In der Debatte rund um die Neufassung des § 14a EnWG durch die Bundesnetzagentur tauchte immer wieder die Forderung auf, doch sehr zeitnah wenigstens mit statischen zeitvariablen Netzentgelten einen Einstieg in die Welt der Verbrauchssteuerung durch Netzentgeltanreize zu beginnen. Dieser Einstieg wird dabei oft als wichtiges Minimalziel für eine zukünftige Netzentgeltwelt definiert. Nach der Veröffentlichung des Festlegungsentwurfs der Bundesnetzagentur zur Umsetzung des § 14a EnWG ist klar, dass man diesen ersten Schritt zeitnah, zum 1. Januar 2024, gehen will.

Neu sind zeitvariable Preismodelle allerdings nicht. Zeitvariable Tarife im Privatkundenbereich waren Ende der 1980er und in den 1990er Jahren der letzte Schrei in den energiewirtschaftlichen Debatten. Im Saarland und in Hamburg wurde mit Modellversuchen zu zeitvariablen Stromtarifen experimentiert. Auch ganz neue Tarifmodelle wurden vorgeschlagen: So propagierte RWE den 96-Stunden-Tarif (Stichwort „Modellversuch Haan“), in dem der höchste Verbrauch binnen 96 aufeinanderfolgender Stunden während eines Jahres eine Art Leistungskomponente bilden sollte.

In den Zeiten der vollintegrierten Monopole erschien ein statischer zeitvariabler Stromtarif mit Blick auf die Kraftwerksseite auch durchaus attraktiv. Das Netz war damals ausreichend ausgebaut und Netzengpässe waren damit kein Problem. Der konventionelle Kraftwerkspark war allzeit stabil verfügbar und in seiner Dimensionierung und Auslegung und auch in seinem Einsatz von der Last getrieben. Schaffte man es nun, über preisliche Anreize die Last zumindest teilweise zu verlagern, konnte dies durchaus Einsparungseffekte auf der Erzeugungsseite zur Folge haben.

Die Stromwirtschaft hat sich seit 1990, insbesondere mit der Liberalisierung und der Energiewende, in vielerlei Hinsicht weiterentwickelt. Mit dem Zubau der erneuerbaren Energien kommt es zunehmend auch zu Netzengpässen, die sich perspektivisch durch den Anschluss von großen Zahlen von Wallboxen und Wärmepumpen noch verstärken können. Damit könnten zeitvariable Tarife bzw. in der entflochtenen Welt jetzt dann zeitvariable Netzentgelte auch für die Netzseite interessant werden.

Eine in diesem Zusammenhang Mitte der 1990er Jahre durchgeführte Studie war der oben schon erwähnte „HEW-Modellversuch zeitvariable lineare Stromtarife“ der Hamburgische Electricitäts-Werke AG. Auch wenn die Welt damals einfacher war – die Anreize der zeitvariablen Tarife wurden von einem integriert optimierenden Energieversorger über einen integrierten Endkundenpreis gesetzt. Heute können die Optimierung von Netzbetreiber und Lieferant durchaus auseinanderfallen und die Preisbildung mit einem separat bestimmten Netzentgelt ist auch komplexer. Dennoch hat die Studie einige wesentliche Punkte, die heute noch relevant sein können. Darauf soll im Weiteren eingegangen werden.

