Zwischen den Zeilen gelesen: Sind Energiewende und Versorgungsqualität noch auf einem guten Weg?

Hätten Sie gewusst, wie hoch die Nettostromerzeugung in Deutschland im Jahr 2017 war? Nun, ich habe immer rd. 600 TWh als Faustwert im Kopf und hätte damit sogar recht gut gelegen. Es waren genau gesagt 601,4 TWh. Interessant, dass wir in Deutschland im Vorjahr 2016 genau die gleiche Höhe an Stromerzeugung hatten. Hat also unserBestreben nach mehr Energieeffizienz auf der einen . . .

. . . Seite einen mutmaßlich gestiegenen Energiebedarf auf der anderen Seite kompensiert?

Antworten auf viele Fragen und vor allen Dingen eine Unmenge an Zahlen und Fakten durch alle Wertschöpfungsstufen der Energiewirtschaft finden wir in den jährlichen Monitoringberichten der Bundesnetzagentur. Anfang des Jahres hat die Bonner Behörde, ohne große Wellen zu schlagen, erneut ihrer Berichtspflicht genüge getan und mit Stand vom 8. Februar 2019 den besagten Monitoringbericht veröffentlicht. Ein Werk von gut 500 Seiten, die es in sich haben und wert sind, gelesen zu werden, wie ich immer wieder feststelle. Aber zurück zum Monitoring der Energieversorgung in Deutschland, die ich stets mit der Frage verbinde, ob wir mit der Energiewende noch auf einem guten Weg sind oder ob wir die Karre schon in den Graben gefahren haben. Die Antwort gebe ich mit Sicherheit in 4 bis 5 Jahren an dieser Stelle.

Vielleicht zunächst ein Blick auf die Kraftwerke: Bundesweit übersteigen die geplanten Stilllegungen, bestehend aus angezeigten endgültigen Stilllegungen (2.256 MW) einerseits und den gesetzlich stillzulegenden Kernkraftwerken (5.460 MW) andererseits, bis zum Jahr 2021 den Zubau von Kraftwerksblöcken (2.079 MW) um 5.637 MW. Damit werden die vorhandenen Überkapazitäten also verringert.

Aktuell befinden sich südlich der Mainlinie 172 MW Kraftwerksleistung in Bau. Demgegenüber stehen bis zum Jahr 2021 in Süddeutschland endgültige Stilllegungen mit einer Leistung von 2.713 MW an. Dies bedeutet einen Rückgang in Süddeutschland bis zum Jahr 2021 von 2.541 MW. Auch nördlich der Mainlinie übersteigen die geplanten Stilllegungen den Kraftwerkszubau. Den in Probebetrieb oder in Bau befindlichen Kraftwerksblöcken mit einer Leistung von 1.907 MW stehen hier geplante Stilllegungen von Kraftwerken mit einer Leistung von 5.003 MW gegenüber. Dies entspricht einem Rückgang von 3.096 MW bis 2021. Kann das noch gutgehen?

Rückblickend kann für 2017 zumindest festgehalten werden, dass die Erzeugung aus nicht erneuerbaren Energieträgern um 24,7 TWh sank (s. o.). Bei der Erzeugung aus Erneuerbaren Energien zeigte sich im Jahr 2017 demgegenüber ein Anstieg von 24,6 TWh, womit der Anteil der Erneuerbaren bei 36 % steht. Erinnern Sie sich? Im aktuellen Koalitionsvertrag steuert die GroKo einen Anteil von etwa 65 % Erneuerbarer bis 2030 an – da geht also noch was.

Doch schauen wir noch einmal genau hin: Im Erzeugungsbereich waren Ende 2017 rd. 8,3 GW mehr Erneuerbare Energien installiert als noch im Vorjahr. Insgesamt stiegen die Erzeugungskapazitäten im Land in 2017 nochmals von 211,9 GW im Vorjahr auf 217,6 GW an. Hiervon sind allerdings auch 105,1 GW den nicht erneuerbaren Energieträgern und 112,5 GW sodann den erneuerbaren Energieträgern zuzuordnen. Angesichts unserer ambitionierten Ziele ist es also auch kein Wunder, wenn die BNetzA davon spricht, dass die Veränderung der Erzeugungslandschaft weiteren Netzausbau, vor allem um den im Norden erzeugten Windstrom in den Süden Deutschlands zu transportieren, erfordert. Wer hätte das gedacht…!
Als Betriebswirtschaftler liegen mir natürlich immer die Kosten am Herzen. Auch hierzu habe ich Aussagen gefunden.

