In diesem Sommer soll der § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) reformiert werden. Er regelt bislang nur vage, dass Versorger „verbrauchsgerechte Tarife“ anbieten. Das geschieht bislang nur in starren Zeitfenstern, wie zum Beispiel beim billigeren Nachtstrom für Speicherheizungen.

Das kritisiert der BNE als nicht mehr zeitgemäß. Vielmehr falle dank steigender Ökostromerzeugung oft über Mittag mehr Strom an, als verbraucht werden kann, nicht mehr nachts. Deshalb schlägt der Verband ein Quotenmodell vor für die Novelle des § 14a EnWG.

„Unser Quotenmodell vereint netz- und marktdienliche Komponenten“, warb Geschäftsführer Robert Busch am 17. März vor Journalisten. Es solle für Verbraucher möglich sein, sich freiwillig an einem Quotenmodell zu beteiligen, nach dem der Verteilnetzbetreiber (VNB) bestimmte Leistungen abregeln darf, wenn Netzengpässe auftreten. Das könne die Elektroheizung sein oder der Ladevorgang beim E-Auto. Die Teilnehmer des Quotenmodells bekommen im Gegenzug einen Preisrabatt. Das spare auch übermäßigen Netzausbau, argumentierte Fanny Tausendteufel für den BNE. Netzbetreiber sollten dagegen nicht einfach abregeln, das wäre nicht marktkonform, sagt der BNE.
 
Das Quotenmodell

Prognostizierten VNB ein Engpassrisiko für bestimmte Zeiträume, könnten sie Grenzen („Quoten“) für die Netznutzung festlegen. So wird ein gleichzeitiger Abruf der maximalen Anschlussleistung durch Verbraucher und das Eintreten des erwarteten Engpasses vermieden. Die Quote definiert die maximale Leistung, die Verbraucher als Teilnehmer am Quotenmodell für einen gewissen Zeitraum an einem konkreten Tag nutzen dürfen. Im Gegenleistung erhalten diese Verbraucher eine Flexibilitätsprämie.

Die wettbewerbliche Ausgestaltung und die freiwillige Teilnahme von Verbrauchern an dem Modell führe zudem zwangsläufig zu einer kundenfreundlichen Bereitstellung netzdienlicher Flexibilität. Flexibilität solle angereizt, nicht erzwungen werden, argumentiert der BNE. Eine Teilnahme am Quotenmodell solle für sämtliche Kunden im Verteilnetz möglich sein, sowohl auf Nieder- als auch auf Mittel- und Hochspannungsebene.

Intelligente Netze fördern

Aktuell befördere der Börsenpreis den Verbrauch, wenn viel preiswerter Ökostrom erzeugt wird. Allerdings reiche der Netzausbau nicht, dass Industrie und Gewerbe im Süden Deutschlands den Windstrom des Nordens tatsächlich bekommen können. Angesichts der flexiblen und dezentralen Stromerzeugung sei es daher sinnvoller, den Strom auch vor Ort und möglichst flexibel zu verbrauchen. Pilotmodelle hätten gezeigt, dass es ohne Einschränkung von Komfort möglich ist, die Ladung mehrerer E-Autos zeitlich so zu strecken, dass die Netze nicht „heißlaufen“ oder extra verstärkt werden müssten.

Allerdings hätten die Netzbetreiber besonders in der Niederspannung aktuell zu wenige Informationen über Erzeugung und Verbrauch in ihren Netzen. Das müsse durch eine Installation von Smart Grids, also intelligenten Netzen geändert werden, fordert der BNE. In Zeiten, da immer mehr Haushalte selbst Strom erzeugen und größere Verbraucher wie Wärmepumpen und Elektroautos ins Netz einbinden, werde es notwenig, sekundengenaue Informationen und Steuerungsmöglichkeiten ins Netz zu bekommen. Dafür sollte auch die digitale Ertüchtigung der Netze für die Versorger entgolten werden und nicht mehr nur der "Ausbau in Kupfer“, sagte Busch.

Praxisbeispiel Tiko Energy Solutions

Frederic Gastaldo, Vorstandsmitglied der Tiko Energy Solutions, erläuterte am Beispiel seines Unternehmens, wie solche flexiblen Regelungen aussehen können. Sie verknüpften bereits lokale Erzeuger und Verbraucher zu virtuellen Kraftwerken. Sein Motto sei: „Aus Zeit wird Strom”, er vermarkte Primär-, Sekundär- und Tertiärregelleistung, wie auch in der Technologie des virtuellen Kraftwerks von Sonnen.

In der Schweiz mit der Struktur der Siedlungen in schmalen Tälern sei es wichtig, den Energieverbrauch lokal zu managen, weil breiter Netzausbau nicht bezahlbar wäre. Die Energiemanager würden dort durch den Versorger beauftragt, erläuterte Gastaldo. Das System koste etwa 1.000 Euro pro Haushalt, der Versorger gebe es für 300 Euro an den Endverbraucher weiter. Dessen Vorteil sei neben einem günstigeren Stromtarif die Einsparung von Energie und die eigene Flexibilität. Das refinanziere die Einrichtung schnell.

So sei der Schweizer Kanton Glarus das Wochenendgebiet der Züricher. „Sie kommen alle am Freitagabend in ihre Hütten und heizen sie elektrisch“, berichtete Gastaldo. Für diese eine Spitze das Netz auszubauen sei viel zu teuer. Daher verteile das Lastmanagement den Verbrauch über eine längere Zeit. Da Häuser gute Wärmespeicher sind, machten einige Stunden Verschiebung wenig aus.

Das Positionspapier „Das BNE-Quotenmodell für mehr Flexibilität im Verteilnetz“  
kann auf der Internetseite des BNE heruntergeladen werden.