stromerzeugung des Stromspeichers) tatsächlich EEG- Umlage gezahlt wird. Die Verringerung nach Satz 1 darf höchstens dazu führen, dass die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage für den von dem Speicher verbrauchten Strom entfällt. Ohne diese Begrenzung könnte man sonst versucht sein, die Saldierungsmöglichkeit in Satz 1 dergestalt anzuwenden, dass in Fällen, in denen für die Ein- 550 Abrufbar unter: https://www.clearingstelle-eeg.de/files/EEG_2017_161013.pdf. 551 Abrufbar unter: https://www.clearingstelle-eeg.de/files/EEG_2017_161222.pdf. 552 BT-Drs. 18/10668 v. 14.12.2016, S. 167 ff., Kürzungen und Umstellungen vom Verfasser. Speicher Abschnitt 4.3 Rausch 241 speicherung eine geringere EEG-Umlage geschuldet ist als für die Ausspeicherung, der Anlagenbetreiber eine negative EEG-Umlage und damit ein Guthaben erwirtschaften würde. …. Nach Absatz 1 Satz 2 wird vermutet, dass für Strom, der dem Speicher entnommen und in ein Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist wurde, die volle EEG-Umlage gezahlt worden ist. Hier ist ein Nachweis, dass auf den Strom EEG-Umlage gezahlt wird, grds. nicht erforderlich. Regelmäßig wird er auch nicht zu erbringen sein. … Absatz 1 Satz 3 und 4 betrifft die Umlagepflicht für Verlustenergie. Diese Mengen wurden nach bisheriger Rechtslage ebenfalls von der EEG-Umlage befreit. Dies wird mit Absatz 1 Satz 3 fortgeführt. Absatz 1 Satz 4 enthält eine Regelung für den Fall, dass unterschiedliche EEG-Umlagehöhen für die verschiedenen Formen der Einspeicherung bestehen und eine exakte Zuordnung der Verlustenergie zu den unterschiedlichen Einspeisequellen unmöglich ist. Der neue Absatz 1a konkretisiert die in Absatz eingeführte Saldierungsperiode. Die kurze Saldierungsperiode des Absatzes 1a Satz 2 von einem Monat soll dabei insb. verhindern, dass Stromeinspeisungen aus dem Speicher in das Netz, denen im Sommer auf der Einspeicherungsseite keine oder jedenfalls nur eine geringere EEG- Umlagenschuld gegenüberstehen wird, erst im Winter mit den dann notwendigen grds. voll umlagepflichtigen Strombezügen aus dem Netz saldiert werden können. Nach Absatz 1b Satz 1 Nummer 1 verringert sich der Anspruch auf Zahlung der EEG-Umlage nach Absatz 1 nur, wenn derjenige, der zur Zahlung der EEG-Umlage für den von dem Stromspeicher verbrauchten Strom verpflichtet ist, sicherstellt, dass die Voraussetzungen des Absatzes 1 jederzeit durch geeichte Messeinrichtungen und eine nachvollziehbare, die Saldierungsperioden des Absatzes 1a berücksichtigende Abrechnung eingehalten werden. Faktisch sind damit etwa bei einem Speicher, der sowohl durch eine Eigenerzeugungsanlage als auch durch das Netz gespeist wird und aus dem die eingespeicherte Energie sowohl zurück in das Netz gespeist als auch selbst verbraucht wird, wenigstens vier Messvorgänge erforderlich. Absatz 1b Satz 1 Nummer 2 macht die Privilegierung des Absatzes 1 schließlich davon abhängig, dass die Meldepflichten nach § 4 und 74a EEG 2017 erfüllt werden. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 242 Rausch § 61k Abs. 2 EEG 2017 entspricht i.W. der bisherigen Regelung in § 61a Abs. 2 EEG, wurde aber in der Systematik an die neue Bestimmung in Absatz 1 angepasst. Mit § 61k Abs. 4 EEG 2017 wird eine, dem neuen § 61g Abs. 2 EEG 2017 entsprechende Regelung für Speicher eingeführt. Nach Absatz 4 Satz 1 lebt der nach den Absätzen 1, 2 oder 3 entfallene oder verringerte Anspruch nach § 60 Abs. 1 EEG 2017 für jedes Kalenderjahr in Höhe von 20 % der EEG-Umlage wieder auf, wenn das Elektrizitätsversorgungsunternehmen seine Mitteilungspflichten nach § 74 Abs. 1 EEG 2017 nicht spätestens bis zum 31. Mai des Jahres erfüllt, das auf das Kalenderjahr folgt, in dem diese Mitteilungspflichten unverzüglich zu erfüllen gewesen wären.“ Neben der speziell für Speicher geltenden Bestimmung des § 61k EEG 2017 enthält das Gesetz auch allgemeine Befreiungstatbestände, die beim Betrieb von Stromspeichern ebenfalls zu Anwendung kommen können. Größere Bedeutung wird hier die Befreiung für Eigenverbrauch haben. Hier hat der Gesetzgeber eine umfassende Neuregelung geschaffen, die in den §§ 61bis 61i EEG 2017 ihren Niederschlag gefunden hat. Deren Darstellung würde den hier gegeben Rahmen allerdings sprengen. Im Rahmen der Stromsteuer ist von Belang, ob Strom durch einen Letztverbraucher aus dem Versorgungsnetz entnommen wird553. Dies ist bei Heimbatteriespeichern nicht der Fall. Die Einspeisung erfolgt hier direkt aus der betreffenden Erzeugungsanlage. Daher ist davon auszugehen, dass bei weder bei der Einspeisung von einer Erzeugungsanlage direkt in einen Heimbatteriespeicher noch bei der Ausspeisung von Strom aus dem Speicher in ein Netz der allgemeinen Versorgung Stromsteuer anfällt. Gleiches gilt für die Entnahme aus einem Heimbatteriespeicher zum eigenen Verbrauch. Stellt man sich nicht auf letzteren Standpunkt, so dürfte dieser Eigenverbrauch gem. § 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG befreit sein. Zentrale Batterie-Großspeicher u.a. dagegen entnehmen durchaus Strom aus dem Versorgungsnetz. Da Speicher nach der oben geschilderten Sichtweise als Letztverbraucher anzusehen sind, würde für diese Entnahme auch Stromsteuer anfallen554. Fraglich ist damit, ob einer der Befreiungstatbestände des § 9 Abs. 1 Nr. 1 oder 2 StromStG greift. Nr. 1 kommt nur zur Anwendung, wenn Strom aus erneuerbaren Energien ausschließlich einem mit Strom aus erneuerbaren Energie gespeisten Netz oder einer entsprechenden Leitung entnommen wird. 553 Von Oppen, ER 2014, S. 9, 14 mit Bezug auf § 5 StromStG. 554 Von Oppen, ER 2014, S. 9, 14. Power-to-X Abschnitt 4.4 Küper/Callejon 243 Das wird bei zentralen Batterie-Großspeichern i.d.R. nicht der Fall sein. Bezogen auf § 9 Abs. 1 Nr. 2 StromStG gilt, dass der konkretisierende § 12 StromStV nur Pumpspeicherkraftwerke erwähnt. Daher wird man davon ausgehen müssen, dass die Privilegierung von § 9 Abs. 1 Nr. 2 StromStG sonstige Stromspeicher nicht erfasst. Die Frage, ob ein Betreiber eines Stromspeichers einen Anspruch gegen den vorgelagerten Netzbetreiber auf die Zahlung vermiedener Netzentgelte hat (§ 18 Strom- NEV), wird unterschiedlich beantwortet. Einerseits wird die Meinung vertreten, dass der Wortlaut von § 18 StromNEV auf die Einspeisung durch Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie keine Anwendung findet, Sinn und Zweck aber für eine entsprechende Anwendung sprechen können555. Andererseits wird der Anspruch auf die Zahlung vermiedener Netzentgelte ohne weiteres bejaht556. Da Speicher nach den obigen Ergebnissen eindeutig als Erzeugungsanlagen behandelt werden, spricht viel dafür, ihren Betreibern auch den Anspruch nach § 18 Abs. 1 StromNEV zuzubilligen. 4.4 Power-to-X 4.4.1 Power-to-Gas 4.4.1.1 Spartenübergreifende Systemlösung – Definition und Standortbestimmung Power-to-X-Konzepte sind Strategien mit dem Ziel der Nutzungsmaximierung des wachsenden fluktuierenden Stromangebots (überwiegend aus WE-Anlagen und PV- Anlagen) unter Effizienzgesichtspunkten. Das Power-to-Gas-verfolgt das Ziel, die Energie von zeitweise überschüssig erzeugtem Strom mit Hilfe technischer Prozesse temporär in eine andere, einfacher bzw. kostengünstiger speicherbarer Energieform zu überführen und anschließend zu konservieren. Diese Energie soll i.d.R. zu nachgelagerten Bedarfszeitpunkten wieder in ihre elektrische Ausgangsform zurückgewandelt und ausgespeichert werden. Die konstante Erhöhung der Leistung gerade von WE- und PV-Anlagen ist zwar politisch intendiert, sie bringt aber primär drei Probleme mit sich: 555 De Wyl/Weise, Blumenthal-Barby, RdE 2015, S. 507, 513. 556 Drerup/Bourwieg, ER 2016, S. 197, 201. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 244 Küper/Callejon Die hinlänglich bekannte Volatilität, die Integration in das Stromsystem sowie die mögliche Überlastung des Stromnetzes. Neben dem Netzausbau sollen bzw. können Stromspeichertechnologien zur Lösung dieser Problematiken beitragen. Die Anforderungen, die in diesem Rahmen an Stromspeicher zu stellen sind, liegen auf der Hand: Sie müssen eine hohe Leistung und Kapazität über einen möglichst langen Zeitraum zur Verfügung stellen und dürfen nur geringe Verluste aufweisen. Vor diesem Hintergrund ist der Power-to-Gas-Technologie Beachtung zu schenken. Dabei stellt sich vorab die Frage nach einer Definition des Power-to-Gas-Begriffs. In den Gesetzeswerken wird weder die übergeordnete Begrifflichkeit des Stromspeichers557 noch die der Power-to-Gas-Anlage definiert. Jedenfalls in technischer Hinsicht bezeichnet Power-to-Gas die Umwandlung von Strom aus erneuerbaren Energien in Wasserstoff oder synthetisches Methan (SNG). Diese Technologie ermöglicht einerseits als einzige unter den heute verfügbaren Stromspeichertechnologien die Langfristspeicherung von Strom aus erneuerbaren Energien, andererseits dessen Nutzbarmachung in allen anderen Verbrauchssektoren558. Letzteres führt dazu, dass Power-to-Gas häufig auch als sektor- bzw. spartenübergreifende Systemlösung bezeichnet wird. Es kommen verschiedene Technologien im Rahmen der Speicherung zum Einsatz. Gleichzeitig ist diese Form der Energiespeicherung nicht auf einen Sektor beschränkt, sondern erlaubt einen vielfältigen Einsatz. Die BNetzA bezeichnet in Einklang damit Power-to-Gas als vielversprechende Option zur Integration erneuerbarer Energien in andere Nutzungspfade, die zur CO2- Reduktion beitragen sowie als Stromspeicher Schwankungen ausgleichen und Strom langfristig nutzbar machen kann559. Die Standorte der bereits existierenden Power-to-Gas-Anlagen konzentrieren sich nicht auf einen bestimmten Bereich, sondern verteilen sich innerhalb Deutschlands, was sicher auch mit den diversen für die Standortwahl relevanten Faktoren zusammenhängt. Die dena hat zumindest verschiedene Cluster-Regionen identifiziert, in 557 § 3 Nr. 31 EnWG erfasst ausschließlich Anlagen zur Speicherung von Gas. 558 Dena, Potenzialatlas Power to Gas 2016, S. 1. 559 BNetzA, Positionspapier zur Anwendung der Vorschriften der Einspeisung von Biogas auf die Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem Methan in Gasversorgungsnetze, S. 1. Power-to-X Abschnitt 4.4 Küper/Callejon 245 denen es in den kommenden Jahren voraussichtlich zu einer verstärkten Anwendung von Power-to-Gas kommen wird560. 4.4.1.2 Produkte Wasserstoff (Technologie Elektrolyse) und Methan (Technologie Methanisierung) Als Produkt der Power-to-Gas-Technologie kann neben Wasserstoff auch Methan anfallen, wenn der Elektrolyse ein Methanisierungsverfahren nachgeschaltet ist. Grds. stehen bei der anschließenden Nutzung der Stoffe alle für Gase vorhandenen Nutzungsoptionen offen, da jedenfalls in chemischer Hinsicht nicht zwischen regenerativ und konventionell hergestellten Gasen differenziert wird. Bei beiden Varianten besteht zudem die Möglichkeit der Rückverstromung und anschließenden Einspeisung in das Stromnetz. Dieses Vorgehen ist derzeit allerdings nicht wirtschaftlich zu betreiben, was auf zwei Gründe zurückzuführen ist: Zum einen wird die Flexibilität von Power-to-Gas erst bei hohen Anteilen von erneuerbaren Energien im Stromsystem benötigt, zum anderen führen die Umwandlungsverluste entlang des Nutzungsgrads Strom-zu-Strom zu einer Stromausbeute, die zu gering ist, als dass sie einen kostendeckenden Betrieb ermöglichen könnte561. Wasserstoff gilt aufgrund seiner Emissionsfreiheit als Energieträger der Zukunft562. Er dient der Speicherung von Energie, die auf unterschiedliche Art und Weise, insofern auch in Abhängigkeit des Aggregatzustands, erfolgen kann. In Betracht kommen die Speicherung in Druckbehältern oder in vakuumisolierten Behältern sowie die Einlagerung in Metallhydriden oder in Kohlenstoff-Nanoröhren. Die Wasserelektrolyse zur Erzeugung des Wasserstoffs bildet den Kernprozess des gesamten Power-to-Gas-Konzepts. In einem Elektrolyseur wird Wasser unter Einsatz von Strom in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt. Es werden drei verschiedene Verfahren angewendet: Die alkalische Wasserelektrolyse, die saure bzw. Polymer- Elektrolyt-Membran-Elektrolyse und die Hochtemperatur-Wasserdampfelektrolyse. Hinsichtlich der Wirkungsgrade ist zu differenzieren: Die Wasserelektrolyse erreicht einen Wirkungsgrad zwischen 75 % und 85 %. Findet eine Rückverstromung statt, ergibt sich für den Gesamtprozess Strom-H2-Strom ein Wirkungsgrad von ca. 50 %563. Technische Herausforderungen bestehen bei der Wasserelektrolyse im 560 Dena, a.a.O. (Fn. 558), S. 9 ff. 561 Ebenda, S. 31. 562 Abrufbar unter: http://bit.ly/2pITYZk. 563 BEE, Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus erneuerbaren Energien, S. 74. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 246 Küper/Callejon Hinblick auf die Anlagendynamik, die Stabilisierung des spezifischen Energieverbrauchs sowie die Verlängerung der Wartungsintervalle564. Darüber hinaus kann in einer Power-to-Gas-Anlage aus dem mittels Elektrolyse erzeugten Wasserstoff durch die Reaktion mit Kohlenstoffdioxid in einer nachgeschalteten Methanisierung Methan erzeugt werden. Als Verfahren kommen eine katalytische oder eine mikrobielle bzw. biologische Methanisierung in Betracht565. Notwendige Voraussetzung des Methanisierungsprozesses ist die Zuführung von Kohlenstoffdioxid. Vor dem Hintergrund der zugleich politisch angestrebten und rechtlich fixierten Reduktion der Treibhausgase kann das notwendige Kohlendioxid u.a. aus biogenen, effizient erschließbaren Kohlenstoffquellen oder aus konventionellen Kraftwerken bzw. anderen Prozessen, bei denen es anfällt, genutzt werden. Die Methanisierung ist ein zusätzlicher Umwandlungsschritt im Power-to-Gas- Verfahren, der einen weiteren Wirkungsgradverlust bedeutet. Der Wirkungsgrad der Methanisierung wird auf 60 % bis 65 % beziffert, bei einer Rückverstromung ergibt sich für die Prozesskette Strom-SNG-Strom dann ein Gesamtwirkungsgrad von lediglich 30 % bis 36 %566. Dem steht jedoch u.a. der wesentliche Vorteil gegenüber, dass die aktuellen Anlagen bereits Methangehalte von über 94 % erreichen567, was entscheidend für das Potenzial im Zusammenspiel mit dem Erdgasnetz ist. 4.4.1.3 Bedeutung als Stromspeicher und Systemdienstleister Dem Power-to-Gas-Konzept ist sowohl als Stromspeicher als auch als Systemdienstleister Bedeutung beizumessen. Gegenüber anderen Stromspeichern zeichnet sich Power-to-Gas durch seine Eignung als langfristiger Speicher aus. Zugleich weisen das Erdgasnetz und die daran angeschlossenen Energiespeicher eine große Speicherkapazität auf, sodass auch die Speicherung großer Energiemengen möglich ist568. In diesem Zusammenhang wird mitunter darauf hingewiesen, dass die geringen Kosten für die Speicherkapazität die ineffiziente Umwandlung überwiegen569. Daneben kann Power-to-Gas als Systemdienstleister eine zentrale Rolle zukommen, was aber den im Zuge der Energiewende notwendig gewordenen Netzausbau nicht 564 Abrufbar unter: http://bit.ly/2pGboUd. 565 BEE, Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus erneuerbaren Energien, S. 71 f. 566 Ebenda S. 74; World Energy Council, World Energy Resources – E-storage: Shifting from cost to value, S. 35. 567 Abrufbar unter: http://bit.ly/2qsVhfq. 568 Abrufbar unter: http://bit.ly/2pIO3TR. 569 ISEA, Technology Overview on Electricity Storage, S. 33; zur Höhe der Kapazitätskosten vgl. auch Agora Energiewende, Stromspeicher in der Energiewende, S. 47 ff. Power-to-X Abschnitt 4.4 Küper/Callejon 247 ersetzt. Die Technologie kann in diesem Rahmen zum kurzfristigen Lastausgleich eingesetzt werden, z.B. durch das Angebot von Regelenergie auf dem Regelenergiemarkt570. Power-to-Gas-Anlagen sind gerade auch im Hinblick auf die Abnahme von Strom sehr flexibel, sodass die Präqualifizierung für die Teilnahme am Regelenergiemarkt möglich ist571. Ein Teil der Pilotanlagen ist sogar schon für die Erbringung von Sekundärregelleistung qualifiziert und nimmt aktiv an diesem Markt teil572. Für die Vorhaltung der Regelleistung und den tatsächlichen Abruf fällt eine Vergütung an, hieraus ergibt sich eine zusätzliche Einnahmequelle für den Betreiber einer Power-to-Gas-Anlage573. Ein weiteres Anwendungsfeld liegt im präventiven Engpassmanagement. Gerade hier bieten sich chemische Speicher wie Power-to-Gas an, da sie durch das Speichern von Energie in das Erdgasnetz zu einer zeitlich-räumlichen Entkopplung von Erzeugung und Nachfrage führen können574. Ein solcher Einsatz der Power-to-Gas- Anlage ist allerdings nicht wirtschaftlich möglich, weshalb der Netzausbau als netzentlastende Möglichkeit vorzugswürdig ist. Wenn keine Rückverstromung erfolgt, handelt es sich aus der Perspektive des Stromsektors bei der sektorübergreifenden Speicherung durch Power-to-Gas ohnehin um reines Lastmanagement575. 4.4.1.4 Potenziale im Zusammenhang mit dem Erdgasnetz Grds. besteht für das in einer Power-to-Gas-Anlage erzeugte Gas der Vorteil, dass die gesamte bereits bestehende Gasinfrastruktur einschließlich aller dazugehörigen Speicherkapazitäten und Versorgungswege bis zum Endanwender genutzt werden kann. Damit wird durch Power-to-Gas eine inländische erneuerbare Gasquelle erschlossen, die durchaus geeignet erscheint, die traditionell starke Importabhängigkeit des Gasmarktes zu reduzieren576. Zur genaueren Bestimmung des tatsächlichen Potenzials der anfallenden Produkte im Hinblick auf das Erdgasnetz ist allerdings zwischen Methan und Wasserstoff zu differenzieren. Die brenntechnischen Eigenschaften des im Wege der Methanisierung erzeugten SNG stimmen mit denen von fossilem Erdgas nahezu überein. Dadurch, dass Methan auch Hauptbestandteil natürlichen Gases ist, kann das SNG ohne jegliche Men- 570 Schäfer-Stradowsky/Boldt, ZUR 2015, S. 451, 456.; vgl. dazu auch oben Abschnitt 3.6.4 (Regelenergie). 571 Dena, a.a.O. (Fn. 558), S. 26 f. 572 Ebenda. 573 Ebenda. 574 Agora Energiewende, Stromspeicher in der Energiewende, S 99 f. 575 Agora Energiewende, a.a.O., S. 35; vgl. dazu auch Abschnitt 4.5 (Lastmanagement – Demand Side Management). 576 Dena, a.a.O. (Fn. 558), S. 36. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 248 Küper/Callejon genbegrenzung in die Erdgasinfrastruktur integriert werden. Aufgrund dessen ist auch die Erschließung von Nutzungspfaden möglich, z.B. im Bereich der Mobilität oder der Wärmeversorgung und damit weiterer Geschäftsbereiche577. Während SNG also den Vorteil vollständiger Integration in das Gasnetz für sich beanspruchen kann, ist der erzeugte Wasserstoff nur eingeschränkt einspeisefähig. Aus dem insofern maßgeblichen Arbeitsblatt des DVGW578 ergibt sich wohl eine Beschränkung des Wasserstoffanteils im Erdgasnetz auf maximal 5 %. Es wird allerdings bereits eine Erhöhung des Wasserstoffanteils auf 10 % – jedenfalls im Gasverteilernetz, wenn keine kritischen Verbraucher wie Erdgastankstellen oder Großbrenner angeschlossen sind, – als realisierbar angesehen579. Die für den Transport von reinem Wasserstoff benötigte rohrleitungsgebundene Infrastruktur ist dagegen aktuell nur in einzelnen Regionen gegeben. Diesem status quo könnte für die Zukunft durch die Integration von Power-to-Gas in die Netzentwicklungsplanung entgegengewirkt werden580. 4.4.1.5 Umsetzungsstand in Deutschland und entwicklungstechnische Tendenzen Derzeit gibt es in ganz Deutschland über 20 Forschungs- und Pilotanlagen, in denen das Power-to-Gas-Verfahren eingesetzt und weiterentwickelt wird. Bei all diesen Projekten geht es um die Verfolgung von i.W. identischen Zielen: Die technische Machbarkeit soll aufgezeigt, eine Standardisierung sowie Normierung sollen erreicht, die Kosten gesenkt und verschiedene Geschäftsmodelle erprobt werden. Bereits jetzt sind viele Anlagenhersteller und -betreiber der Auffassung, dass die entwickelten Elektrolyseure und Methanisierungsverfahren marktfähig und für eine Skalierung der Produktion geeignet sind581. Insgesamt gilt die Entwicklung der im Rahmen des Power-to-Gas-Konzepts eingesetzten Technologien als sehr weit fortgeschritten, was aber selbstverständlich Effizienzsteigerungen in der Zukunft nicht ausschließt582. 577 Dena, a.a.O., S. 37. 578 DVGW-Arbeitsblatt G 260 und DVGW-Arbeitsblatt G 262. 579 DVGW, Abschlussbericht Wasserstofftoleranz der Erdgasinfrastruktur inkl. aller assoziierten Anlagen, S. 23 ff. 580 Dena, a.a.O. (Fn. 558), S. 9. 581 Dena, a.a.O. (Fn. 558), S. 33. 582 Dena, a.a.O. (Fn. 558), S. 8. Power-to-X Abschnitt 4.4 Küper/Callejon 249 4.4.1.6 Rechtliche Rahmenbedingungen Die Nutzung von Power-to-Gas wird i.W. durch das EnWG und dazu ergangene Rechtsverordnungen, das EEG und stromsteuerrechtliche Regelungen beeinflusst. Ausgangspunkt im EnWG sind die in § 3 Nr. 10c und Nr. 19a getroffenen Begriffsbestimmungen. Nach § 3 Nr. 19a EnWG fallen unter den Gasbegriff auch Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, sowie synthetisch erzeugtes Methan, das durch wasserelektrolytisch erzeugten Wasserstoff und anschließende Methanisierung hergestellt worden ist. Hier findet also bereits eine Gleichstellung der Power-to-Gas-Anlagen statt583. § 3 Nr. 10c EnWG geht darüber insofern noch hinaus, als danach Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan als Biogas gelten können. Voraussetzung ist allerdings, dass der zur Elektrolyse erzeugte Strom und das zur Methanisierung eingesetzte Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid nachweislich weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen i.S.d. Richtlinie 2009/28/EG stammen584. Während die Anwendung der Entflechtungsvorgaben aus §§ 6 ff. EnWG bis heute noch recht ungeklärt erscheint585, ergibt sich hinsichtlich der sonstigen Vorschriften ein klareres Bild. Liegen die Voraussetzungen des § 3 Nr. 10c EnWG vor, sind die in §§ 31 ff. GasNZV vorgesehenen Privilegierungen für Biogas anwendbar. Nach § 33 GasNZV besteht eine vorrangige Anschlusspflicht des Netzbetreibers, der dar- über hinaus 75 % der Netzanschlusskosten zu tragen hat. Für den Anschlussnehmer ist hinsichtlich der verbleibenden 25 % eine Kostendeckelung bei 250.000 EUR vorgesehen. Der Netzbetreiber muss sicherstellen, dass der Netzanschluss jährlich zu mind. 96 % für die geplante Einspeisung zur Verfügung steht, und zugleich eine garantierte Mindesteinspeisekapazität zusichern. Diese Pflichten bestehen auch dann, wenn die Anschlussnutzung und Einspeisung im intermittierenden Betrieb stattfinden586. Nicht anwendbar sind die Vorschriften des § 33 Abs. 2 Satz 2 und Abs. 6 Satz 4 GasNZV dagegen auf die Wasserstoffverträglichkeit des Netzes587. Es besteht keine Verpflichtung des Netzbetreibers zur Anhebung der Wasserstoffverträglichkeit seines Netzes588. Vielmehr ist die Wasserstoffeinspeisung nur zulässig, solange und soweit die Sicherheit und Interoperabilität gewährleistet sind589. Dane- 583 Schex in: Kment, EnWG, § 3 Rn. 45. 584 Nach der Gesetzesbegründung müssen der Wasser- bzw. Kohlenstoff zu mindestens 80 % aus erneuerbaren Energien stammen, vgl. BT-Drs. 17/6072 v. 06.06.2011, S. 50. 585 Vgl. u.a. Riewe/Meyer, EWeRK 2015, S. 138, 141; Schäfer-Stradowsky/Boldt, ZUR 2015, S. 451, 452 ff. 586 BNetzA, Positionspapier, S. 4. 587 Ebenda. 588 BNetzA, Positionspapier, S. 5. 589 Ebenda. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 250 Küper/Callejon ben ist die Privilegierung des § 19 Abs. 1 Satz 3 GasNEV anwendbar, sodass für die Einspeisung von Biogas in das Fernleitungsnetz keine Einspeiseentgelte anfallen. Abgesehen von diesem positiven Effekt der Anwendbarkeit der Privilegierungsvorschriften soll nach Auffassung der BNetzA auch im Übrigen grds. die Rechtslage zur Einspeisung von Biogas Anwendung finden, was sogar noch weitergehend auf alle dazu ergangenen Entscheidungen der Regulierungsbehörden und Gerichte erstreckt wird590. Einen weiteren Privilegierungstatbestand enthält § 118 Abs. 6 Satz 1 EnWG. Für nach dem 31.12.2008 neu errichtete Speicheranlagen, die ab August 2011 innerhalb von 15 Jahren in Betrieb genommen werden, sind keine Netzentgelte hinsichtlich des Bezugs der zu speichernden elektrischen Energie zu entrichten. Voraussetzung der Netzentgeltbefreiung ist zwar an sich die Rückverstromung in dasselbe Netz, auf dieses Erfordernis wird aber bei Power-to-Gas-Anlagen verzichtet. Dadurch können der erzeugte Wasserstoff bzw. das Methan in andere Energiesektoren gelangen, ohne eine Zahlungspflicht auszulösen. Nach § 118 Abs. 6 Satz 8 EnWG sind Power-to- Gas-Anlagen zudem von den Einspeiseentgelten für das Gasnetz befreit. Bedeutung hat diese Befreiung allerdings nur insoweit, als dass es sich bei dem Wasserstoff oder Methan nicht um Biogas i.S.d. § 3 Nr. 10c EnWG handelt und in ein anderes als das örtliche Verteilernetz591 eingespeist werden soll592. Umstritten sind die Auswirkungen der aus § 118 Abs. 6 EnWG folgenden Befreiung auf die sonstigen netzentgeltbezogenen Umlagen (namentlich die KWK-, Offshore- und die § 19 Strom- NEV-Umlage)593. Die BNetzA vertritt die Ansicht, dass sich kein Effekt hinsichtlich dieser Positionen ergebe, da sie kein Bestandteil des Netzentgeltes selbst seien594. Nach der Gegenauffassung knüpft die Befreiung von den weiteren Belastungen an die Befreiung von den Netzentgelten an595. Auch wenn der Begriff der Speicheranlage nicht definiert ist, dient die Power-to- Gas-Anlage doch unmittelbar und überwiegend der Speicherung von Energie und ist damit nicht nur Speicheranlage, sondern konsequenterweise auch zu den Energieanlagen i.S.d. § 3 Nr. 15 EnWG zu rechnen. Die Tatsache, dass es sich um eine Anlage zur Speicherung elektrischer Energie handelt, führt dazu, dass ein Anspruch auf Netzanschluss nach § 17 Abs. 1 EnWG besteht. Die Charakterisierung als Energie- 590 BNetzA, Positionspapier, S. 1. 591 Nach § 18 Abs. 1 Satz 3 GasNEV fallen per se keine Netzentgelte für die Einspeisung von Gas in das örtliche Verteilernetz an. 592 Missling, in: Danner/Theobald/EnWG, § 118 Rn. 30. 593 Vgl. dazu auch IWES et al., Roadmap Speicher, S. 100 f. 594 Vgl. Dena, a.a.O. (Fn. 558), S. 29. 