Aufgabe des Stromnetzes ist es elektrische Energie von einem Einspeisepunkt zu einem Entnahmepunkt zu transportieren. Für die Benutzung der Stromtrassen wird dabei eine Gebühr in Form der Netzentgelte fällig, welche – vergleichbar mit der LKW-Maut – nach Nutzungsmenge abgerechnet wird. Ein Verfahren, welches in einer Zeit entstanden ist, als die Wertschöpfung bei elektrischer Energie von der Erzeugung bis zum Verbrauch in den Hängen eines Unternehmens lag.

Mit der Liberalisierung, Entflechtung und Marktöffnung ist die Wertschöpfungskette „Strom“ mehrfach gebrochen, wodurch eine Maut nur noch schwer eine verursachergerechte Aufteilung der Kosten im Maut-Verfahren zulässt.

Herleitung „RONT“

Die Abkürzung RONT steht für Regelbarer OrtsNetz Trafo, eine Komponente in der Niederspannung der Verteilnetze, die mit 630KVA etwa 2.600 Haushalte bedienen kann, eine Betriebsdauer von 25 Jahren besitzt und etwa 100.000€ kostet.

Vernachlässigt man die Zinsen, so müssen zur Deckung der Investitionskosten pro Jahr 4.000€ erwirtschaftet werden. Bei einer gleichmäßigen Verteilung auf die Haushalte entspricht dies einem „Netzentgelt“ von 1,54€ pro Jahr.

Wie bei den meisten Komponenten des Stromnetzes, entstehen dem Netzbetreiber keine zusätzlichen Kosten, wenn das Gerät mit „halber Last“ oder unter Vollast betrieben wird. Daher lässt sich eine klassische, gerechte Verteilung über den Jahresverbrauch ermitteln.

Ein  Haushalt, der lediglich 1.000 KWh pro Kalenderjahr benötigt, zahlt 0,51€ im Jahr. Ein Haushalt mit 6.000 KWh muss 3,03€ zahlen.

Diese Art der Aufteilung der Gesamtkosten ist ein Grund, warum beim Wechsel des Stromanbieters immer nach der Jahresmenge gefragt wird. Hinterlegt in den Stammdaten des Netzanschlusses, ergibt sich eine Kalkulationsbasis für die Netzentgelte des Verteilnetzbetreibers.

Der Vollständigkeit sei hier erwähnt, dass tatsächlich die kontrollierende Bundesnetzagentur eine Verzinsung von 9% auf die Anlagen zulässt, somit der RONT in der Kalkulation (abgezinst) 862.308€ kostet, was einem benötigten Netzentgelt von 13,26€ anstelle 1,54€ je Jahr entspricht.

Vernetzung

Solange der eine RONT mit seinen 2.600 Haushalten als isolierte Einheit (Insel) betrachtet wird, ist die Umlage der Kosten einfach zu realisieren. Fügt man diesem Szenario einen zweiten RONT hinzu, der weitere Haushalte versorgt, so wird es schwieriger, denn ein Lastfluss von einem Ort zum anderen beansprucht Kapazitäten auf beiden RONTs.

Ort A hat 2.600 Haushalte mit einigen Erzeugungsanlagen. Ort B hat 2.700 Haushalte, die jedoch keine Erzeugungsanlagen haben. Von Ort A zu Ort B kann jährlich ein Lastfluss von   305 MWh gemessen werden (entspricht dem Jahresverbrauch von ~100 Haushalten).

Legt man dies Kosten nach dem gleichen Verfahren in beiden Orten um, so haben die Stromkunden aus Ort A  1,54€  zu finanzieren, aus Ort B  1,59€.

Durch den Lastfluss von A nach B nutzen die Kunden im Ort B jedoch die Infrastruktur aus Ort A mit. Für den Anteil von 305 MWh sind entsprechend Transferzahlungen zu leisten. In Ort A gehen die Kosten je Haushalt zurück auf 1,51€ – im Ort B steigen sie auf 1,61€.

Im real existierenden Stromnetz existieren sehr viel mehr Infrastrukturkomponenten, die auf ihre Lebenszeit refinanziert werden müssen. Die Lastflüsse sind nicht stabil und ändern sich im Sekundentakt.

Die extreme Dynamik des Systems „Stromnetz“ hat dafür gesorgt, dass es zwar Durchleitungskosten und Netzentgelte gibt, diese jedoch beim Handel ignoriert werden.

Mit einer zunehmend steigenden Vernetzung des Handels mit elektrischer Energie wurde bereits in den frühen 2000er Jahren kapituliert den Verursachern die Kosten der Stromlogistik umzulegen.

Europäische Kupferplatte

Beim Handel mit elektrischer Energie nutzt man zur Zeit gerne das Bild der Kupferplatte. Bei einer solchen Platte ist es unerheblich, an welcher Stelle die Einspeisung oder die Entnahme erfolgt. Die Kosten, um die aus der Handelstätigkeit folgenden Lastflüsse abzubilden, werden in weiten Bereichen pauschalisiert und stellen für den Vertragsabschluss keine Entscheidungsgrundlage.