Der HEW-Modellversuch

Der damalige Modellversuch lief über ein Jahr. Teilnehmer waren 450 Haushalte, die auf drei Gruppen zu je 150 aufgeteilt wurden. Neben einer Referenzgruppe, für die sich keine Veränderung ergab, die aber messtechnisch entsprechend des Versuchs miterfasst wurde, wurden für die anderen zwei Gruppen neue („moderne“) zeitvariable statische Stromtarife aufgelegt. Das Tarifmodell 1 hatte eine HT-Phase werktags von 07:00 - 20:00 Uhr mit 40 Pfennig/kWh und eine NT-Phase mit 12 Pfennig/kWh für die übrige Zeit. Für das Tarifmodell 2 galt das HT-Fenster nur im Sommerhalbjahr und wurde mit 34 Pfennig/kWh abgerechnet. Im Winter wurde 07:00 - 10:00 Uhr und 16:00 - 20:00 Uhr 48 Pfennig/kWh fällig, dazwischen blieb es bei 34 Pfennig/kWh. Nachts und am Wochenende wurde auch im Tarifmodell 2 Sommer wie Winter der NT-Preis mit 12 Pfennig/kWh angesetzt. Das Verhalten der Kundinnen und Kunden wurde mit einem Viertelstundenzähler erfasst. Den Kunden wurde eine Bestabrechnung zugesagt – sollte das Tarifmodell am Ende zu einem höheren Preis als im normalen Tarif führen, würde dieser abgerechnet (rein methodisch stellt sich insofern schon die Frage, inwieweit die wahrscheinlich umfangreiche Kommunikation im Rahmen der Anwerbung und Teilnahme sowie die Bestabrechnung eine Auswirkung auf die Ergebnisse gehabt haben).

Das Projekt wurde wissenschaftlich begleitet vom Fraunhofer-Institut und der Saarländischen Energie-Agentur. Durchgeführt wurde dabei auch eine intensive(!) Befragung rund um die sozioökonomischen Daten der teilnehmenden Haushalte und deren jeweilige Ausstattung mit elektrischen Verbrauchern (DSGVO-Themen waren nicht einmal ansatzweise im Bewusstsein). Bemerkenswert war der Anreiz für die Teilnahme: eine(!) Energiesparlampe als Geschenk.

Die Haushalte im Modellversuch reagieren auf Preissignale

Eine erste und einfache Erkenntnis des Hamburger Versuches war, dass die Haushalte auf das Preissignal reagiert haben. Tatsächlich haben beide Versuchsgruppen ihren Verbrauch aus den HT-Zeiten in die NT-Zeiten verlagert – der HT-Verbrauch ging um 9,0 % (Gruppe 1) bzw. 5,2 % (Gruppe 2) zurück. Dieser vermiedene HT-Verbrauch wanderte nur teilweise in die NT-Zeiten, tatsächlich kam es auch insgesamt zu einer Verbrauchsreduzierung von 3,3 % (Gruppe 1) bzw. 0,3 % (Gruppe 2), wobei sich die Verbrauchsreduktion von Tarifgruppe 2 - im Durchschnitt 9 kWh - vielleicht schon allein durch die geschenkte Energiesparlampe erklären ließe. 

Man kann jetzt lange spekulieren, ob sich diese Beobachtung des an die Preissignale angepassten Verbrauchsverhaltens auf die heutige Zeit und insbesondere auf die Frage von zeitvariablen Netzentgelten fortschreiben lässt. Die Kunden in den Tarifgruppen 1 und 2 waren über ihre Versuchsteilnahme hochsensibilisiert für das Thema Strompreis. Das wohl mit ausschlaggebende deutliche Preisdelta von bis zu 36 Pfennig/kWh bzw. 18 Cent/kWh lässt sich allein aus einem Netzentgelt heraus wohl kaum darstellen (für das Tarifmodell 2 lag der NT-Tarif rund 75 % unter dem HT-Tarif). Und der HEW-Versuch ist gut 30 Jahre her. Aber unterm Strich bleibt die begründete Hoffnung, dass Kunden sehr wohl auf zeitliche Preisdifferenzierungen reagieren würden.

Es entstehen neue Lastspitzen

Der Hamburger Modellversuch zeigte aber auch, dass über die zeitvariablen Tarife neue Lastspitzen bzw. eine erhöhte Gleichzeitigkeit entsteht. Die Abbildung 5 aus dem Abschlussbericht, hier wiedergegeben, zeigt dies recht deutlich für die Tarifgruppe 2 (gleiches Bild für die Tarifgruppe 1).

