Das Prosumer-Modell der Bundesnetzagentur

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Die Photovoltaik ist in der Energiewirtschaft angekommen. Fast zwei Millionen große und kleine Solaranlagen produzieren in sonnigen Stunden fast die Hälfte des gesamten Stromverbrauchs. Die Bundesnetzagentur hält es jedoch für unzureichend, wie derzeit privat produzierter Solarstrom bilanziert wird. Die Bonner Behörde – namentlich das Team um Peter Stratmann aus dem Referat für Erneuerbare Energien – hat nun im Zuge der Diskussion um die nächste EEG-Novelle einen Vorschlag zur „Marktintegration ausgeförderter und neuer Prosumer-Anlagen“ vorgelegt, der drei Optionen enthält, wie Photovoltaik­-Anlagen an das Netz angeschlossen und abgerechnet werden können und das Bilanzierungsproblem gelöst wird. Diese Vorschläge sorgen für reichlich Aufregung und Unbehagen in weiten Teilen der Photovoltaik- und Speicherbranche. Um zu verstehen, was die Bundesnetzagentur meint, und die teilweise hoch emotionale Debatte über die Vorschläge zu versachlichen, haben wir mit der Peter Stratmann die relevanten Fragen und Unklarheiten ausführlich diskutiert.

Was ist unter der Markt-Option (Modell 1) zu verstehen?

Die Netzeinspeisung und der Bezug des Netzstroms werden viertelstündlich gemessen und ein Direktvermarkter übernimmt die Vermarktung, die Versorgung und die Abrechnung. Der Solarstrom kann auch im Haus verbraucht werden, dann ändern sich entsprechend Einspeisung und Verbrauch. Die Bundesnetzagentur bezeichnet dies als volle Marktinte­gration des Haushaltes. Nach ihrem Verständnis bedeutet das, dass das Prognoserisiko beim Direktvermarkter liegt.

Der Eigenverbrauch soll in diesem Modell wie heute von Netzentgelten, Steuern und Abgaben befreit sein und auf die Zahlung der EEG-Umlage für den eigenverbrauchten Solarstrom bei Anlagen bis 30 Kilowatt Leistung soll auch verzichtet werden, „um die Vorgaben entsprechend der EU-Erneuerbaren-Richtlinie auszugestalten“. Der eingespeiste Überschuss wird mit der Marktprämie vergütet. Für ausgeförderte Anlagen wird der Marktwert Solar gezahlt, der 2019 bei etwa vier Cent pro Kilowattstunde lag.

Unerlässlich für dieses Modell sind Geräte, die viertelstündlich messen. Mit dem Rollout werden Smart Meter bei Photovoltaik-Anlagen ab sieben Kilowatt Leistung in absehbarer Zeit zur Pflicht werden. Daher hält Stratmann das Modell „für ausgeprägt technikaffine Anlagenbetreiber, die daran interessiert sind, sich aktiv am Strommarkt zu beteiligen“, für geeignet.

Was ist unter der Netzbetreiber-Option (Modell 2) zu verstehen?

Dieses Modell sieht vor, dass der gesamte erzeugte Solarstrom vom Netzbetreiber abgenommen und vergütet wird. Der selbst erzeugte Solarstrom darf nicht selbst verbraucht werden, Eigenverbrauch gibt es also nicht. Die Messung kann dabei durch Jahresarbeitszähler erfolgen. Die gesamten Erzeugungsmengen werden vom Netzbetreiber über den bestehenden EEG-Ausgleichsmechanismus vermarktet. Die Belieferung der Haushalte erfolgt für die gesamte Verbrauchsmenge nach dem Standardlastprofil, also wie gehabt.

Die Bundesnetzagentur beschäftigt sich nicht nur mit den Abrechnungsmodalitäten, sondern auch mit Vergütungshöhen. Für neue Anlagen schlägt sie in diesem Modell eine Erhöhung der Einspeisevergütung auf etwa zwölf Cent pro Kilowattstunde für kleine Dachanlagen vor. Auch Betreiber bestehender Anlagen sollen eine zwei Cent höhere Förderung erhalten, wenn sie von ihrem bisherigen Abrechnungsmodus in die Netzbetreiber-Option wechseln.