595 Schäfer-Stradowsky/Boldt, ZUR 2015, S. 451, 454; Stappert/Vallone/Groß, RdE 2015, S. 62, 66 f. Power-to-X Abschnitt 4.4 Küper/Callejon 251 anlage bewirkt die Pflicht zur Gewährleistung der technischen Sicherheit nach § 49 EnWG. Im Rahmen des EEG sind zwei Aspekte zu differenzieren: Die Frage nach der EEG- Umlagebefreiung bzw. -begrenzung und die nach der Förderung im Zuge der Rückverstromung. § 60 Abs. 3 Satz 2 EEG sieht als Spezialtatbestand die Umlagebefreiung bei der Erzeugung von Speichergas596 vor und ist damit eine Privilegierung der Stromspeicherung aus Power-to-Gas-Prozessen. Durch diesen Befreiungstatbestand soll eine Doppelbelastung des eingespeicherten Stroms mit der EEG-Umlage vermieden werden, da die Stromspeicherung ohnehin als nach § 60 Abs. 1 Satz 1 EEG umlagepflichtiger Letztverbrauch qualifiziert wird597. Voraussetzung für die Befreiung sind allerdings die Wiedereinspeisung und Rückverstromung des Gases. Die EEG-Umlagebefreiung kann damit grds. nur im Geschäftsmodell der Rückverstromung stattfinden. Der Förderanspruch aus § 19 Abs. 1 EEG ist nach Absatz 4 auch dann gegeben, wenn der Strom vor der Einspeisung in das Netz zwischengespeichert worden ist. Der Anwendungsbereich ist insofern auf den Fall beschränkt, dass die Zwischenspeicherung vor der Netzeinspeisung stattfindet. Nur wenn der zur Elektrolyse verwendete Strom direkt von der EEG-Anlage zum Elektrolyseur geleitet wird, kann die EEG-Vergütung in Anspruch genommen werden598. Vergütet wird nach Satz 2 dann aber nur die Strommenge, die aus dem Zwischenspeicher in das Netz eingespeist worden ist. Die Höhe der Vergütung bestimmt sich nach derjenigen, die der Netzbetreiber bei einer Direkteinspeisung des eingesetzten Stroms an den Anlagenbetreiber hätte entrichten müssen. In stromsteuerrechtlicher Hinsicht ist in § 9 Abs. 1 Nr. 2 StromStG i.V.m. § 12 StromStV zwar eine Befreiungsmöglichkeit für Pumpspeicherkraftwerke vorgesehen, eine analoge Anwendung auf Power-to-Gas-Anlagen soll aber bereits an der planwidrigen Regelungslücke scheitern599. Nach § 9a Abs. 1 Nr. 1 StromStG ist aber zumindest ein Erlass, eine Erstattung oder Vergütung für die Elektrolyseure vorgesehen. Intention des Gesetzgebers war bei dieser Regelung zwar nicht die Privilegierung von Stromspeichern, sondern die des industriellen Verfahrens der Elektrolyse; dennoch ist der Anwendungsbereich nicht darauf beschränkt und kann demnach auch die Wasserstoffelektrolyse zur Herstellung von Speichergas erfassen600. Darüber hinaus kommt eine Steuerbefreiung nach § 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG 596 Vgl. dazu die Legaldefinition in § 5 Nr. 29 EEG. 597 BGH, Beschluss v. 9.10.2012, EnVR 47/11, NVwZ-RR 2013, S. 408, 409; Lietz, in: Danner/Theobald, EEG 2014, § 60 Rn. 45. 598 Schäfer-Stradowsky/Boldt, ZUR 2015, S. 451, 455. 599 BT-Drs. 17/10314 v. 16.07.2012, S. 12 f.; BMWi, Roadmap Speicher Kurzzusammenfassung, S. 42; Thomas/Altrock, ZUR 2013, S. 579, 584. 600 IWES et al., Roadmap Speicher, S. 102. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 252 Küper/Callejon in Betracht, wenn der zur Speicherung eingesetzte Strom aus einem ausschließlich mit erneuerbaren Energien gespeisten Netz bzw. einer Direktleitung entnommen wird. Auf europarechtlicher Ebene finden sich keine direkten Regelungen zur Power-to- Gas-Technologie. Dennoch sind Auswirkungen in verschiedener Hinsicht denkbar. Gerade wenn in Zukunft die Möglichkeit einer direkten finanziellen Förderung von Power-to-Gas601 in Erwägung gezogen werden sollte, sind die beihilfenrechtlichen Regelungen in Art. 107 ff. AEUV und die dazu ergangenen Leitlinien602 der Kommission zu beachten. Für den Einsatz der Power-to-Gas-Produkte im Mobilitätssektor ist die AFI-Richtlinie603 relevant. Gegenstand der Richtlinie ist die Schaffung eines gemeinsamen Rahmens für Maßnahmen zum Aufbau einer Infrastruktur für alternative Kraftstoffe zur Verringerung der Erdölabhängigkeit sowie der Begrenzung der Umweltbelastung. Alternative Kraftstoffe i.S.d. Richtlinie sind u.a. Wasserstoff und Biomethan. 4.4.1.7 Kriterien für eine Standortwahl/erfolgskritische Faktoren Neben den rechtlichen Rahmenbedingungen ist die Standortwahl entscheidend für die Frage der Rentabilität einer Power-to-Gas-Anlage. Da sich die Power-to-Gas- Technologie durch vielfältige Nutzungsoptionen auszeichnet, hängen die zu berücksichtigenden Standortfaktoren auch von der angestrebten Nutzung ab. Allgemein relevante Kriterien der Standortwahl sind u.a. die Anbindung an das Strom-/Gasnetz, die Absatzmöglichkeiten für Wasserstoff und Methan sowie für anfallende Nebenprodukte (z.B. Wärme und Sauerstoff) und genehmigungsrechtliche Aspekte. Wenn in der konkreten Anlage nur eine Wasserelektrolyse stattfinden soll, ist die Nähe zum erneuerbaren Stromerzeuger entscheidend604. Ist dagegen eine nachgeschaltete Methanisierung vorgesehen, sind Standorte in der Nähe regenerativer CO2-Quellen zu präferieren. Generell sind hier die Kosten und die Verfügbarkeit von Kohlenstoffdioxid zu berücksichtigen. Betrachtet man die Standortwahl in einem größeren Kontext, nämlich vor dem Hintergrund des mit der Anlage verfolgten Zwecks, können weitere Kriterien hinzutreten oder eine andere Gewichtung der Faktoren geboten sein. Dies gilt namentlich für den Fall, dass die Anlage als Alternative zum Netzausbau angedacht ist. Dann muss die Wahl des Standorts, wenn tatsächlich zu einer Entlastung der Stromnetze 601 Vgl. dazu IWES et al., Roadmap Speicher, S. 105 f. 602 Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen (2014/C 200/1). 603 Richtlinie 2014/94/EU über den Aufbau einer Infrastruktur für alternative Kraftstoffe. 604 Dena, Thesenpapier: Standortfaktoren für die Nutzung der Systemlösung Power to Gas. Power-to-X Abschnitt 4.4 Küper/Callejon 253 beigetragen werden soll, an den überlasteten Netzknoten des Stromnetzes ausgerichtet werden605. 4.4.1.8 Bedeutung von Power-to-Gas für den Mobilitätssektor Gemeinhin werden der Power-to-Gas-Technologie im Mobilitätssektor relativ gute Marktaussichten bescheinigt. Begründet wird dies mit dem dort herrschenden ausgeprägten Handlungsdruck zur Senkung der Treibhausgasemissionen und dem im Vergleich hohen Preisniveau für Energie in Form von Kraftstoffen. Der Mobilitätssektor ist eines der wichtigsten Einsatzfelder für Wasserstoff – wohl auch, weil hier die schnellsten Entwicklungen zu konstatieren sind. Hinzu kommt natürlich, dass die Energiewende auch vor diesem Bereich nicht Halt macht, weshalb verstärkt regenerative Kraftstoffe ins Blickfeld geraten. Wasserstoff und SNG sollen dabei nicht nur eine nachhaltige und wirtschaftliche Kurz-, sondern auch die Langstreckenmobilität gewährleisten und den fossilen Kraftstoff vollständig ersetzen606. Wesentliches Problem im Mobilitätssektor ist stets die Größenordnung, in der Kraftstoffe benötigt werden, die tatsächlich gegenwärtig allein durch den Einsatz von Wasserstoff und Methan beibehalten werden kann607. Ein weiterer Vorteil ist die technologisch leichtere Umsetzung der Erzeugung von Wasserstoff und Methan aus erneuerbaren Energien gegenüber der Herstellung eines flüssigen erneuerbaren Kraftstoffs608. Daneben sind zwei weitere Aspekte hervorzuheben: Zum einen unterscheidet sich der Tankprozess sowohl für Methan als auch für Wasserstoff bezogen auf den Zeitaufwand und den Umgang mit dem Kraftstoff nur unwesentlich von konventionellen Prozessen, zum anderen liegt das CO2- Reduktionspotenzial der Power-to-Gas-Produkte im Vergleich zu konventionellen Kraftstoffen (bspw. Diesel, Benzin, Erdgas) bei mind. 95 %609. Jedenfalls zurzeit können aber die Vorgaben des § 37a BImSchG zur Treibhausgasminderungsquote grds. nicht durch den Einsatz von durch Power-to-Gas erzeugtem Gas erfüllt werden610. Es wird nicht von dem insofern maßgeblichen Begriff des Biokraftstoffs bzw. des Biomethans erfasst, da dieser noch allein nach der auf Energieerzeugnisse aus Biomasse beschränkten Biomasseverordnung bestimmt wird. 605 Ebenda, S. 62. 606 Dena, Power to Gas. Eine innovative Systemlösung auf dem Weg zur Marktreife, S. 6. 607 Ebenda. 608 Ebenda. 609 Dena, a.a.O. (Fn. 558), S. 15. 610 Schäfer-Stradowsky/Boldt, ZUR 2015, S. 451, 457; zu den denkbaren Ausnahmen siehe Dena, a.a.O. (Fn. 558), S. 55 f. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 254 Sinagowitz/Neuschwander 4.4.2 Power-to-Heat 4.4.2.1 Sektorübergreifende Systemlösung – Definition und Standortbestimmung Das Power-to-Heat-Konzept ist nicht per se ein Speicherkonzept und auch kein sog. Power-to-Power-Konzept – seine technische Umsetzung sieht bisher keine bidirektionale Stromwandlung vor. Power-to-Heat generiert Wärme aus elektrischem (Überschuss-)Strom und tritt zunehmend als Instrument der Wärmeversorgung in den Blickpunkt, mit dem die Nachfrageseite flexibler auf das Angebot am Börsenstrom- u. Regelenergiemarkt reagieren kann. Die zugrundliegenden technischen Prozesse würden (zum heutigen Stand der Technik) hohe energetische Verluste verursachen611. Ein Power-to-Heat-System bzw. eine Power-to-Heat-Anlage ist per Definition ein hybrides Heizsystem, das Wärme wechsel- oder gleichzeitig aus Strom und fossilen Energieträgern (bspw. Erdgas, Erdöl oder Kohle) bereitstellen kann. Der Einsatz der elektrischen Wärmeerzeugungseinheit ist wirtschaftlich grds. immer dann zu bevorzugen, wenn die dadurch verursachten Wärmeerzeugungskosten (i.W. die Strombezugskosten inkl. Netzentgelte, Umlagen und Steuern, soweit diese zu entrichten sind) diejenigen der alternativen fossilen Wärmeerzeugungskosten unterschreiten. Diese Voraussetzungen können bei deutschlandweiten oder regionalen Stromüberschusssituationen, wie nachfolgend abgebildet, eintreten. 611 Hauptgrund hierfür sind die stark unterschiedlichen Exergieanteile bei der Betrachtung zweier kalorisch identischer Energiemengen in Form von elektrischem Strom (sehr hohe Exergie) gegenüber thermischer Energie (vergleichsweise niedrige Exergie; sinkend mit fallender Temperaturdifferenz im Vergleich zur Umgebungstemperatur). Exergie beschreibt den Anteil einer Energiemenge, der in der Lage ist, Arbeit zu verrichten; der verbleibende Anteil v.H. wird als Anergie bezeichnet. Arbeit wird benötigt, um die Generatoren für die Stromerzeugung anzutreiben. Power-to-X Abschnitt 4.4 Sinagowitz/Neuschwander 255 Abb. 55: Entstehungsmöglichkeiten von Überschussstrom und dessen Auswirkungen612 Aus den Auswirkungen der Überschussstromsituationen ergeben sich grds. drei Anwendungsfälle für Power-to-Heat-Anlagen613: Anwendungsfall 1: Niedrige und negative Preise an den Strombörsen Im Fall ausreichend niedriger, insb. negativer Börsenstrompreise kann Überschussstrom über den Spothandel gekauft und Power-to-Heat-Anlagen zugeführt werden. Damit einher geht die aus Energieeffizienzgesichtspunkten wünschenswerte Vermeidung der Abregelung von WE- und PV-Anlagen in der Direktvermarktung. Anwendungsfall 2: Regelenergie Ein Großteil der sich bereits in Betrieb befindlichen Power-to-Heat-Anlagen wird vornehmlich am Regelenergiemarkt für Sekundär- und Minutenreserve eingesetzt und dort sowohl für die Vorhaltung von zumeist614 negativer Regelenergie (Leistungspreis) als auch die für die tatsächlich abgenommene elektrische Energie vergütet (Arbeitspreis). In Konkurrenz zu konventionellen Stromerzeugungsanlagen bieten Power-to-Heat-Anlagen am Regelenergiemarkt den Vorteil, dass sie negative 612 EuroHeat&Power 43. Jg (2014), Heft 6: Speicher – Erörterung aus Sicht des AGFW, S. 41. 613 Gem. Agora Energiewende (2014): Power-to-Heat zur Integration von ansonsten abgeregeltem Strom aus Erneuerbaren Energien, S. 7 ff. 614 In Fällen, in denen eine KWK-Anlage Bestandteil eines Power-to-Heat-Systems ist, kann das System potenziell auch positive Regelleistung liefern. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 256 Sinagowitz/Neuschwander Regelleistung aus dem Stillstand heraus bereitstellen können, wohingegen erstgenannte i.d.R. technisch bedingt nur eine Teillastreduzierung anbieten können, sofern sie sich in Betrieb befinden. Der verbleibende Teil der Last wird als Must-run- Kapazität bezeichnet und bedingt potenziell vermeidbare CO2-Emissionen. Anwendungsfall 3: Regionale Netzengpässe Regionale Netzengpässe entstehen, wenn die Kapazität der Stromnetze auf der Verteilernetzebene nicht ausreicht, um die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien abzutransportieren. In diesen Fällen muss der Verteilernetzbetreiber EEG-Anlagen im Rahmen des Einspeisemanagements manuell abregeln, um Schaden von der Netzinfrastruktur abzuwenden. 