Mit der sogenannten Preis-Kopplung von Märkten werden zwar Übertragungsengpässe zwischen den einzelnen Regelzonen in Europa im Preis berücksichtigt. Nationale oder regionale Engpässe bei der Infrastruktur bleiben bislang unberücksichtigt und lösen in ihrer Folge einen sogenannten Re-Dispatch aus.

Für die langfristige Finanzierung der Netz-Infrastruktur bieten die Re-Dispatches und die Preis-Kopplung keine Mechanismen, die eine weitere Annäherung an eine Kupferplatte gerecht wird. Ursächlich ist hierbei vor allem die Eigenschaften des Energy-Only-Marktes zur Simplifikation der Stromlogistik zu nennen.

Missing Money Problem

Mittels einer einfachen Simulation kann gezeigt werden, dass eine unzureichende Deckung der Infrastrukturkosten bei einem volatilen Markt zur Unterfinanzierung in Teilbereichen führt. Dieses Marktversagen ist primär auf die hohe Dynamik des Handels zurück zu führen.

Beim einleitenden Beispiel mit zwei Orten kann ein Missing-Money-Problem entstehen, sobald Ort B eine eigene Erzeugung aufbaut und es keine Notwendigkeit zum Lastfluss zwischen den Orten gibt. Die Rückfinanzierung des RONT in Ort A muss neu berechnet werden, theoretisch zum Zeitpunkt des Lieferstops.

Im Hybridstrommarkt wird für den Kapazitätsanteil ein Mietmodell vorgeschlagen, welches die Kosten für die Stromlogistik in die Lieferverträge einbezieht.

Zielkonflikt – EOM

Geht der Stromverbrauch in einem Verteilnetz zurück, so müssen die Kosten für die Infrastruktur im Energy-Only-Markt auf eine geringere Liefermenge umgelegt werden. Der Betreiber des Netzes kann daher kein Interesse haben, dass der Verbrauch rückläufig ist. Gleiches gilt für die Übertragungsnetze, da hier ebenfalls Netzsentgelte anfallen. Ein Rückgang der Systemlast bedeutet geringere Einnahmen.

Auf der anderen Seite muss ein Interesse bestehen, den erzeugten Strom in unmittelbarer Nähe zu liefern, da die Komponenten der Stromlogistik geringer dimensioniert werden können und damit weniger Kosten entstehen.

Der entstehende Zielkonflikt wird bei den aktuellen Gestaltung des Strommarktes durch flankierende Vorgaben zum Klimaschutz oder der Integration in den europäischen Binnenmarkt beeinflusst.

Zu bedenken ist, dass auch in Zukunft eine Insolvenz von Netzbetreibern ausgeschlossen werden muss, was letztendlich zu einem hohen legislatorischen Aufwand verbunden ist, der die Möglichkeiten der Exekutive bei weitem übersteigt.

Liquidität des Strommarktes vs. Netzentgelte

Aus Sicht des Marktes wird für das Stromnetz in Deutschland bislang mit dem Modell der gleichen Preiszone gearbeitet. Im Europäischen Verbundnetz kommt zusätzlich die Markt-Kopplung zum Einsatz. Ziel ist es einen Markt zu schaffen, der eine möglichst hohe Liquidität besitzt. Dies ist ein Schutzmechanismus, damit ein lokaler Mangel an elektrischer Energie nicht zu einer marktbeherrschenden Stellung eines einzelnen Marktteilnehmers führt.  Spätestens mit der 4M Kopplung im November 2014  ist es dem Börsenbetreiber EPEXSpot gelungen Höchstpreise in den osteuropäischen Ländern zu minimieren und in Zentral Europa die Zeiten von negativen Strompreisen (fast) zu eliminieren.

The PCR solution has been developed by European Power Exchanges to provide a single algorithm and harmonised operational procedures for efficient price calculation, as well as use of European cross-border transmission capacity, calculated and offered to the market in a coordinated way by TSOs. Prices and net transfers are determined using the common algorithm “Euphemia”, based on the order books and available transmission capacities. By allowing decentralised operations, the solution assures a high level of security. (EPEXSpot SE)

Die hohe Liquidität mit einer räumlich großen Preiszone wird erkauft durch eine Vereinheitlichung des Leistungspreises. Dynamische Netzentgelte, die eine regionale Verknappung berücksichtigen würden, stehen hier dagegen.

Mögliche Folgen

  • Lastflüsse über weite Strecken, mit der Folge eines großen Infrastrukturaufwandes
  • Nicht realisierbare Engpässe, die durch Re-Dispatch Maßnahmen ausgeglichen werden müssen
  • Fehlende Kostendeckung der lokalen/örtlichen Infrastruktur
  • Gleichschaltung regionaler Standortbedingungen
  • Keine Impulse für Netzausbau/Umbau
  • Lediglich ein kurzfristiger/momentaner zeitlicher Horizont wird abgebildet. Langfristige Ziele und Strategien können nicht eingearbeitet werden

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Veranschaulichen lassen sich die Folgen einer einheitlichen Preiszone mittels einer 30 Tage Visualisierung der Re-Dispatch Maßnahmen. Erkennbar werden strukturelle Unterschiede einzelner Regionen, die selbst bei Betrachtung verschiedener Jahre nahezu identisch bleibt.

