Was können wir von einem Smart Grid erwarten?
Fragen, die man nicht vergessen sollte bei der Vergabe einer neuen Stromnetz Konzession…

Bei der Konzession für ein Stromnetz handelt es sich eigentlich um ein Wegerecht, welches einem Energieversorger für eine bestimmte Zeit eingeräumt wird, der im Gegenzug die Konzessionsabgabe an die Stadt/Gemeinde entrichtet. Aufgabe des Versorgers ist es die technischen Einrichtungen zu schaffen und zu bewirtschaften, damit die Bürger mit Strom beliefert werden können.

„Der Kampf um die Netze geht weiter“ lautete ein aktueller Beitrag von blog.stromhaltig, der vor allem aufzeigt, dass es den Bürgern nicht egal ist, wer das Stromnetz betreibt. Zwar haben diese nur selten direkt mit dem Betreiber einen Kontakt, dennoch wird erkannt, wie wichtig der Netzbetrieb für die Daseinsvorsorge ist.

Im Schnitt sind in Deutschland jedes Jahr ca. 30 Stromnetze vor der Neuvergabe einer Konzession. Die Ausschreibung veranlassen und letztendlich die Antworten der Anbieter zu bewerten bleibt häufig in der Hand der Stadt- und Gemeinderäte.

Eine der schwierigsten Herausforderungen ist die Entscheidung einer Rekommunalisierung oder Fremdvergabe. Bei einer Rekommunalisierung steht man vor der Schwierigkeit, dass auf keine Erfahrungswerte zurück gegriffen werden kann, mit der die Antworten der anderen Bewerber verglichen werden. Eine Hybridlösung ist die Gründung einer neuen Betreibergesellschaft mit einer Minderheitsbeteiligung eines der Anbieter. In der Baden-Württembergischen Landeshauptstadt war dieses Modell zu Debatte gestanden. Ebenfalls in Stuttgart hatte sich einer der Bewerber zurückgezogen, auch weil angeforderte Daten durch die Stadt nicht geliefert werden konnten.

Im Juni hatte blog.stromhaltig über den in der lokalen Presse verteilten Kriterienkatalog für das Elsenztal berichtet. 100% Zufriedenheit mit einem Betreiber setzt sich im Elsenztal zusammen aus…

  • 30% Netzsicherheit
  • 25% Effiziente, preisgünstige und verbraucherfreundliche Versorgung
  • 20% Bedingungen des Konzessionsvertrages
  • 15% Kommunale Teilhabe (Energiebeirat)
  • 10% Umweltverträglichkeit
Bild: Martin Berk / pixelio.de
Bild: Martin Berk / pixelio.de

Die Netzsicherheit lässt sich in zwei verschiedene Bereiche untergliedern. Zum einen die eigentliche Infrastruktur zum anderen die Betriebsführung.

Bei der Infrastruktur ist entscheidend, welche Investitionen in den letzten Jahren getätigt wurden. Ähnlich dem heimischen Garten ist ein Stromnetz niemals fertig. Wurde im Verlauf der bestehenden Konzession nicht regelmäßig investiert, so sind in der Laufzeit der neuen Konzession diese Investitionen nachzuholen. Neuralgisch sind dabei besonders neu zugebaute Gebiete und deren Integration in die bestehende Infrastruktur. Sobald auf dem Melder der Feuerwehr die Nachricht „Brand Elektroanlage“ auftaucht, kann man davon ausgehen, dass es Schwachstellen in der Infrastruktur gibt. Ein guter Investitionsplan sieht daher konkrete Schritte für den Umbau des bestehenden Netzes vor, die Modernisierung bestehender Stationsgebäude und  Leitungsnetze.

Nicht selten finden sich Verteilnetze, bei denen über mehr als 10 Jahre keine nennenswerte Investitionen getätigt wurden. Wir haben in Deutschland die Energiewende, wir haben einen Teil dezentrale Stromerzeugung, die auch Steuereinnahmen den Gemeinden bringt, das Stromnetz muss dies als Vorzeichenwechsel mitmachen. Gebiete, die geplant wurden als nur Verbraucher erzeugen mittlerweile mehr Strom, als sie selbst benötigen.

Auswirkung auf die Netzsicherheit hat aber auch die Intelligenz des Betriebes. Wie wird die erzeugten Strommengen ermittelt? Welche Verfahren gibt es zur Ermittlung des Verbrauchs? Desto fein granularer – möglichst auf Anlagenebene – die Prognose erstellt werden kann, desto eher finden sich im Falle von Störungen alternative Wege, die Versorgung zu sichern.