Die vorgeschlagene Erhöhung der Förderung soll ausgleichen, dass man auf die bestehenden finanziellen Vorteile aus dem Eigenverbrauch verzichtet. Dazu reicht der Ausgleich allerdings nicht aus. Nutzt man den Strom derzeit selbst, spart man etwa 30 Cent pro Kilowattstunde, für eingespeisten Strom erhält man rund zehn Cent. Bei einem Eigenverbrauchsanteil von 20 Prozent ergibt sich daraus, dass die Kilowattstunde erzeugten Solarstroms 14 Cent wert ist. Bei einem Eigenverbrauchsanteil von 50 Prozent sind es 20 Cent. Sinkt in Zukunft die EEG-Umlage und damit der Strompreis, etwa um drei Cent, dann sinkt dieser Wert zwar, aber nur auf 18,5 Cent pro Kilowattstunde.

Peter Stratmann hat gemeinsam mit seinen Kollegen des Referats Erneuerbare Energien der Bundesnetzagentur das Prosumer-Modell entwickelt.

Foto: Bundesnetzagentur

Was bedeutet dieses Modell für ausgeförderte Anlagen?

Es wird so langsam dringend, dass es eine Lösung für Betreiber gibt, deren Anlagen ab 2021 keine Vergütung mehr bekommen, weil sie bereits 20 Jahre gefördert wurden. Für diese Post-EEG-Anlagen ist es in diesem Modell möglich, weiter einzuspeisen. Die Bundesnetzagentur schlägt eine sogenannte „förderfreie Auffangeinspeisung“ vor. Die Betreiber sollen rund 80 Prozent des durchschnittlichen Jahresmarktwertes Solar für die eingespeiste Strommenge erhalten. Mit diesem Wertersatz lassen sich nach Ansicht der Bundesnetzagentur bei den meisten Anlagen die Betriebskosten weiter decken. Stratmann hofft darauf, dass Betreiber, deren Anlagen 20 Jahre lang über das EEG gefördert wurden, auch Phasen überbrücken, in denen die Einnahmen unter der Wirtschaftlichkeitsgrenze liegen, ohne direkt ihre Anlagen vom Dach zu nehmen.

Was ist unter der Lieferanten-Option (Modell 3) zu verstehen?

Die Lieferanten-Option kann man bei dem gleichzeitig vorgeschlagenen Vergütungsmodell verkürzt als Net-Metering mit Grundgebühr beschreiben, in der auch Eigenverbrauch möglich ist. Energiewirtschaftlich sind die Modelle 2 und 3 identisch. Sie unterscheiden sich nur hinsichtlich der Abrechnungsmethoden. Die Messungen würden in dieser Option mit einem Zweirichtungszähler am Netzanschlusspunkt und einem Erzeugungszähler an der Anlage erfolgen. Der Netzbetreiber zahlt in diesem Fall die Einspeisevergütung oder den Wertersatz bei ausgeförderten Anlagen nicht an den Betreiber, sondern an den Lieferanten des Netzstroms aus. Der Anlagenbetreiber und der Lieferant wiederum vereinbaren über einen Vertrag dann individuell die Zahlungen für den gelieferten Solarstrom.

Der Eigenverbrauch ist insofern möglich, da die Solaranlage im Hausnetz angeschlossen wird, der Solarstrom zunächst durch den eigenen Haushalt fließt und dazu genutzt wird, um das Elektroauto zu laden oder die Wäsche zu waschen.

Die Krux dürfte bei diesem Modell in der Ausgestaltung der Preise liegen. Die Bundesnetzagentur schlägt eine sogenannte symmetrische Bepreisung der beiden Richtungen des Zweirichtungszählers vor. Dies bedeutet, dass sowohl die selbst erzeugte und ins Netz eingespeiste Kilowattstunde Solarstrom als auch der bezogene Strom vom Versorger jeweils beispielsweise mit 30 Cent pro Kilowattstunde bepreist werden. Das hört sich nach viel an. Aber es gibt außerdem eine Grundgebühr, die sich nach der Leistung der Photovoltaik-Anlage richtet.