4.4.2.2 Die Power-to-Heat-Technologie Bei den am Markt verfügbaren Power-to-Heat-Technologien handelt es sich um etablierte ausgereifte Technologien. Prinzipiell lassen sich diese Technologien zwei Klassen zuordnen, die sich i.W. in Bezug auf ihre Energieeffizienz, ihre Anschaffungskosten und ihre Flexibilität unterscheiden lassen. Die Klasse der Widerstands- und Elektrodenheisswasserkessel weist geringere spezifische Investitionskosten (rd. 100 bis 200 EUR/kWel615), kürzere Ansprechzeiten616 (i.d.R. < 30 sec.), geringere Minimallasten (< 1 % der Maximallast), höhere Lastgradienten (rd. 30 sec. zw. Minimal- u. Maximallast617) und vernachlässigbare fixe Betriebskosten auf. Sie ist somit außerordentlich flexibel zur Deckung von kurz(fristig)en Lastspitzen einsetzbar. Anlagen dieser Klasse können Nutzungsgrade > 99 % erreichen. Im Vergleich dazu hat die Klasse der Wärmepumpen höhere spezifische Investitionen und ist weniger dynamisch im Regelverhalten, weist aber im Gegenzug eine mehrfach höhere Energieeffizienz auf. Der sog. COP (Coefficient of Performance) ist die Effizienzzahl von Wärmepumpen (analog zum Wirkungsgrad) und errechnet sich als Quotient von Wärmeabgabeleistung und eingesetztem Strom. Wärmepumpen in der Größenordnung von rd. 20 MWth erreichen bei betriebstypischer 615 FfE (Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V.) (2016): Verbundforschungsvorhaben Merit Order der Energiespeicherung im Jahr 2030, Teil 2, S. 68 ff. 616 Für die Teilnahme am Markt für Sekundärregelleistung muss mind. 1 MWel bereits nach 30 sec. abrufbar sein, die verbleibende Angebotsmenge spätestens innerhalb von 5 Min. nach Abruf. 617 PARAT Halvorsen AS (2016): High Voltage Electrode boiler for Steam and Hot water (Produktdatenblatt), abrufbar unter: http://bit.ly/1qSf6Tr, Aufruf am 30.01.2017. Power-to-X Abschnitt 4.4 Sinagowitz/Neuschwander 257 Fahrweise COP oberhalb von 2,7618, 619. Wärmepumpen haben aus vorstehendem Grund wesentlich niedrigere variable Kosten und sind tendenziell bei der Deckung von relativ gleichmäßigen Grundlastwärmebedarfen zu präferieren. Die spezifischen Investitionskosten für Großwärmepumpen liegen ca. um den Faktor 2 über denjenigen für Widerstands- und Elektrodenheisswasserkessel620. Die fixen Betriebskosten von Wärmepumpen lassen sich mit jährlich rd. 1 bis 2 % der Investitionssumme abschätzen. Die Amortisationszeiten von Power-to-Heat-Anlagen hängen stark vom Einsatzprofil der Anlagen ab, d.h. davon wie häufig und zu welchen betriebswirtschaftlichen Konditionen diese Anlagen zum Einsatz kommen. Der Bedarf und die Vergütung von Regelenergie in der Regelzone der jeweiligen Anlage oder die Häufigkeit (bzw. die kumulierte Zeit) ausreichend niedriger Spothandelspreise und die damit in Verbindung stehenden tatsächlichen Strombezugskosten sind wesentliche Faktoren, die die Rentabilität und damit die Amortisationszeiten von Power-to-Heat-Anlagen wesentlich mitbestimmen621. Im Vergleich mit anderen Wärmeerzeugungstechnologien ist durch die geringen Anschaffungsinvestitionen von tendenziell eher kurzen Amortisationszeiten auszugehen. 4.4.2.3 Bedeutung als Systemdienstleister Der Einsatz von Power-to-Heat ist unter mehreren Aspekten systemdienlich und durch kurzfristige Entnahmen aus dem Stromnetz in Überschussstromsituationen v.a. in der Lage: die Energieeffizienz durch die sektorübergreifende Nutzung von sonst abgeregeltem Strom aus erneuerbarer Erzeugung sektorübergreifend zu steigern, die Abgabe klimaschädlicher CO2-Emissionen durch Vermeidung des alternativen Einsatzes fossiler Energieträger zu vermindern und Netzengpasssituationen durch netzdienliche Entnahmen von Strom zu Hochlastzeiten abzumindern und somit die Integration der erneuerbaren Erzeugungstechnologien zu erleichtern sowie die Kosten für Entschädigungszahlungen und ansonsten zusätzliche Netzausbaumaßnahmen zu senken. 618 EuroHeat&Power 43. Jg (2014), Heft 6: Speicher – Erörterung aus Sicht der AGFW, S. 43. 619 Fraunhofer ISE (2011): Wärmepumpen Effizienz – Messtechnische Untersuchung von Wärmepumpenanlagen zur Analyse und Bewertung der Effizienz im realen Betrieb, S. 27. 620 EuroHeat&Power, a.a.O. 621 EuroHeat&Power, ebenda. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 258 Sinagowitz/Neuschwander Durch die Sektorkopplung von Strom- und Wärmesektor kann die Auslastung von EEG-Anlagen klimaneutral gesteigert werden und dadurch zur Dekarbonisierung des Wärmesektors beitragen. 4.4.2.4 Umsetzungsstand in Deutschland und entwicklungstechnische Tendenzen Die Rahmenbedingungen für einen wirtschaftlich vorteilhaften Einsatz großtechnischer strombetriebener Wärmeerzeuger sind zum heutigen Erfahrungsstand vorwiegend bei fernwärmebetreibenden Stadtwerken (und ähnlichen Versorgern) anzutreffen. Diese Versorger integrieren die entsprechenden Anlagenkomponenten häufig in ihre bestehende(n) KWK-Anlage(n) und erweitern diese dadurch zu vollwertigen Power-to-Heat-Systemen. Im Jahr 2016 ließ sich die installierte Gesamtkapazität dieser integrierten elektrischen Heizkomponenten (Widerstands- u- Elektrodenheisswasserkessel) auf über 450 MWel beziffern622. Die Leistung der teilweise modular zusammengesetzten Anlagen verteilt sich derzeit auf rd. 25 Anlagen und rangiert zwischen 5 MWel und 60 MWel. In Planung befinden sich derzeit weitere Anlagen mit Leistungen bis zu 100 MWel623. Die räumliche und leistungsmäßige Verteilung der Anlagenstandorte innerhalb Deutschlands ist zum derzeitigen Stand weitgehend homogen. Die Dimensionierung der elektrischen Leistung von bereits realisierten Power-to- Heat-Anlagen orientiert sich auffallend häufig an der Grundlast des bzw. der zu bedienenden Fernwärmenetze(s). Die Grundlast eines typischen Fernwärmenetzes kann aus Erfahrung i.d.R. mit rd. 10 % der Spitzenlast am kältesten Tag des Jahres abgeschätzt werden. Decken sich Grundlast und elektrische Leistung der Power-to- Heat-Anlage, so steht in Stromüberschusssituationen ganzjährig ihr volles wirtschaftliches Potenzial zur Verfügung, d.h. die Anlage kann potenziell jederzeit ihre volle Kapazität erbringen. 622 Gem. AGFW (Effizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e. V.) online (2016): Politische Forderungen zum Thema Power-to-Heat, abrufbar unter: http://bit.ly/2pJ4pfg, Aufruf am 30.01.2017. 623 Z.B. Umbau des Heizkraftwerks Reuter West des Betreibers Vattenfall (2016) mit Power-to-Heat-Ersatzkapazität, abrufbar unter: http://bit.ly/2cyqhQ6, Aufruf am 30.01.2017. Erfahrungsgemäß fallen die Phasen überschüssiger Stromerzeugung nur zeitweise mit den Phasen erhöhten Wärmebedarfs zusammen. Wärme lässt sich aber im Gegensatz zu elektrischem Strom bereits heute mit etablierter und kostengünstiger Technik (auch in großen Mengen) speichern und bei Bedarf abrufen. Durch die optionale Integration eines Wärmespeichers kann der zeitliche Versatz von Strom- Power-to-X Abschnitt 4.4 Küper 259 überschussangebot und Wärmebedarf zusammengeführt werden. Es können dann auch höhere elektrische Leistungen als zur Deckung der Grundlast erforderlich installiert werden. Die kumulierte thermische Leistung der in Deutschland eingesetzten fernwärmeerzeugenden Anlagen lässt mit rd. 28 GW beziffern624. Hieraus ergibt sich bei vereinfachter Betrachtung unter Berücksichtigung der o.g. 10 %-Faustregel ein theoretisches technologisches Potenzial von rd. 2,8 GW für elektrische Power-to-Heat- Anlagen in Deutschland. 4.4.2.5 Rechtliche Rahmenbedingungen Während die Power-to-Gas-Technologie in der Vergangenheit zunehmend in den Fokus des deutschen Gesetzgebers geraten ist, sind im Bereich Power-to-Heat bislang keine gesetzlichen Sonderregelungen getroffen worden. Das ist wichtig, weil die rechtlichen Rahmenbedingungen maßgeblich die ökonomischen Potenziale der Power-to-Heat-Technologie bestimmen625. Aufgrund der derzeitigen Rechtslage fallen für den Strom, der bei der Umwandlung in Wärme in einer Power-to-Heat-Einrichtung verbraucht wird, grds. Netzentgelte, die EEG-Umlage sowie die Stromsteuer an626. Bei den Netzentgelten handelt es sich um einen der wesentlichen Kostenbestandteile. § 118 Abs. 6 EnWG enthält einen Befreiungstatbestand für nach dem 31.12.2008 neu errichtete Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie, die innerhalb von 15 Jahren in Betrieb genommen werden. Die erfassten Anlagen sind für einen Zeitraum von 20 Jahren ab Inbetriebnahme hinsichtlich des Bezugs der zu speichernden elektrischen Energie von den Entgelten für den Netzzugang freigestellt. Allerdings wird die Freistellung nach § 118 Abs. 6 Satz 3 EnWG nur gewährt, wenn die elektrische Energie zur Speicherung in einem Stromspeicher aus einem Transport- oder Verteilernetz entnommen und die zur Ausspeisung zurückgewonnene Energie wieder in dasselbe Netz eingespeist wird. Diese Voraussetzung wird bei der Power-to- Heat-Technologie jedoch grds. nicht erfüllt. § 118 Abs. 6 Satz 3 EnWG liegt demnach ein Verständnis der Zwischenspeicherung als reiner Power-to-Power-Ansatz mit der Folge zugrunde, dass Speichertechnologien wie Power-to-Heat, aber auch Power-to-Gas nicht erfasst sind627. Während der Gesetzgeber bei der Power-to-Gas- 624 FfE (Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V.) (2016): Verbundforschungsvorhaben Merit Order der Energiespeicherung im Jahr 2030, Teil 2, S. 64. 625 Agora Energiewende, Power-to-Heat zur Integration von ansonsten abgeregeltem Strom aus Erneuerbaren Energien, S. 37. 626 Weitere Kostenbestandteile sind ebenso möglich, sollen hier aber außer Betracht bleiben. 627 Riewe/Meyer, EWeRK 2015, S. 138, 140. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 260 Küper Technologie jedoch korrigierend eingegriffen und den Satz 3 für entsprechende Anlagen gem. § 118 Abs. 6 Satz 7 EnWG für nicht anwendbar erklärt hat, fehlt bislang eine entsprechende Privilegierung der Power-to-Heat-Einrichtungen. Damit kann die Pflicht zur Zahlung von Netzentgelten lediglich dann entfallen, wenn die Power-to-Heat-Einrichtung dezentral vor dem Energieversorgungsnetz betrieben wird bzw. bei atypischer Netznutzung die Möglichkeit zur Zahlung eines geringeren individuellen Netzentgelts nach § 19 Abs. 2 StromNEV628 besteht. Eine pauschale Befreiung von der Pflicht zur Entrichtung der Netzentgelte ist dagegen nicht vorgesehen. Daneben ist für den bei der Umwandlung in Wärme in der Power-to-Heat- Einrichtung verbrauchten Strom die EEG-Umlage zu zahlen. Mit der seit dem 01.01.2017 geltenden Regelung des § 61k EEG 2017, die i.W. § 60 Abs. 3 EEG 2014 entspricht, soll eine Doppelbelastung von Speichern bei der Ein- und Ausspeicherung des Stroms vermieden werden629. Nach der Gesetzesbegründung beschränkt sich die Regelung aber auf solche Speicher, die ausschließlich dazu genutzt werden, Strom zwischenzuspeichern, der anschließend als Strom genutzt wird und auf den die EEG-Umlage anfällt630. Es wird ausdrücklich darauf hingewiesen, dass dadurch eine Umlagebefreiung von zwischengespeicherter Energie, auf die nach der Entnahme keine EEG-Umlage zu zahlen ist, ausgeschlossen ist631. Im Rahmen der Power-to-Heat-Technologie findet aber gerade keine Rückverstromung statt, sodass der Befreiungstatbestand des § 61k EEG 2017 keine Anwendung findet. Relevanz für Power-to-Heat-Einrichtungen können damit allenfalls die Regelungen in den §§ 61 ff. EEG 2017 zur Eigenversorgung entfalten, wenn der Strom in der Einrichtung im Rahmen eines Eigenversorgungskonzepts genutzt wird632. Denkbar wäre zudem eine Begrenzung der Umlage durch die Anwendung der besonderen Ausgleichsregelung in § 64 EEG 2017, wenn die Einstufung des betreffenden Unternehmens in eine der Listen 1 oder 2 der Anlage 4 zum EEG 2017 erreicht werden kann. Die Entstehung der Stromsteuer richtet sich nach § 5 Abs. 1 Satz 1, 2 StromStG. Es existiert kein spezieller Befreiungstatbestand für die Power-to-Heat-Technologie. Allerdings kann sich im Einzelfall für den Strombezug in einer Power-to-Heat- Anlage eine Stromsteuerbefreiung aus § 9 Abs. 1 Nr. 1 oder Nr. 3 StromStG erge- 628 Vgl. dazu auch Agora Energiewende, Power-to-Heat zur Integration von ansonsten abgeregeltem Strom aus erneuerbaren Energien, S. 40 f. 629 BT-Drs. 18/8860 v. 21.06.2016, S. 239. 630 Ebenda. 631 Als Beispiel werden hier Gasspeicher genannt, bei denen das Gas außerhalb des Stromsektors genutzt wird, vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 239. 