Beispielsweise über einen im Jahr 2017 angestiegenen Redispatchbedarf. Die gesamten Einspeisereduzierungen durch Redispatchmaßnahmen beliefen sich laut BNetzA auf 10.200 GWh, die Einspeiseerhöhungen von Markt- und Netzreservekraftwerken auf 10.239 GWh (zusammen also 20.439 GWh). Die Kosten für Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken stiegen im Jahr 2017 auf rund 901 Mio. Euro an. Diese Kostentragung, gepaart mit den Kosten für Netzausbau und vielen weiteren Positionen, ließ im Jahr 2017 beispielsweise die Kosten in der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers TenneT explodieren. Im Schnitt war dort eine Kostensteigerung von 80 % zu verzeichnen, die über alle Netzebenen natürlich auch zum Teil in den Haushalten ankam, was sich in einer spürbaren Steigerung der Netzentgelte im Bereich der Haushaltskunden abzeichnete (Regelzone TenneT).

Im Jahr 2018 ist das durchschnittliche Netzentgelt für Haushaltkunden insgesamt aber wieder leicht um fast zwei Prozent (-0,13 ct/kWh) auf 7,17 ct/kWh gesunken. Als Grund benennt die BNetzA das Wirken des Netzentgeltmodernisierungsgesetzes NEMoG. Die Höhe der Netzentgelte ist und bleibt vorerst aber regional sehr unterschiedlich. Ein Benchmark auf Basis der veröffentlichten Preisblätter aller VNB für drei betrachtete Abnahmefälle macht es deutlich:

Für den Bereich der Haushaltskunden ergibt sich eine Spanne zwischen den niedrigsten Netznutzungsentgelten (ohne Messstellenbetrieb) von 2,5 ct/kWh bis zu den höchsten Entgelten von 25,4 ct/kWh. Angesichts dieser Bandbreite muss aber davon ausgegangen werden, dass es sich bei beiden Werten um Ausreißer handelt, welche weit ab vom Median liegen.

Die Verteilung der Netzentgelte für Gewerbekunden zeigt eine ganz ähnliche Tendenz. Die Spanne liegt hier zwischen 2,2 ct/kWh und 24,6 ct/kWh. Die Netzentgelte für den betrachteten Abnahmefall eines – wohlbemerkt nicht privilegierten – Industriekunden hingegen bewegten sich im letzten Jahr zwischen rd. 0,6 ct/kWh und 5,8 ct/kWh.

Auch die Lieferverhältnisse hat die Behörde wieder beleuchtet. Rund 31 % aller Haushaltskunden werden demnach inzwischen von einem Lieferanten beliefert, der nicht der örtliche Grundversorger ist. Dieser Anteil liegt erstmals über dem Anteil der Kunden, die noch über die Grundversorgung beliefert werden. Im Jahr 2017 haben erneut mehr als 4,7 Mio. Haushaltskunden ihren Stromlieferanten gewechselt. Zudem hat sich die Anbietervielfalt auf dem Markt weiter erhöht und so können Haushaltskunden im Schnitt zwischen 124 verschiedenen Anbietern wählen.

Nicht erwähnt bleibt an dieser Stelle leider die traurige Bilanz der Händlerinsolvenzen. Die Kehrseite des staatlich in Schwung gebrachten Wettbewerbes mündet immer wieder in Forderungsausfällen derjenigen, die den Händlern die Infrastruktur zur Lieferung ihrer Ware zur Verfügung stellen, und in Verlusten bei den Verbrauchern, die durch Vorleistung vermeintlich billige Verträge abgeschlossen hatten. Allmählich sollte auch der volkswirtschaftliche Schaden einmal genannt und dokumentiert werden, der durch Dumpingpreise, Fehlkalkulationen und Schneeballsysteme entsteht.