In den Rechenbeispielen der Bundesnetzagentur ist als Grundgebühr ein „Basispreis“ von 14,60 Euro pro Kilowatt und Monat angegeben. Der Basispreis ist kein fester Wert, sondern er wird am Ende des Jahres abgerechnet. Es soll sichergestellt werden, dass der Prosumer mit seinem Solarstrom genau den gleichen Ertrag erwirtschaftet wie in der Netzbetreiber-Option. Durch die „symmetrische Bepreisung“ hat man keinen finanziellen Vorteil, wenn man den Solarstrom selbst verbraucht.

Die Bundesnetzagentur sagt, dass sie dieses Modell entwickelt habe, da viele Betreiber sich wünschen, nur einen Ansprechpartner zu haben. Daher auch der Name Lieferanten-Option.

Ein Argument der Bundesnetzagentur für ihre Vorschläge ist, dass es im jetzigen System zu einer „Doppelbeschaffung“ von Strommengen komme. Wie wird im Strommarkt derzeit Sorge getragen, dass Stromversorger immer gleich viel Strom einkaufen wie sie ihren Kunden verkaufen?

Dazu dienen die sogenannten Bilanzkreise. Eigentlich sollte jeder Verbraucher und Erzeuger über einen Zähler an das Stromnetz angeschlossen sein, der in Viertelstundenfenstern aufgelöst die Energie misst, die eingespeist oder aus dem Stromnetz bezogen wird. Jeweils für den nächsten Tag muss ein Energiehändler oder Versorger den Stromeinkauf für seinen Bilanzkreis so planen, dass Einspeisung und Verbrauch ausgeglichen sind. Eine wichtige Möglichkeit, diesen Ausgleich zu organisieren, ist der Stromhandel.

Natürlich besteht bei den Planungen eine Unsicherheit. Verbraucher verhalten sich spontan, auch in industriellen Prozessen wird mal mehr, mal weniger Energie benötigt und auch die Erzeuger halten sich nicht immer an den Plan. Das gilt vor allem für erneuerbare Energien, die vom Wetter abhängen. Daher gilt es, Verbrauch und Erzeugung richtig zu prognostizieren. Gibt es Abweichungen von der Prognose, muss der Versorger kurzfristig Strom beschaffen oder verkaufen oder eine Strafe zahlen. Es gibt also ein Prognoserisiko.

Die meisten Haushalte haben keine Zähler, die im Viertelstundentakt den Stromfluss messen. Es wird nur einmal im Jahr der Stromzähler abgelesen. Woher weiß der Versorger des Verbrauchers, wann er Strom bereitstellen muss?

Der Versorger weiß es überhaupt nicht. Um das Problem zu lösen, wurden die Standardlastprofile eingeführt. Man geht davon aus, dass ab einer bestimmten Menge an Haushalten, die an ein Netz angeschlossen sind, sich die individuellen Unterschiede der einzelnen Haushalte ausgleichen und am Schluss ein Verbrauch entsprechend eines Standardlastprofils entsteht. Das funktioniert umso besser, je mehr Haushalte zu dieser Statistik beitragen.

Für den einzelnen Haushalt wird anhand eines einzigen Datenpunkts aus dem Vorjahr berechnet, wie viel Strom er in einer bestimmten Viertelstunde benötigt. Das mag im individuellen Fall zwar nicht der Realität entsprechen, stimmt aber, wenn man alle Haushalte zusammen betrachtet. Der Versorger eines Haushaltes muss den Strom dann entsprechend diesem Standardlastprofil beschaffen, um seinen Bilanzkreisverpflichtungen genügen zu können.

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Dieser Artikel stammt aus der Juni-Ausgabe (02/2020) des pv magazine Deutschland. Dort finden Sie auch einen weiteren Artikel mit Reaktionen aus der Solar- und Speicherbranche zum Prosumer-Modell.