632 Vgl. dazu auch Altrock u.a., EnWZ 2016, S. 106, 108. Power-to-X Abschnitt 4.4 Küper 261 ben633. Nach Nr. 1 ist Strom aus erneuerbaren Energieträgern von der Steuer befreit, wenn er aus einem ausschließlich mit Strom aus erneuerbaren Energieträgern gespeisten Netz oder einer entsprechenden Leitung entnommen wird. Die Befreiung in Nr. 3 bezieht sich auf Strom, der in Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von bis zu 2 MW erzeugt wird und entweder vom Betreiber der Anlage als Eigenerzeuger im räumlichen Zusammenhang zu der Anlage zum Selbstverbrauch entnommen oder von demjenigen, der die Anlage betreibt bzw. betreiben lässt, an Letztverbraucher, die den Strom im räumlichen Zusammenhang zu der Anlage entnehmen, geleistet wird. Dagegen scheidet eine Stromsteuerbefreiung nach § 9 Abs. 1 Nr. 2 StromStG sowohl in direkter als auch in analoger Anwendung aus634. Im Zusammenhang mit dem EEG erscheinen zwei weitere Aspekte erwähnenswert, die geeignet sind, den rechtlichen Rahmen mitzubestimmen: § 27a EEG 2017 sieht vor, dass Betreiber von Anlagen, deren anzulegender Wert durch Ausschreibungen ermittelt worden ist, im gesamten Zeitraum, in dem sie Zahlungen nach dem EEG in Anspruch nehmen, den in ihrer Anlage erzeugten Strom nicht zur Eigenversorgung nutzen dürfen, also in ein Netz der allgemeinen Versorgung einspeisen müssen. § 27a Nr. 5 EEG 2017 sieht eine Ausnahme dazu vor: Der Strom muss in den Stunden, in denen die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung nach § 14 Abs. 1 EEG 2017 reduziert wird, nicht in das Netz eingespeist werden. Insofern wird vertreten, dass danach die Reduktion der Stromerzeugung in der Anlage nicht erforderlich, sondern die Regelung einer Anlage nach § 14 Abs. 1 EEG 2017 auch gegeben sei, wenn die aus der Anlage in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeiste Strommenge reduziert wird635. Bei einem gegenteiligen Verständnis wären Regelungen dazu, wie mit dem erzeugten Strom verfahren werden darf, überflüssig. Demnach sei es auch zulässig, in solchen Zeiten Power-to-Heat-Anlagen zuzuschalten und den erzeugten Strom vor dem Netz zur Wärmeversorgung zu nutzen636. Weiterhin wird die Frage diskutiert, ob die Vorgaben zur Begrenzung der maximalen Wirkleistung auf 70 % in § 9 Abs. 2 Nr. 2 lit. b) EEG 2017 auch dann erfüllt sind, wenn die überschüssige Energie vollständig vor dem Verknüpfungspunkt637 in eine diesem vorgelagerte Power-to-Heat-Anlage abgeleitet wird638. 633 Altrock u.a., EnWZ 2016, S. 106, 108. 634 Agora Energiewende, Power-to-Heat zur Integration von ansonsten abgeregeltem Strom aus Erneuerbaren Energien, S. 45. 635 Vollprecht/Altrock, EnWZ 2016, S. 387, 394. 636 Ebenda. 637 Siehe dazu auch Scholz, in Säcker, EEG 2014, § 9 Rn. 35: „Die Reduzierung der Wirkungsleistung kann auch an einem dem Verknüpfungspunkt vorgelagerten Punkt vorgenommen werden.“. 638 Vgl. dazu Kment, NVwZ 2016, S. 1438, 1440. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 262 Sinagowitz/Neuschwander Dafür soll v.a. der Zweck der Vorschrift sprechen: § 9 EEG 2017 zielt auf die Sicherstellung der technischen Ausstattung von energieerzeugenden Anlagen, um Netzbetreiber in die Lage zu versetzen, die Einspeiseleistung im Fall von Netzengpässen zu reduzieren639. Solange dieser Zweck erreicht wird, ist es unerheblich, in welcher Form die Netzentlastung erfolgt640. Ohne weiteres innerhalb der bestehenden technischen Rahmenbedingungen möglich ist nur die Nutzung der Power-to-Heat-Technologie zur Erbringung negativer Regelleistung, wobei insb. der Einsatz als Sekundärregelleistung und Minutenreserve technisch möglich und wirtschaftlich interessant ist641. Der Einsatz von Regelenergie gehört zu den Dienstleistungen zur Bereitstellung von Energie, die zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigt wird, und damit zu den Ausgleichsleistungen i.S.d. § 3 Nr. 1 EnWG. Nach § 22 EnWG i.V.m. § 6 StromNZV sind die ÜNB verpflichtet, die jeweilige Regelenergieart im Rahmen einer regelzonenübergreifenden Ausschreibung zu beschaffen. Die Sekundärregelung und die Minutenreserve werden dabei getrennt nach positivem und negativem Regelenergiebedarf ausgeschrieben. 4.4.2.6 Kriterien für eine Standortwahl/erfolgskritische Faktoren Bzgl. einer geeigneten Standortwahl für Power-to-Heat-Anlagen kann nachfrageseitig als wesentliche Grundvor-aussetzung v.a. der Zugang zu einer lokalen ausreichend großen Wärmebedarfskapazität mit regelmäßigem Wärmeumsatz identifiziert weren. Angebotsseitig sind v.a. eine lokal ausreichende Häufigkeit von Überschussstromsituationen und die Möglichkeit des Zugangs zu einem entsprechend dimensionierten Stromnetzanschluss anzustreben. Lokale leitungsgebundene Wärmebedarfe bestimmen sich v.a. über die Bevölkerungs- und Industriedichte sowie deren Versorgungsgrad durch Fernwärme. Verteilernetze ermöglichen auf der Mittelspanungsebene i.d.R. Anschlusskapazitäten bis zu 30 MW. An Standorten größerer KWK-Anlagen ist diese Voraussetzung ohnehin erfüllt. Aussagekräftige Indikatoren für die lokale Häufigkeit von Überschussstromsituationen liefern insb. die nachfolgend beschriebenen Entwicklungen des Regelenergiebedarfs und der Abregelungsmaßnahmen im Rahmen des Einspeisemanagements: Im Jahr 2015 wurden insg. rd. 1.100 GWh aus negativer Sekundärregelleistung und 119 GWh aus negativer Minutenregelleistung abgerufen. Die folgende Tabelle zeigt die Preisentwicklung für Ausgleichsenergie in den vergangenen Jahren: 639 Schäfermeier, in: Reshöft/Schäfermeier, EEG, § 6 Rn. 3; Scholz, in: Säcker, EEG 2014, § 9 Rn. 3. 640 Altrock u.a., EnWZ 2016, 106, 110 f.; Kment, NVwZ 2016, 1438, 1440. 641 Brehm, ZUR 2013, S. 598, 599. Power-to-X Abschnitt 4.4 Sinagowitz/Neuschwander 263 EUR/MWh Ausgleichsenergie aus Sekundär- und Minutenregelleistung positiv negativ 2013 84,36 − 8,43 2014 75,42 − 24,22 2015 75,99 − 42,67 Abb. 56: Entwicklung der durchschnittlichen Arbeitspreise für die Bereitstellung von Ausgleichsenergie642 Die zugrundeliegenden Energiemengen folgten in beiden Kategorien im Vergleich zu den Vorjahren einem fallenden Trend, während sich die ausbezahlten spezifischen Arbeitserlöse für die Regelleistungsanbieter erhöht haben. Ausgeschrieben wurden in beiden Kategorien in den vergangenen Jahren jeweils durchschnittlich rd. 2 GW643. Die durchschnittlichen Leistungspreise zeigen seit einigen Jahren eine stark fallende Tendenz: EUR/MW p.a. Sekundärregelleistung Minutenregelleistung negativ negativ 2013 99.970 50.040 2014 43.410 33.780 2015 22.100 15.620 2016 7.090 7.290 Abb. 57: Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für die Vorhaltung negativer Regelleistung644 Der Erlöskomponenten im Markt für Regelenergie folgen somit in Bezug auf Leistungs- und Arbeitspreis derzeit gegenläufigen Entwicklungen. Aufgrund dieser Entwicklung und der Unklarheit über die kommenden Veränderungen im Regelenergiemarkt lassen sich momentan noch keine verlässlichen längerfristigen Wirtschaftlichkeitsprognosen für dieses Geschäftsfeld ableiten. So könnte bspw. eine künftige Harmonisierung und Verbindung der europäischen Regelenergiemärkte mit veränderten Präqualifikationsbedingungen einen verstärkten Wettbewerb mit tendenziell geringeren Preisen bewirken. 642 BNetzA (2016): Monitoringbericht 2016, S. 137. 643 Marktreport Regelleistung April 2016, S. 4 ff. 644 BalancePower GmbH (2017): Erlöspotenziale, abrufbar unter: http://bit.ly/2p6IQBz, Aufruf am 31.01.2017. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 264 Sinagowitz/Neuschwander Während sich der Abruf der vorgenannten Regelleistungen deutschlandweit bisher vergleichsweise homogen verteilte, fanden die Abregelungsmaßnahmen (Mengenbetrachtung) im Rahmen des Einspeisemanagements im gleichen Zeitraum zu über 94 % im Norden des Landes statt; über 60 % in Schleswig-Holstein645. Ihre starke Zunahme ist ebenfalls ein aussagekräftiger Indikator für die Häufigkeit von Überschussstromsituationen und somit für das Potenzial von Power-to-Heat. Mit 4.722 GWh verdreifachte sich im Jahr 2015 die Menge der Ausfallarbeit abermals im Vergleich zum Vorjahr (2014: 1.581 GWh, 2013: 555 GWh). Die Kosten für Entschädigungszahlungen an die Anlagenbetreiber werden für das Jahr 2015 auf rd. 480 Mio. EUR taxiert. Die Abregelungsmaßnahmen wurden zu rd. 93 % durch die Verteilernetzbetreiber vorgenommen646. Auf dieser Netzebene sind auch die meisten KWK-Anlagen angeschlossen. Folglich könnten die Einspeisemanagement- Maßnahmen theoretisch durch Power-to-Heat-Anlagen innerhalb der Verteilernetze verringert werden647. Die Nutzung bzw. der Verkauf von ansonsten abgeregeltem Strom ist aus heutiger Sicht rechtlich nicht abschließend geregelt, obschon dies volkswirtschaftlich und i.S.d. Klimaschutzes sinnvoll erscheint. Ein künftig potenziell zu schaffender Markt für die Vermeidung der ökologisch ungewollten und kostspieligen Abregelungen könnte der Power-to-Heat-Technologie ein alternatives Geschäftsfeld eröffnen. Lt. AGFW648 wurden im Jahr 2015 rd. 82.424 GWh Wärme in die deutschen Fernwärmenetze eingespeist; 83 % davon entstammten der Erzeugung in KWK. Die o.g. Abregelungsmaßnahmen könnten somit rd. 6 % dieser Wärmeeinspeisemenge decken. 645 BNetzA (2016): Kernaussagen im Monitoringbericht 2016, S. 7. 646 Ebenda. 647 Aus der vergleichsweise dünnen Besiedlungs- und Industriedichte in den nördlichen Bundesländern folgt ein eher niedriger Fernwärmebedarf, wodurch es häufiger an geeigneten Wärmesenken mangelt. Power-to-Gas-Anlagen könnten dort alternativ eingesetzt werden und in die vorhandenen Erdgasnetze einspeisen. 648 AGFW (2016): AGFW – Hauptbericht 2015, S. 9. Aus wirtschaftlicher Sicht ist aufgrund zu erwartender zunehmender Stunden mit negativen Strompreisen auch ein strompreisorientierter Einsatz von Power-to-Heat- Anlagen in Betracht zu ziehen. Auch wenn Strompreiserwartungen mit hohen Unsicherheiten behaftet und die preissteigernde Wirkung latenter Umlagen und Steuern stets einzukalkulieren sind, stellt der strompreisorientierte Einsatz von Power-to- Heat-Anlagen grds. eine wirtschaftlich interessante Alternative dar und sollte bei einer optimalen Vermarktungs- und Gebotsstrategie berücksichtigt werden. Nach Einschätzung von PwC wird sich der Strompreis zwar langfristig (bis zum Jahr 2035) stärker erhöhen als die Preise für die alternativen Energieträger zur Wärmeer- Lastmanagement (Demand Side Management) Abschnitt 4.5 Bründl/Deutsch 265 zeugung, jedoch wird die Volatilität der Strompreise nach Prognose von PwC ab dem Jahr 2020 deutlich ansteigen. Die Ausbaugeschwindigkeit der erneuerbaren Energien wird daher maßgeblich über die Entwicklung der Überschussstromsituationen und somit auch der Strombezugspreise bestimmen und so das Potenzial dieses Geschäftsmodells entscheidend mitzeichnen. Technologiefördernd könnte sich künftig auch eine Neugestaltung der staatlichen Umlagen- und Versteuerungspflichten für den Bezug von Überschussstrom auswirken, bspw. durch angebotsabhängige Reduzierungen der Zahlungspflichten, mit welchen netzdienliches Verhalten (hier Stromentnahmen), belohnt würden. 4.5 Lastmanagement (Demand Side Management) 4.5.1 Flexibilisierung des Stromsystems Der Stromversorgung in Deutschland lag bisher das Prinzip zugrunde, dass sich die Stromerzeugung nach der Stromnachfrage richtet. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien und der damit einhergehenden zunehmenden fluktuierenden Erzeugung muss der konventionelle Kraftwerkspark jedoch nicht nur Schwankungen der Nachfrage, sondern auch meteorologisch bedingte Schwankungen bei der Stromerzeugung aus Sonnen- und Windenergie kompensieren. Insgesamt erhöht sich dadurch der Bedarf an Systemdienstleistungen, wie Regelenergie, um einen stabilen Netzbetrieb zu gewährleisten. Verstärkt wird diese Nachfrage durch den gleichzeitig sinkenden Anteil fossiler Kraftwerke, die aber bisher i.W. diese Systemdienstleistungen erbringen. Zudem verlagert sich durch den Ausstieg aus der Kernenergie und die Förderung von Offshore-Windkraftanlagen die Stromerzeugung zunehmend nach Norddeutschland, wodurch sich große Distanzen zu den großen Verbraucherschwerpunkten in West- und v.a. Süddeutschland ergeben. Das dadurch entstehende Ungleichgewicht birgt bei Beibehaltung des derzeitigen Strommarktdesigns das Risiko von Versorgungsengpässen. Bereits heute ist eine deutlich höhere Anzahl an Eingriffen in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken (Redispatch) zu beobachten, um Leitungsabschnitte des Stromversorgungssystems vor einer Überbelastung zu schützen649. 649 Vgl. Fraunhofer ISI/FfE, Lastmanagement als Beitrag zur Deckung des Spitzenlastbedarfs in Süddeutschland, S. 3. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 266 Sinagowitz/Neuschwander Abb. 58: Aktuelle Situation des deutschen Stromnetzes Derzeit ist die Flexibilisierung des Stromsystems noch in den Anfängen und v.a. auf der Angebotsseite ausgeprägt. Die Stromerzeuger haben in den letzten Jahren viele Bemühungen in den flexibleren Einsatz ihrer Kraftwerksparks gesetzt. Auf der Nachfrageseite ist die Flexibilisierung ein größeres Problem. Private Haushalte reagieren bislang kaum auf Preisimpulse, die im Übrigen sehr schwach ausgeprägt sind, da der Endverbraucherpreis für Strom zu ca. drei Vierteln durch Umlagen, Steuern und Abgaben bestimmt wird650. Gewerbetreibende und Industrieunternehmen sehen ihre Sparpotenziale aufgrund von Flexibilisierung oft schon weitgehend ausgeschöpft. Es bedarf umfassender Anstrengungen im Verbund von digitalen Angeboten, Maßnahmen der Regulierung, technologischen Innovationen (u.a. im Speicherbereich651) und wirtschaftlichen Anreizen, um die Flexibilisierung auf der Nachfrageseite voran zu bringen. 650 Vgl. dazu ausführlich oben Abschnitt 2.2.3 (Strompreis einschließlich Umlagen und Steuern). 651 Vgl. dazu oben Abschnitt 4.3 (Speicher). 