Die neue Lastspitze um ca. 20:30 Uhr ist recht ausgeprägt (das Preisdelta ist mit 36 Pfennig/kWh bzw. 18 Cent/kWh bzw. minus 75 %, auch für heutige Verhältnisse sehr deutlich - s. o.). Im Rahmen des HEW-Modellversuchs wurde diese neue Lastspitze nicht als kritisch angesehen, da sich die Gesamtlast der HEW um diese Uhrzeit schon deutlich reduzierte, so dass diese neue Lastspitze, die ja nur im Haushaltsproblem auftreten würde, keine Probleme machen würde. Dagegen war man über die Lastreduktion im Zeitraum zwischen 07:00 und 10:00 Uhr hoch erfreut, da hier die HEW insgesamt ihren Lasthochpunkt hatte. 

Mit Blick auf die Übertragbarkeit auf die aktuelle Frage der zeitvariablen Netzentgelte stellt sich zunächst die Frage, wie sich ein zeitvariables Netzentgelt in den Endkundentarif übersetzt. Eine Reduktion von 75 % würde sich mit den heutigen Steuern und Abgaben wohl nur mit negativen Netzentgelten darstellen lassen. Davon abgesehen muss aus Netzsicht die erhöhte Gleichzeitigkeit aber Sorgen machen, insbesondere wenn man über statische zeitvariable Netzentgelte nachdenkt (und damit über eine feste „Programmierung“ der Lastspitze). Zum einen reden wir heute über größere steuerbare Verbraucher – damals waren die Geräte Geschirrspüler, Wäschetrockner, Waschmaschine, Warmwasserbereiter, Elektroherd und elektrische Kleinheizgeräte. Heute sind es Wallboxen für das Heimladen von Elektroautos und Wärmepumpen. Das heißt, die neue Lastspitze könnte noch einmal deutlich prägnanter sein. Zum anderen kann nicht mehr mit der gleichen Sicherheit wie 1995 in Hamburg vorhergesagt werden, dass 20:30 Uhr nach menschlichem Ermessen mit Blick auf das Gesamtsystem von Erzeugung und Netz regelmäßig eine entspannte Phase ist. Was ist, wenn um 20:30 Uhr die Winderzeugung nahe Null ist (auf PV wird man um diese Uhrzeit nicht mehr bauen können) – wo kommt dann der Strom für die Nachfragespitze her? Oder – mit Blick auf die Reduktion zwischen 07:00 - 10:00 Uhr – wenn die Nachfrage fehlt, die man zum Verbrauch einer Starkwindfront aber gerne hätte.

Die perfekt getimte Lastspitze

Noch eines ist bei der Übertragung der Erkenntnisse des damaligen Feldversuches zu berücksichtigen – die neue Lastspitze war „analog handgemacht“. Haushalte erinnerten sich (oder haben sich vielleicht auch einen Wecker gestellt), dass ab 20:00 Uhr der Strom billiger ist. Insofern wurden Waschmaschine und Geschirrspüler irgendwann nach 20:00 Uhr eingeschaltet (persönliche Theorie: Der Zeitpunkt 20:30 Uhr war insbesondere auch der Tagesschau geschuldet).

Das wird heute nicht mehr so sein. Heute werden die Ladevorgänge des Elektroautos und auch die Wärmepumpe zentral und digital gesteuert. Das heißt, sie springen nicht irgendwann nach 20:00 Uhr an, sondern genau um 20:00 Uhr (und es vergisst auch keiner, die Spülmaschine, Waschmaschine usw. bzw. die Wallboxnutzung oder die Wärmepumpe anzuschalten). Und genau heißt hier auch genau – über das Internet mit der Atomuhr in Braunschweig synchronisiert um exakt 20:00:00 Uhr, d. h. in derselben Millisekunde wirklich „Schlag Acht“.

Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber beschaffen für Deutschland ca. 550 MW Primärregelleistung. Bei bundesweit gleichen statischen Zeitfenstern sind diese schnell ausgereizt – die Primärregelleistung reicht für 110.000 Haushalte, bei denen 5 kW gleichzeitig digital eingeschaltet werden. Und bis zur Ablösung durch die Minutenreserve sollte im Stromsystem auch nichts anderes passieren. Zu der Frage, ob die perfekte Gleichzeitigkeit auch auf der Verteilnetzebene Probleme machen kann, freue ich mich über Anmerkungen in den Kommentaren (immer unterstellt, die Sicherungen der Ortsnetzstationen reichen aus, sonst ist auch mir als Volkswirt klar, dass es Probleme geben wird).

Der Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur sieht vor, dass die statischen zeitvariablen Fenster je Netzbetreiber variieren können. Für die Lieferanten, die damit die unterschiedlichen Zeitfenster von 900 Netzbetreibern erfassen müssen, wird das ein echter erster Vorgeschmack auf eine Welt mit zeitlich wie regional, d. h. innerhalb eines Netzgebiets variierenden Netzentgelten. Mit Blick auf die Gleichzeitigkeit auf nationaler Ebene muss aber man hoffen, dass die Netzbetreiber bei der Festlegung der Zeitfenster höchst unterschiedlich vorgehen werden.

Wofür hat man Zeit und Kraft?

Statische zeitvariable Tarife sind das, was der Name sagt – statisch. Und sie sind daher gemacht für eine statische Energiewelt. In dieser wurden sie auch hinlänglich diskutiert. Zu ihrer Einführung kam es nicht mehr, weil mit der Liberalisierung 1998 alle Energieversorger erst einmal andere Themen hatten. Diese Erkenntnis ist nicht direkt in dem Ergebnis des HEW-Feldversuches enthalten, aber doch ebenfalls beachtenswert.

Die ganzen Debatten rund um statische zeitvariable Endkundenpreise endeten mit der Liberalisierung. Zum einen war dann die Tarifierung für den Endkunden von gesetzlichen Vorgaben weitgehend befreit. Und es kamen andere Themen hoch: Würde es ähnlich wie bei Telekommunikation auch bei Energie eine Flatrate geben? Ganz neue Tarifierungslogiken wurden diskutiert – der Kunde will doch keinen Strom, sondern ein warmes und helles Haus – kann man das nicht irgendwie abrechnen? Vor allem aber hatten alle Energieversorger genug damit zu tun, in ihrer IT die Belieferung von Kunden in anderen Netzgebieten bzw. die Umstellung auf eine reine „desintegrierte“ Netzabrechnung bei im eigenen Netzgebiet verlorenen und jetzt fremdversorgten Kunden umzusetzen.

Und diese Herausforderung der operativen Umsetzung stellt sich auch heute: Die Kräfte für die Umsetzung von Abwicklungsfragen sind extrem angespannt. 2022 war eine Mehrwertsteuersenkung, eine (nicht gekommene) Gasumlage, eine Soforthilfe Gas und neue Anforderungen in der Marktkommunikation (MaKo 2022) umzusetzen. Die Spuren sind bis heute sichtbar: Noch im Mai 2023 hatten es bei weitem nicht alle Energieversorger geschafft, die Strom- und Gaspreisbremse sauber umzusetzen. Und es sind immer dieselben Prozessmanagerinnen- und manager, an denen diese Umsetzungen in den Energieunternehmen hängen. Die Mehrerlösabschöpfung sowie die nächsten neuen Änderungen in der Marktkommunikation zum Steuern über intelligente Messsysteme (Stichwort „Universalbestellprozess“) sind in 2023 auch noch umzusetzen. Und auch das Ende der Strom- und Gaspreisbremse ist ein „kleines“ IT-Projekt – schließlich müssen über die rollierenden Abrechnungen noch für eine geraume Zeit Rechnungen mit den „Bremsenzeiträumen“ erstellt werden und auch das muss in der IT implementiert werden. Und bisher sind statische zeitvariable Netzentgelte (mit der Lieferantenverpflichtung, alles sauber auf der Endkundenrechnung auszuweisen) noch nicht in der Jahresplanung vorgesehen.