Der Durchschnittspreis für Haushaltskunden ist gemäß dem Monitoringbericht der BNetzA zum Stichtag 1. April 2018 auf dem Niveau von 29,88 ct/kWh weitestgehend konstant geblieben. Der hier genannte Mittelwert gewichtet die Preise der einzelnen Vertragsverhältnisse bei einem Jahresverbrauch von 2.500 kWh bis 5.000 kWh nach ihrer Abgabemenge und bildet somit laut Bericht einen aussagekräftigen Durchschnittspreis für Haushaltskunden.

Der vom Lieferanten beeinflussbare Anteil dieses Strompreises (Energiebeschaffung, Vertrieb und Marge) beträgt zum Stichtag 1. April 2018 rund 6,74 ct/kWh (22,6 Prozent des Gesamtpreises) und hat sich seit dem Jahr 2011 erstmalig erhöht. Dieser Anstieg könnte laut Monitoringbericht mit den in 2017 gestiegenen Großhandelspreisen zusammenhängen. Die höheren Preise werden demnach langsam an die Haushaltskunden weitergegeben. Dagegen ist das durchschnittliche Netzentgelt im Jahr 2018 erstmalig seit dem Jahr 2011 wieder gesunken (Auswirkung NEMoG), es liegt aber auf Grund der bekannten Gründe weiterhin auf hohem Niveau und macht 22,9 Prozent des Gesamtpreises aus. Gleiches gilt für die EEG-Umlage, die immer noch 22,7 % des Gesamtpreises ausmacht.

Im Gas betrug die Anzahl der Vertragswechsel rund 891.000 in 2017. Insgesamt geht damit der Anteil der Haushaltskunden, die durch den lokalen Grundversorger über einen Grundversorgungsvertrag beliefert werden, weiterhin zurück und liegt in 2017 noch bei 19 Prozent. Zudem hat sich die Anbietervielfalt auch auf dem Erdgasmarkt nochmals deutlich erhöht. Haushaltskunden können hier durchschnittlich zwischen 98 verschiedenen Lieferanten wählen. Aber auch im Gas ist es wie im Strom. Forderungsverluste durch Insolvenzen und Verluste bei den Verbrauchern entstehen durch Angebote mit Unterdeckung auch im Gas, wenn auch nicht so stark spürbar wie im Strombereich.

Zugleich hat die Zahl der Gassperren erfreulicherweise abgenommen. Im Jahr 2017 wurden insgesamt knapp 38.000 Sperrungen gemeldet, was einem Rückgang um gut 1,5 Prozent im Vergleich zu 2016 entspricht. Eine Entwicklung, die ich sehr positiv werte.

Nun zur Qualität unserer Netze, denn diese ist messbar und monetarisiert.  Im Jahr 2017 lag laut Bericht die durchschnittliche Unterbrechungsdauer der angeschlossenen Letztverbraucher bei 15,14 Minuten und somit unter dem Mittelwert der vergangenen zehn Jahre (Mittelwert 2006 bis 2016: 15,59 Minuten). Die Versorgungsqualität hält sich somit im Kalenderjahr 2017 auf konstant hohem Niveau und Deutschland steht nach wie vor im europäischen Vergleich sehr gut da.

In 2017 lag die durchschnittliche Unterbrechungsdauer der angeschlossenen Letztverbraucher im Erdgasnetz bei 0,99 Minuten pro Jahr und damit ist auch die Zuverlässigkeit der Gasversorgung in Deutschland weiterhin sehr hoch.

Zusammenfassend bleibt also auch für 2017/2018 festzuhalten, dass wir uns über eine mitten im Wandel befindliche Energieversorgung mit sehr hoher Versorgungsqualität freuen dürfen, die aber auch ihren Preis hat. Der endgültige Atomausstieg steht eigentlich schon vor der Tür, doch der Weg ist noch nicht ausreichend bereitet. Mühe und Kosten werden weiterhin ansteigen müssen, um die Energiewende fristgerecht umzusetzen. Nennt man das dann „Kernkrexit“?

Ihr Micha Ries

 

 

 

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