4.5.2 Demand Side Management Der Begriff Demand Side Management (DSM) (auch als Demand Side Response – DSR bekannt) fasst die Flexibilisierung der Stromnachfrage, d.h. Maßnahmen zur Laststeuerung auf Verbraucherseite zusammen. Üblicherweise richten Kraftwerksbetreiber ihre Erzeugungsaktivitäten im Strommarkt an der unelastischen, weil ohne fernwirktechnische Steuerungsanbindung ausgestatteten Nachfrageseite aus. Dezentral gelegene Versorgungsgebiete stellen jedoch besondere Anforderungen an Strom- Lastmanagement (Demand Side Management) Abschnitt 4.5 Sinagowitz/Neuschwander 267 netze und ihre Betreiber. Bei geringer Netznutzerdichte reduzieren sich statistisch netzdienliche Lastausgleichseffekte, die sonst durch das zeitverschiedene Verbrauchsverhalten vieler Netznutzer auftreten. Nivelliert sich die anliegende Last in einem Netzgebiet mit hoher Nutzerdichte demnach auf tageszeitabhängige und unter Zuhilfenahme von Erfahrungs- und Vergangenheitswerten relativ gut prognostizierbare Lastniveaus, so wächst mit sinkender Netznutzerdichte die Wahrscheinlichkeit stärkerer Lastschwankungen bis hin zu Überbelastungen in den betroffenen Netzgebieten, auf die die Netzbetreiber ggf. nicht immer schnell genug reagieren können. Erschwerend kommt hinzu, dass typische dezentrale Erzeugungsanlagen oft durch die Rahmenbedingungen ihrer Technologie oder ihres Einsatzzweckes unflexibel sind. So ist die Einspeisung aus PV-Anlagen und WE-Anlagen direkt an unbeeinflussbare Witterungsbedingungen gekoppelt und die Fahrweise von BHKW oft wärmegeführt. Um eine kosteneffiziente Dimensionierung und einen stabilen Netzbetrieb in dezentralen Versorgungsgebieten zu ermöglichen, kann es daher vorteilhaft sein, eine steuerungstechnische Harmonisierung von Stromangebot und Nachfrage durch die Flexibilisierung der Verbraucherseite herbeizuführen. Zu diesem Zweck werden geeignete stromverbrauchende Prozesse aus Industrie, Gewerbe oder auch Privathaushalten an die Leittechnik des jeweiligen Netzbetreibers angebunden und bei drohendem Verlust der Netzstabilität fernwirktechnisch innerhalb zuvor vereinbarter Umfänge gedrosselt oder ganz abgeschaltet. Umgekehrt können im Fall verstärkter Grünstromeinspeisung652 in das Netz entsprechende Signale an die Netznutzer gesandt werden, um diese zur vermehrten Stromentnahme durch An- oder Hochfahren ihrer Prozesse zu animieren. Spezielle Tarifsysteme können dabei für Netzkunden und Netzbetreiber attraktiv sein. Für die Einbindung in das DSM besonders geeignet sind zeit- und temperaturunkritische, bestenfalls einstufige und innerhalb bestimmter Intervalle jederzeit unterbrechbare Prozesse. Verbraucherbeispiele sind u.a. Kältemaschinen zur elektrischen Kühlung von Gebäuden und Lagerhäusern, Wärmepumpenheizungen, Getreidemühlen, Mahlwerke in Zementwerken oder auch Ladestationen für e-Mobility. Die Kapazität der betreffenden Prozesse sollte jeweils so dimensioniert sein, dass sie ihren projektierten Produktionsumfang bzw. ihren Zweck auch mit zeitweisem Teillastbetrieb oder temporärer Abschaltung erfüllen können. Entsprechende Pufferspeicher können dabei helfen, vor- und nachgelagerte Produktionsprozessschritte übergangsweise aufrecht zu erhalten bzw. thermische Grenzwerte in Zeiten der Drosselung oder Abschaltung von Heiz- oder Kühlaggregaten nicht zu überschreiten. 652 Grünstrom bezeichnet hier Strom aus erneuerbaren Energien, der ohne CO2-Belastung der Umwelt erzeugt wurde. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 268 Bründl/Deutsch 4.5.3 Lastmanagement zur Integration erneuerbarer Energien Das übergeordnete Ziel von DSM ist die Glättung der Residuallastkurve, also jener Last, die nicht durch die erneuerbaren Energien gedeckt werden kann. Dabei senken oder erhöhen Stromverbraucher zeitweilig ihre elektrische Leistungsaufnahme. Daraus abgeleitete Ziele sind die Bereitstellung von Regelenergie zur Netzstabilisierung, die Glättung des Tageslastverlaufs für eine gleichmäßige Kraftwerksauslastung sowie die Reduzierung der Jahreshöchstlast. Aus ökonomischer Sicht ist das DSM zudem häufig günstiger als ein auf die Erzeugung fokussierter Ansatz zum Ausgleich der auftretenden Schwankungen, da die Kosten für die zeitliche Verschiebung von Lasten in Zeiten geringerer Nachfrage geringer sind als die Kosten für zusätzliche Spitzenlast – insb. wenn hierfür für neue Kraftwerkskapazitäten oder Leitungskapazitäten erstellt werden müssen. Des Weiteren kann durch ein intelligentes DSM der zukünftige Bedarf an zusätzlichen Energiespeichern reduziert werden. Neben dem erforderlichen Netzausbau oder der Errichtung zusätzlicher Erzeugungskapazitäten stellt DSM somit eine Option dar, um einen Beitrag zur zeitlichen Entkopplung von Erzeugung und Nachfrage zu leisten. Dabei sind abschaltbare Lasten eine wichtige Maßnahme zur Umsetzung. Im Gegensatz zu einem von den Netzbetreibern betriebenen Lastmanagement können die entsprechenden Lasten insb. von stromintensiven Verbrauchern zur Verfügung gestellt werden, wodurch v.a. Industrieunternehmen neben den Netzbetreibern zunehmend als wichtige Akteure auf dem Strommarkt in Erscheinung treten. Geeignete Lasten hierfür sind insb. in verschiedenen Querschnittstechnologien (z.B. Kühlung, Lüftung, Druckluft, etc.) zu finden. So können bspw. Pumpen, Kompressoren, Verdichter oder Ventilatoren im Rahmen ihrer Möglichkeiten zeitlich flexibel eingesetzt werden und dadurch sowohl eine Bereitstellung von Regelenergie als auch von Kapazität zum Redispatch liefern. Konventionelle Systemdienstleistungen können dadurch zum Teil ersetzt werden. Zudem dient das Verschieben der Stromnachfrage insb. dazu, die Spitzenlast zu reduzieren und dadurch die Versorgungssicherheit zu erhöhen. Als Nebeneffekt könnte durch DSM zudem der Einsatz konventioneller Kraftwerke optimiert werden. Als Anreiz ergibt sich für die die abschaltbaren Lasten zur Verfügung stellenden Unternehmen die Möglichkeit, damit Erlöse zu erwirtschaften. 4.5.4 Die Verordnung zu abschaltbaren Lasten und sonstige Erlösmöglichkeiten Während bisher vorwiegend konventionelle Kraftwerke für die Erbringung von Systemdienstleistungen für die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems herangezogen werden, sind die ÜNB zunehmend auf Alternativen angewiesen. Dabei greifen sie, um bspw. die Stabilität des Netzes aufrecht zu erhalten, auch auf flexible abschaltbare Lasten zurück. Die Grundlage für entsprechende Lastmanagement (Demand Side Management) Abschnitt 4.5 Bründl/Deutsch 269 Vereinbarungen zwischen Verbrauchern mit flexiblen Lasten und ÜNB wurde mit der Novelle des EnWG Ende 2012 geschaffen. Demnach sind die ÜNB gem. § 13 Abs. 4a EnWG verpflichtet, Ausschreibungen über vertraglich vereinbarte abschaltbare Lasten durchzuführen. Die Details hierzu sind in der AbLaV festgelegt, die zum 01.01.2013 in Kraft trat und durch Verordnung vom 10.10.2016653 novelliert wurde; die neue Fassung ist seit dem 01.10.2016 in Kraft. Die AbLaV definiert abschaltbare Lasten und legt die technischen und wirtschaftlichen Anforderungen hierzu fest. Demnach gelten als abschaltbare Lasten Anlagen, die am Höchst-, Hochoder Mittelspannungsnetz angeschlossen sind, im physikalischen Wirkungsbereich eines Höchstspannungsknotens des deutschen Übertragungsnetzes liegen und ihre Verbrauchsleistung kurzfristig und zuverlässig um eine bestimmte Leistung reduzieren können (Abschaltleistung)654. Die Betreiber von Übertragungsnetzen schreiben wöchentlich eine Gesamtabschaltleistung von 1.500 MW aus. Unternehmen, die erfolgreich an der Ausschreibung teilnehmen und damit abschaltbare Lasten zur Verfügung stellen können, erhalten von den ÜNB eine Vergütung für die Bereitstellung der Abschaltleistung für den vereinbarten Zeitraum (Leistungspreis) sowie für jeden Abruf der Abschaltleistung (Arbeitspreis). Dabei beträgt der wöchentliche Leistungspreis maximal 500 EUR/MW bereitgestellter Abschaltleistung, wohingegen der Arbeitspreis maximal 400 EUR/MWh betragen darf655. Für den Abruf von Abschaltleistung werden der Leistungs- und der Arbeitspreis innerhalb des Preisbands per Auktionsverfahren zwischen Anbietern und ÜNB festgelegt. Die hierdurch entstehenden Kosten werden auf alle Letztverbraucher umgewälzt und fließen als eigene Umlage in die Netzentgelte ein (2017: 0,006 Cent/kWh). Darüber hinaus beträgt die bereitzustellende technische Mindestleistung 10 MW, die ab dem 01.01.2017 auf 5 MW herabgesetzt wurde. Um diese Anforderung zu erfüllen, können Unternehmen, die sich im gleichen Höchstspannungsknoten befinden, ein Konsortium bilden und gepoolt ihre Leistung bereitstellen. Das Konsortium wird dann als einzelner Anbieter behandelt. 653 BGBl. I, S. 2241. 654 Vgl. § 2 AbLaV – abschaltbare Lasten. 655 Vgl. § 4 AbLaV – Vergütung abschaltbarer Lasten. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 270 Bründl/Deutsch Abb. 59: Überblick über die AbLaV Die bisherigen Praxiserfahrungen zeigen jedoch, dass der Einsatz abschaltbarer Lasten noch in der Entwicklung ist. So bestanden für November 2016 lediglich sieben Rahmenvereinbarungen gem. AbLaV zwischen ÜNB und Unternehmen aus dem Bereich der energieintensiven Industrien über insgesamt 1.610 MW656. Folglich gibt es für diesen Markt noch reichlich Entwicklungspotenzial. Mit dem Einsatz flexibler Lasten können Unternehmen auch unabhängig von der AbLaV im Rahmen eines Lastmanagements zusätzliche Erlöse erzielen. So können durch eine Lastflexibilisierung bspw. Kosten für Ausgleichsenergie reduziert werden, sollte der tatsächliche Strombedarf von seiner vorherigen Prognose abweichen. Zweitens können Unternehmen mit großen, flexiblen Stromlasten diese an der Strombörse (z.B. auf dem Spotmarkt) vermarkten und dabei Preisschwankungen ausnutzen, indem sie den Strombezug verstärkt in Stunden mit niedrigem Strompreis verschieben. Als dritte Möglichkeit sind entsprechende Anlagen und Lasten auch für die Bereitstellung von Regelleistung geeignet. Unternehmen können große Lasten bei Erfüllung der jeweiligen Voraussetzungen allein oder gebündelt in einem Pool vermarkten. Hierfür kommen sowohl der Minutenreservemarkt als auch der Markt für Sekundärregelleistung in Betracht. Die erzielbaren Erlöse sind für die Vorhaltung positiver Minutenreserve jedoch vergleichsweise gering (2012: 5.000 EUR/MW und Jahr). Für negative Minutenreserve hätte 2012 auf Basis der mittleren Leistungspreise theoretisch ein Jahreserlös von >20.000 EUR/MW erzielt 656 Vgl. Regelleistung.net, „Abschaltbare Lasten“, abrufbar unter: https://www.regelleistung.net/ext/static/abla. Lastmanagement (Demand Side Management) Abschnitt 4.5 Bründl/Deutsch 271 werden können. Dieser idealisierten Berechnung liegt jedoch die Annahme zugrunde, dass die Menge von einem MW über das gesamte Jahr (8.760 Stunden) auf dem Minutenreservemarkt den Zuschlag erhält. Unter den gleichen Annahmen lässt sich auf dem Markt für Sekundärregelleistung ein deutlich höherer Erlös erzielen. Die theoretischen Jahreserlöse für die Vorhaltung negativer Sekundärregelleistung schwankten hier bei einer Betrachtung der Jahre 2008 bis 2012 zwischen 60.000 und 140.000 EUR/MW. Die theoretischen Erlöse für positive Sekundärregelleistung sind auch hier deutlich geringer und betragen für das Jahr 2012 ca. 20.000 EUR/MW657. Allerdings unterliegen die erzielbaren, durchschnittlichen Leistungspreise in den letzten Jahren einem Negativtrend. Grund hierfür ist u.a. der gestiegene Wettbewerb durch das Absenken der Eintrittshürden in den Regelenergiemarkt auf 5 MW. Dadurch agieren mittlerweile wesentlich mehr Akteure auf dem Markt und das Gesamtangebot an Regelenergie ist gestiegen. 4.5.5 Arten von Lastmanagement Bei Anwendungen von Lastmanagement wird generell zwischen einem betrieblichen Spitzenlastmanagement und einem überbetrieblichen, zentralen Lastmanagement unterschieden. Dabei wird Lastmanagement entweder zu Optimierung des eigenen Strombezugs oder für den übergeordneten Einsatz im Energieversorgungssystem verwendet. Das betriebliche Spitzenlastmanagement findet in Unternehmen zunehmend Anwendung. Dabei werden durch eine Reduzierung der kostenintensiven Lastspitzen die individuellen Stromnetzentgelte durch eine Absenkung der Bemessungsgrundlage für den Leistungspreis gesenkt. Der Hintergrund dabei ist, dass für die innerhalb eines Jahres maximal bezogene Leistung im Rahmen der Netzentgelte ein Leistungspreis gezahlt werden muss. Durch eine Verringerung der Maximalleistung können entsprechende Kosteneinsparungen realisiert werden. Neben einer ersatzlosen Lastreduzierung kann dies auch eine Lastverschiebung im Vergleich zum üblichen Betrieb bedeuten (bspw. in Bezug auf das Hochfahren von Maschinen bei Schichtbeginn). Die Steuerung der Leistungsbegrenzung kann hierbei durch ein IT-gestütztes System erfolgen, das im Vorfeld definierte Verbraucher in Abhängigkeit der aktuellen betrieblichen Aktivitäten abschaltet. Diese Art des lokalen Lastmanagements liefert dem Endverbraucher alle erforderlichen Informationen, um durch eine Verschiebung des Verbrauchs bzw. der Last in kostengünstigere Zeiten die Strombezugskosten zu reduzieren. Die Verantwortung liegt hier beim Endverbraucher selbst, der eigenständig auf Preissignale, bspw. des Spot- 657 Vgl. Gruber u.a., Lastflexibilisierung in der Industrie in Konkurrenz zu weiteren funktionalen Speichern, S. 11 f. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 272 Bründl/Deutsch markts, reagieren kann. Die Reaktion erfolgt hierbei entweder manuell oder automatisiert auf Basis vorher festgelegter Parameter für entsprechend geeignete technische Anlagen. Das bedeutet, dass vorher allgemein festgelegt wird, unter welchen Bedingungen bspw. Kühl- oder Druckluftprozesse zeitlich verschoben werden können Für die Nutzung des lokalen Lastmanagements muss darüber hinaus sichergestellt sein, dass die Netzinfrastruktur die aus der Lastverlagerung resultierenden Stromflüsse bewältigen kann. Voraussetzung für ein betriebliches Lastmanagement ist neben einer registrierenden Lastgangmessung (RLM) insb. die Darstellung von Preissignalen (bspw. auf Smart Metern) und die Anwendbarkeit flexibler Stromtarif-Modelle. Beim überbetrieblichen Lastmanagement hingegen werden flexible Lasten in Unternehmen für das Stromversorgungssystem nutzbar gemacht. Dabei werden entsprechende Lastpotenziale einer zentralen Stelle (z.B. dem Netzbetreiber) zur Verfügung gestellt, die dann über einen Pool mit hinreichender Größe an potenzieller Leistung verfügt und entsprechend vermarktet. Die Steuerung der Nachfrage erfolgt hier auf zentraler Ebene, z.B. durch den ÜNB oder die BNetzA. Aus technischer Sicht bedeutet dies i.W., dass geeignete Lasten, also nicht unbedingt nötige Verbraucher, zu Spitzenlastzeiten bzw. zu Zeiten geringeren Leistungsangebots abgeschaltet werden. Dies ist im Allgemeinen nur bei technischen Anwendungen möglich, bei denen für den Verbraucher keine relevanten Einschränkungen entstehen. Im industriellen und gewerblichen Bereich gilt dies insb. für Querschnittstechnologien wie Wärme-, Kälte- oder Wasseraufbereitungsanlagen, die über entsprechende Zwischenspeicher verfügen. Derartige Anlagen benötigen häufig viel Leistung, weshalb der technische Aufwand im Verhältnis zu der zeitlich verschobenen Energiebezugsmenge relativ gering ist. Die dabei erzeugten Produkte (z.B. Wärme, Kälte etc.) sind unterdes leichter speicherbar als elektrische Energie, weshalb der Produktionszeitpunkt unter bestimmten Voraussetzungen zeitlich verschoben werden kann. Neben abschaltbaren Lasten bieten auch (Eigen-)Erzeugungsanlagen ein Lastflexibilisierungspotenzial. Derartige Anlagen können sowohl im Rahmen eines betrieblichen als auch beim überbetrieblichen Lastmanagement eingesetzt werden. Voraussetzung hierfür ist jedoch, dass die Erzeugungsleistung kurzfristig angepasst werden kann. Dies gilt überwiegend für Notstromaggregate oder Blockheizkraftwerke. Eine weitere Form von Lastmanagement ist der Einsatz von Zeitschaltuhren, die die Betriebszeiten von Geräten auf Basis von Erfahrungswerten über die typischen zeitlichen Lastverläufe steuern. Alternativ können die Schaltvorgänge sich auch am tatsächlichen Lastverlauf orientieren und vom Energieversorger via Rundsteuerung ferngesteuert vorgenommen werden (Zentrales Lastmanagement). Das zentrale Lastmanagement kann dabei auch für die koordinierte Bereitstellung von Systemdienstleistungen eingesetzt werden. Im privaten Sektor wird das Lastmanagement Lastmanagement (Demand Side Management) Abschnitt 4.5 Bründl/Deutsch 273 bereits für Elektrospeicherheizungen und Wärmepumpen per Rundsteueranlagen betrieben. 4.5.6 Entwicklungen im Bereich Demand Side Management Die Erschließung von DSM in Deutschland befindet sich aktuell noch im Entwicklungsstadium. Andere europäische Länder haben ihre Märkte für DSM bereits gezielt geöffnet und in größerem Umfang die Voraussetzungen hierfür geschaffen. So erfolgt bereits die aktive Vermarktung flexibler Lasten in Frankreich, Belgien, Großbritannien, Irland, Finnland und der Schweiz. Abb. 60: Erschließung von Lastmanagement in Europa (Stand 2014) Die verstärkte Nutzbarmachung von Lastflexibilisierungspotenzialen wird darüber hinaus auch vonseiten der EU-Kommission erwartet. So wird in der EU- Energieeffizienzrichtlinie (2012/27/EU) in Art. 15 die Absenkung der Markteintrittsbarrieren für die Vermarktung flexibler Lasten gefordert. Insb. soll der Zugang und die Teilnahme flexibler Lasten am Groß- und Einzelhandelsmarkt für Strom sowie an den Märkten für Regelenergie und weiteren Systemdienstleistungen ermöglicht werden658. 658 Vgl. dena, Internationaler Einsatz von Lastmanagement, S. 6. Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 274 Bründl/Deutsch 4.5.7 Potenziale von Lastmanagement Das Potenzial von Lastmanagement in Deutschland lässt sich auf die Sektoren Industrie, Gewerbe und Haushalte verteilen. Insb. im Industrie- und Gewerbebereich sind entsprechende Potenziale tendenziell einfacher zu erschließen, da die Lasten hier um ein Vielfaches größer sind und i.d.R. eine Prozesssteuertechnik bereits vorhanden ist und hierfür genutzt werden kann. Allerdings sind die Möglichkeiten für die Vermarktung flexibler Lasten in den Unternehmen größtenteils noch unbekannt659. Zudem existieren bisher nur geringe Anreize für die Vermarktung von flexiblen Lasten. Lediglich stromintensive Unternehmen nutzen in Deutschland aktuell die Möglichkeit zur Vermarktung entsprechender Lasten. Zu begrüßen sind die Erleichterungen für die Zugangsvoraussetzungen für den Regelleistungsmarkt. So wurde die vorgeschriebene Mindestleistung von früher 50 MW auf mittlerweile 1 MW (Primärregelleistung) bzw. 5 MW (Sekundärregelleistung und Minutenreserve) reduziert; damit können auch kleinere Abschaltleistungen für den Markt erschlossen werden Verschiedene Studien belegen unterdes ein wesentliches technisches Potenzial an flexiblen Lasten in Deutschland, wovon bisher jedoch nur ein geringer Anteil für energiewirtschaftliche Anwendungsfälle genutzt wird. Die Höhe des verfügbaren Potenzials ist dabei wesentlich von der Bereitstellungsdauer abhängig. Das technische Potenzial der abschaltbaren Lasten für einen Zeitraum bis zu einer Stunde wird auf knapp 2,5 GW eingeschätzt. Eine weitere Studie schätzte das verfügbare Lastmanagementpotenzial in Baden-Württemberg und Bayern ab. Deren gemeinsamer Strombedarf (150 TWh/Jahr) umfasst rund 30 % des gesamten deutschen Strombedarfs660. Hiervon entfallen knapp 60 % auf die Industrie. Ausgehend von einer Spitzenlastnachfrage der beiden Bundesländer von ca. 25 GW wurde für die Industrie, der ein maximaler Leistungsbedarf von 14 GW zugeordnet werden kann, das Lastmanagementpotenzial ermittelt. Die Ergebnisse der Studie zeigen, dass bei industriellen Querschnittstechnologien (v.a. die Bereiche Kälte, Lüftung und Pumpen) und energieintensiven Prozessen Potenziale von über einen GW in Süddeutschland zur Verfügung stehen, die über einen Zeitraum von 30 Minuten bis zu zwei Stunden aktiviert werden können661. 659 Vgl. dena, Lastmanagement in der Industrie, S. 3. 660 Vgl. Fraunhofer ISI/FfE, Lastmanagement als Beitrag zur Deckung des Spitzenlastbedarfs in Süddeutschland, S. 4 f. 661 Vgl. Fraunhofer ISI/FfE, a.a.O. (vorige Fußnote). Lastmanagement (Demand Side Management) Abschnitt 4.5 Bründl/Deutsch 275 Abb. 61: Lastflexibilisierungspotenziale in Deutschland Für das Bundesgebiet lässt sich damit ein Lastflexibilisierungspotenzial von bis zu 7 GW ableiten. Dies entspricht in etwa der Kapazität aller Pumpspeicherkraftwerke. Das jeweilige Potenzial nimmt jedoch mit zunehmender Bereitstellungsdauer stark ab. Um Leistungen wirtschaftlich abschalten zu können, müssen diese mind. 15 Minuten lang inaktiv bleiben können. Dafür eignen sich insb. Prozesse in der Metallverarbeitung sowie der Chemie- und Papierindustrie. Abb. 62: Bereitstellungsdauer abschaltbarer Lasten in der Industrie Kapitel 4 Technologien zur Umsetzung der Energiewende 276 Bründl/Deutsch Betrachtet man einzelne Querschnittstechnologien, weisen v.a. die Bereiche Beleuchtung, Kälte, Lüftung und Pumpen eine ausreichende Bereitstellungsdauer von über 40 Minuten auf. Druckluftanlagen hingegen scheiden aufgrund der zu geringen Bereitstellungsdauer (< 10 Min.) als Lastflexibilisierungspotenzial aus. Perspektivisch gesehen könnte sich auch die zunehmende Integration von Elektrofahrzeugen662, wenn diese einmal in großen Zahlen genutzt werden, in das Stromversorgungssystem als großes Potenzial an zentral steuerbaren Lasten erweisen. So könnten die Lade- und Entladevorgänge der Fahrzeuge innerhalb nutzergeeigneter Parameter und entsprechend dem Bedarf des Stromversorgungssystems gesteuert werden. 4.5.8 Zukünftige Herausforderungen Die bisherigen Anwendungen von Lastmanagement im industriellen und gewerblichen Bereich sind jedoch meist keine Anpassung an die schwankende Erzeugung infolge der fluktuierenden Einspeisung erneuerbarer Energien, sondern bedingt durch die derzeitigen Anreizstrukturen. Der Einsatz von Lastmanagementverfahren folgt daher bislang keiner ganzheitlichen Optimierung. Das Lastmanagement zielt hier vielmehr auf die eigene Kostenoptimierung eines Unternehmens oder Betriebs ab, ohne dabei das Gesamtsystem des Energiemarktes zu berücksichtigen. Diese Art von Lastmanagement trägt daher nicht in erster Linie zur Integration von erneuerbaren Energien bei, da der Verbrauch hierbei nicht in Abhängigkeit von der aktuellen Einspeisesituation gesteuert wird, sondern vielmehr zur Verringerung der kostenintensiven Spitzenlast durch eine Glättung der Gesamtlast. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien ist es jedoch aus Sicht des Energiemarktes erforderlich, die Residuallast zu glätten. Folglich sollte der Fokus in Zukunft darauf liegen, dass Lastmanagement zu dynamisieren und an die Volatilität der Stromerzeugung anzupassen. Ein geeigneter Ansatz hierfür wäre, über eine Aggregation mehrerer Verbraucher nennenswerte Lastverschiebungspotenziale zu generieren und damit auf den entsprechenden Strommärkten (z.B. Regelenergiemärkte) zu agieren. Dadurch kann das Lastmanagement einen kostengünstigen Beitrag leisten, die Residualkurve zu glätten und die Spitzenlasten sowie die Jahreshöchstlast zu verringern. Insgesamt kann durch eine intelligente Energiebedarfssteuerung der Investitionsbedarf für die Umsetzung der Energiewende reduziert und gleichzeitig ein Beitrag zu einer sicheren Energieversorgung geleistet werden. Hierfür bedarf es allerdings entsprechender politischer Voraussetzungen wie z.B. wirksame marktwirtschaftliche Anreize. 662 Vgl. dazu unten Abschnitt 5.3 (Alternative Antriebstechnologien und Lösungsansätze im Bereich Verkehr). Lastmanagement (Demand Side Management) Abschnitt 4.5 Bründl/Deutsch 277 Hierfür lohnt sich auch ein Blick auf die Märkte anderer Länder. Eine Analyse über den internationalen Einsatz von Lastmanagement zeigt, dass hier fortschrittliche Länder (z.B. Frankreich, Schweiz, Dänemark) insb. Maßnahmen ergriffen haben, um Beiträge durch flexible Lasten zur Systemdienstleistung Frequenzhaltung zu vereinfachen663. Dazu wurden die entsprechenden Produkte für Regelleistungen angepasst, bspw. durch spezifische DSM-Produkte, die Senkung der erforderlichen Mindestangebotsgrößen sowie die Zulassung von asymmetrischen Geboten (positive oder negative Regelleistung) und Regelleistungspools. In Dänemark können ferner auf dem Markt für Minutenreserve noch nachträgliche Anpassungen des Gebots bis 45 Minuten vor Erbringungszeitraum vorgenommen werden. Dies ermöglicht insb. die Integration von Anlagen, deren Verfügbarkeit nur kurzfristig geplant werden kann. In Frankreich und der Schweiz können bspw. Vermarkter auf die Bilanzkreise Dritter zugreifen, ohne hierfür gesonderte Verträge schließen zu müssen. Der Ausgleich der Bilanzkreise erfolgt hier durch den ÜNB, welcher die flexiblen Lasten bereits im Vorfeld zertifiziert hat664. Um auch in Deutschland den Markt für DSM weiterzuentwickeln, müssen hierzulande mit entsprechenden Maßnahmen die Voraussetzungen geschaffen werden. Bei der andauernden Debatte über die Entwicklung und Implementierung eines Kapazitätsmechanismus ist das Thema Lastmanagement mit derselben Gewichtung zu beachten. Um den hiesigen Markt für DSM fit zu machen, sollten in einem ersten Schritt die Produkte für Regelenergie angepasst werden, um den komplexeren Anforderungen an DSM durch flexible Lasten gerecht zu werden. Aktuell sind insb. lange Ausschreibungszeiträume, eine hohe geforderte Verfügbarkeit sowie große Mindestangebotsgrößen hinderlich für den Einsatz von DSM auf Reservemärkten. Anstelle von Einzelanlagen müssen zudem auch Regelleistungspools als Vermarktungsoption hinzugefügt werden. Parallel sollte das Schweizer bzw. französische Modell im Hinblick auf die Zugriffsmöglichkeiten von Vermarktern flexibler Lasten auf die Bilanzkreise Dritte hinsichtlich der Übertragbarkeit auf Deutschland untersucht werden. Für die Zukunft wird es daher von großer Bedeutung sein, die bestehenden Hemmnisse für ein effizientes und verbreitetes DSM zu beseitigen und funktionierende Geschäftsmodelle zur Lastflexibilisierung (weiter) zu entwickeln. Nur dadurch kann gewährleistet werden, dass DSM nennenswert zur Steigerung der Energieeffizienz und damit Kostenoptimierung beitragen kann. 663 Vgl. dena, Internationaler Einsatz von Lastmanagement, S. 4. 664 Vgl. dena, a.a.O. (vorige Fn.).