Fazit: Was es bei statischen zeitvariablen Netzentgelten wirklich zu bedenken gibt

Diese Frage der „operativen Umsetzungskraft“ ist bisher in den ganzen Debatten rund um die statischen zeitvariablen Netzentgelte noch kein Thema gewesen. Obwohl wir doch gerade erleben, dass die Netzbetreiber bzw. Lieferanten in Teilen Neuerungen nicht vollständig bzw. nicht fristgerecht umgesetzt bekommen. Eine Änderung in der Netzentgeltsystematik hat dabei ein besonderes Risiko, denn anders als bei den Strom- und Gaspreisbremsen können die Energieversorger das dann nicht „im eigenen Saft“ ausbaden. Bei den Bremsen sind ja „nur“ die eigenen Kunden betroffen. Änderungen der Netzentgeltsystematik betreffen die Abwicklungsbeziehung eines Netzbetreibers mit allen seinen Lieferanten bzw. – die Lieferanten müssen diese Neuerungen ja auch implementieren – die Abwicklungsbeziehungen eines Lieferanten mit all seinen Netzbetreibern. Und natürlich muss auch noch der grundzuständige bzw. ggf. wettbewerbliche Messstellenbetreiber in dieser Abwicklungskette sauber mitspielen, um die notwendigen Messwerte entsprechend der Zeitvariabilität aufzuteilen. Also noch eine Komplexitätsstufe mehr. Da kann es schnell zu Chaos kommen, wenn ein substanzieller Teil der Branchenunternehmen die Änderungen nicht zum Stichtag umgesetzt bekommt (und das bleibt dann nicht „im eigenen Saft“). Wir, d. h. Bundesnetzagentur, Branchenunternehmen und Kundenvertreter, sollten zukünftig gesamthaft auf die anstehenden operativen Änderungen schauen und festlegen, was mit welcher Priorität umgesetzt werden soll. Die Erfahrung aus der Umsetzung der Strom- und Gaspreisbremse sollte uns eine Warnung sein, dass einfach „draufpacken“ nicht mehr funktioniert – insofern braucht es einen ordnenden Prozess, um die Handlungs- und insbesondere die Entwicklungsfähigkeit in den Abwicklungsprozessen der Energiewirtschaft zu erhalten. In diesem Gesamtkontext sollten wir dann auch zeitvariable statische wie dynamische Netzentgelte betrachten.

Zeitvariable statische integrierte Tarife waren damals attraktiv, weil sie Hoffnung darauf machten, die Stochastik der Nachfrage zu reduzieren und sie über eine Nachfragesteuerung passgenauer zum jeweiligen Kraftwerkspark zu machen. Und die HEW-Studie zeigte, dass diese Hoffnung berechtigt war. Die Nachfragesteuerung über die Tarife kann funktionieren. Das große stochastische Element der heutigen Stromwirtschaft ist aber die Erzeugung aus Wind und PV. Und darauf können statische Zeitfenster nicht ausgerichtet werden. Vielmehr liegt es an den dynamischen Stromtarifen (und nicht an dynamischen zeitvariablen Netzentgelten), dies zu adressieren und für einen besseren Ausgleich von Last und Erzeugung zu sorgen. Der Versuch, über statische zeitvariable Netzentgelte dynamische marktgetriebene Prozesse zu steuern, hat ein großes Eigentorpotential.

Für eine dynamische Stromwirtschaft sind statische Stromtarife und insbesondere statische Netzentgelte einfach kein passendes Werkzeug. Und wenn Sie sich in der vergangenen Woche im Baumarkt eine Balkonsolaranlage gekauft haben, wird der verantwortungsvolle Baumarktverkäufer Sie darauf hingewiesen haben, dass Sie für die Montage das richtige Werkzeug brauchen. Das gilt auch für die operative Abwicklung einer immer dynamischer werdenden Energiewendestromwirtschaft.