Gerade bei den Re-Dispatch Maßnahmen werden die entstehenden Kosten verallgemeinert in den Netzentgelten, was dazu führt, dass Akteure mit einem direkteren Marktzugang die Vorzüge der hohen Liquidität nutzen können. Akteuren die keinen direkten Marktzugang besitzen, tragen jedoch solidarisch die entstehenden Kosten mit.

Bei der aktuellen Umlage der Infrastrukturkosten führt dies zu einer einseitigen Bevorzugung des Großhandels/Großverbrauchers bei gleichzeitiger Mehrbelastung des Kleinverbrauchers.

Alternative Verrechnung der Netzentgelte

Das natürliche Monopol der Netze liegt in der Natur der Sache. Im Gegensatz zu Autobahnen, bei denen es Streckenalternativen geben kann, sollte der physikalische Stromfluss möglichst direkt – unter alleiniger Kontrolle der Netzbetreiber – verbleiben. Nur in der Obhut der Netzbetreiber kann die sogenannte N-1 Sicherheit zu jedem Zeitpunkt garantiert werden. Diese Einschränkung verhindert bei einem Energy-Only-Markt eine verursachergerechte Zuordnung der Kosten für die Netznutzung.

Für den in Großhandel mit elektrischer Energie in Deutschland übersteigen die Kosten der Stromlogistik bereits heute die Kosten der Erzeugung. Ein kombinierter Markt kann jedoch nur kombinierte Signale senden. Signale zu Investitionen in die Netze existieren in einem von der Stromerzeugung bestimmten Markt nicht.

Ein alternatives Modell besteht durch den langfristigen Handel mit Übertragungswegen. Dieses Modell wurde bereits in Deutschland umgesetzt, findet seinen Weg jedoch nicht bis zu den Letztverbrauchern.  Die Umlage der Kosten endet in der Höchstspannungsebene und pauschalisiert andere Spannungsebenen.

Fazit für den Hybridstrommarkt

Von der Praxis, dass im Großhandel lediglich die Kosten der Erzeugung – nicht aber die Kosten der Stormlogistik angegeben werden, ist Abstand zu nehmen. Preisangaben für Strom sollten generell alle Kosten für die Belieferung bis zur Entnahmestelle beinhalten. Realisiert werden kann dies zum Beispiel mit einer Abwandlung des PCR-Algorithmus (Preis-Kopplung), wobei die hierfür notwendigen Daten zur Berechnung aus der MaSTR Datenbank der Bundesnetzagentur stammen.

Es ist bewusst, dass ein Risiko zur Überkompensation der Kosten durch die Netzbetreiber besteht. Dies würde bei der Kapazitätsmiete als auch bei der Leistungsabrechnung zu steigenden Bezugspreisen führen.

Die in Deutschland übliche Gesellschaftsform der Netzbetreiber ist „GmbH“. Wegen der Quasi-Monopolstellung könnte geprüft werden, ob die Unternehmen nicht die Auflagen der Gemeinnützigkeit entsprechen und somit die Gesellschaftsform „gGmbH“ vorzuziehen ist.

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2 Gedanken zu “Kosten der Stromlogistik

  1. Insolvenz von Netzbetreibern muss ausgeschlossen werden!?

    Systemrelevante Netzbetreiber die grenzenlose Narrenfreiheit geniessen und Kunden wie auch Staat nach belieben erpressen dürfen, braucht absolut niemand!
    Es ist ein grundverkehrter Gedankengang, Zahlungsunfähigkeit sowie der daraus resultierende Bankrott mitsamt Abschreibung von Verlusten auf der Seite der Gläubiger ist unabdingbare Grundvoraussetzung für einen Markt.
    Wer einen Markt für die Übertragung von elektrischer Energie will, muss auch ja dazu sagen, das Martteilnehmer pleite gehen. Wer den Bankrott eines Netzbetreibers als systemisch nicht verkraftbares Risiko sieht, der muss Netze verstaatlichen und die Netze in staatlicher Planwirtschaft betreiben.

    Zwischendrin gibt es Nichts (sinnvolles) und der Versuch eine Zwischenform zu etablieren wird ein finanzielles Fiasko und ein paar Affen werden allen auf der Nase herumtanzen.

    Antworten
  2. Hallo Thorsten,

    unter „Rainer“ findet sich eine Zusammenstellung mit mehreren Links zum „RONT“. Auch Zahlen zu Kosten und Anzahl der vorhandenen Stationen in D.

    Im Letzten Link schreibt der Verfasse u.a. :

    RONT arbeiten autark, effizient und praktisch wartungsfrei. Für den Betrieb (im Standardregelverfahren ist keine komplexe Informations- und Kommunikationstechnik notwendig.

    Was sich ganz gewiss auf die TATSÄCHLICHEN Kosten auswirken sollte ?

    Antworten

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