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Zusammenfassung

Das Autorenteam erklärt Ihnen die verschiedenen gesetzlichen Vorgaben und die Auswirkungen auf den deutschen Strommarkt: z.B. das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das Kraft-Wärmekopplungs-Gesetz (KWKG) und deren Novelle von 2016, den Zertifikatehandel und wichtige EU-Vorgaben sowie das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewirtschaft. Der Band befasst sich zudem mit Zukunftsthemen wie virtuellen Kraftwerken, intelligenten Messsystemen, E-Mobility und den neuen Geschäftsmodellen, die sich durch die technologische Weiterentwicklung ergeben. Darüber hinaus wagen die Experten einen Ausblick auf den Strommarkt im Jahr 2030.

 

Inhalte:

  • Technisch-wirtschaftliche Grundlagen des Strommarktes

  • Kostenstrukturen und Preisbildung

  • Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen

  • Marktintegration von Renewables und Auswirkungen auf den Kraftwerkspark

  • Zukunftsthemen: Digitalisierung, neue Technologien und Systemansätze

  • Smart Grids und intelligente Mess-Systeme

  • Geschäftsmodelle auf dem Strommarkt der Energiewende

Arbeitshilfen online:

  • Gesetzessammlung und Richtlinientexte

  • Begründungen zu den Gesetzen und Verordnungen

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e-pdf, e-pub, e-book, epdf, EPUB, ebook, Zukunftstrend, Energiewirtschaft, EU-Vorgaben, Zertifikatehandel, KWKG, EEG, Kostenstruktur, Energiewende, Strommarkt