Schaut man sich die Unternehmenspräsentationen der Bewerber in Stuttgart an, so stellt man fest, dass einige Anbieter den Bereich der Netzsicherheit allein auf den Schultern der Energiewende austragen, andere Anbieter hingegen darin ihre Stärken sehen und es (leider) sehr kompliziert beschreiben.

blog.stromhaltig hat in den letzten Wochen mit einigen Gemeinderäten/Stadträten gesprochen, und konnte einen Trend erkennen: Sobald auf Nachfrage das Thema Netzsicherheit nicht kurzfristig beantwortet werden kann, gibt es meist einen Schwachpunkt.

„Wenn du sie nicht überzeugen kannst, verwirr‘ sie.“ (Harry. S. Truman)

Wer bei einem Bewerber das Gefühl hat, dass er versucht beim Thema Netzsicherheit mehr zu verwirren, oder mit der Nebelkerze Energiewende wirft, der sollte lieber zweimal nachfragen.

Der Verteilnetzbetreiber, der die Konzession erhält, wird ein natürliches Monopol besitzen. Zwar sind die Netzeentgelte reguliert, jedoch unterscheiden diese sich deutlich. Die einfache Frage ist, wie sich die Netzentgelte zusammensetzen. Im Detail sollte aber auch von Interesse sein, wie eine zukünftige Entwicklung auszusehen hat. Wie wirken sich zum Beispiel der Rückgang von Netzverlusten auf die Netzentgelte aus? Welcher Zeitraum ist notwendig, um diesen Rückgang wiederzuspiegeln?

Ein Beispiel ist die Regelung für den Zugang zur sogenannten Registrierenden Leistungs- Messung (RLM) im Vergleich zum Standardlastprofil (s.h. auch Beitrag zur Kosten). Rechtlich sind die Verteilnetzbetreiber verpflichtet eine RLM ab einer Abnahme von 100.000 kWh/Jahr anzubieten. Darunter gibt es keine Pflicht, jedoch kann für große Haushalte und vor allem Gewerbekunden dieser Tarif deutliche Kostenvorteile bringen. Auch ist davon auszugehen, dass RLM bereits heute zukunftssicherer ist, als Lastprofile.

Damit RLM überhaupt in der Fläche ausgerollt werden kann, benötigt es Stromzähler, die intelligent genug sind. Eine Frage, die sich hier stellt, ist wie genau können wie viele Zähler erfasst und ausgewertet werden. Mindeststandard für RLM ist heute 15 Minuten Ablesungen für den vorhergehenden Tag. Technisch machbar sind Werte im 2-Sekundentakt, unmittelbar nach Verbrauch. Desto weniger Daten über Erzeugung und Verbrauch im Verteilnetz vorhanden sind, desto mehr muss der Betreiber schätzen und desto mehr müssen die Bürger für Prognosefehler zahlen.

Der Strommarkt in Deutschland hat zwei gegenläufige Trends. Auf der Hochspannungsebene werden immer größere Bereiche zusammengefasst für den Handel. Ab November 2013 wird es voraussichtlich die Price-Coupling-Regions geben, einer Preisfindung in Europa. Verteilnetze haben ihren Schwerpunkt in der Niederspannung. In diesem Bereich gibt es mehr Einflüsse von Wetter und vorhandenen Erzeugungseinrichtungen (PV/Wind).  Wegen der langen Laufzeit einer Stromnetzkonzession ist es ratsam bereits heute die Möglichkeiten für einen lokalen Strommarkt zu hinterfragen. Auch wenn der Verteilnetzbetreiber selbst keinen Handel mit Strom betreibt, so findet der Handel doch im Hintergrund dieses Netzes statt. Die Frage ist hier nach den Möglichkeiten für einen lokalen Strommarkt, auch wenn es diese aktuell nur in Forschungsprojekten gibt.

In direktem Kontakt mit dem Letztverbraucher wird ein Verteilnetzbetreiber im Falle des Demand-Side-Managements (DSM) kommen. Im Fahrplan für das intelligente Stromnetz sieht der BDEW bis zum Jahre 2017 die Einführung von DSM vor. Es geht um die Möglichkeit den Stromverbrauch steuern zu können und an das Vorhandensein von viel Wind und Sonne anzupassen. Das beliebte Beispiel, dass ein Kühlhaus überschüssigen Strom verwendet, um in Zeiten von schwachem Wind und wenig Sonne weniger zu benötigen, scheitert aktuell daran, solch ein Verfahren auf Verteilnetzebene abzubilden.

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Ein Gedanke zu “Fragen an die Kandidaten beim Konzessionsvergabeverfahren (Strom)

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