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Warum ist die Bundesnetzagentur der Auffassung, dass der Eigenverbrauch doppelt beschafft werden muss?

Nehmen wir an, Familie Meyer hat einen Jahresstromverbrauch von 4.000 Kilowattstunden und erzeugt 5.000 Kilowattstunden Solarstrom. Wenn der gesamte Solarstrom über einen Zähler eingespeist wird, weiß einerseits der Versorger, dass er für den Haushaltsverbrauch Strom entsprechend dem Standardlastprofil 4.000 Kilowattstunden Jahresenergie bereitstellen muss. Andererseits weiß der Netzbetreiber, dass er die erzeugte Strommenge abnehmen muss. Der Übertragungsnetzbetreiber kann in diesem Fall die Gesamtmenge an Solarstrom für jede Viertelstunde prognostizieren und plant dabei die Solaranlage mit ihren Leistungsdaten ein.

Wenn Familie Meyer jedoch eine Eigenverbrauchsanlage besitzt und im Laufe des Jahres an sonnenreichen Stunden der Eigenverbrauch hoch ist, bezieht sie von ihrem Versorger weniger Strom als das Standardlastprofil vorhersagt. Der Versorger bleibt auf seinem Strom, den er wegen der Ausrichtung am Standardlastprofil beschaffen muss, sitzen. Die Eigenverbrauch-Strommengen sind dann doppelt im System vorhanden.

Ein Jahr später wird es noch komplizierter. Bezog der Haushalt im Vorjahr nur 3.000 Kilowattstunden aus dem Netz, weil er 1.000 Kilowattstunden selbst erzeugt hat, wird das Standardlastprofil auf den niedrigeren Wert bezogen. In Zeiten hoher Sonneneinstrahlung bleibt der Versorger dann immer noch auf Strom sitzen, auch wenn es weniger ist. In Zeiten geringer Sonneneinstrahlung und geringen Eigenverbrauchs ist es umgekehrt. Im System ist dann zu wenig Strom vorhanden.

Um im Falle von zu viel Strom diesen aus dem Netz zu nehmen, wird negative Regelenergie verwendet. In der Regel wird sie von fossilen Kraftwerken erbracht, die dann gedrosselt werden. Im Falle von zu wenig Energie im Netz wird positive Regel­energie eingekauft. In der Regel steigern dazu konventionelle Kraftwerke kurzfristig. Beides lassen sie sich extra bezahlen. Es wird am Ende über Netzumlagen abgerechnet.

Diese Doppelversorgung hält Stratmann nicht nur aus Kosten-, sondern auch aus Umweltperspektive für kritisch. Der CO2-Ausstoß steige durch diese systematischen Fehler, da die Regelenergie von fossilen Kraftwerken erbracht wird. Vor allem seien es diese Einnahmen, die dazu führten, dass sie sich überhaupt noch rentieren und am Netz bleiben.

Sind das nicht vernachlässigbare Mengen und Kosten?

Bei derzeit fünf Terawattstunden solarem Eigenverbrauch geht es sowohl beim Geld als auch beim CO2 nicht mehr um geringe Mengen, so Stratmann, obwohl das rechnerisch nur rund 0,8 Prozent des Gesamtstromverbrauchs sind. Er erklärt das mit einer groben Abschätzung: Die fünf Terawattstunden teilen sich auf in eine Hälfte, die doppelt im System ist und eine andere Hälfte, die zu wenig im System ist. Unter der optimistischen Annahme, die Ungleichgewichte treten rund in der Hälfte der Zeit auf, verteilen sich die 2,5 Terawattstunden auf rund 4.000 Stunden. Teilt man 2,5 Terawattstunden durch 4.000 Stunden, ergibt das 625 Megawatt. Das ist die Leistung, die man benötigt, um das Ungleichgewicht auszugleichen. Das entspricht ungefähr der Hälfte der Minutenreserve, sagt Stratmann, und sei daher ernst zu nehmen. Die Ungleichgewichte dürften nicht ansteigen.

Wäre es nicht sinnvoll, die Standardlastprofile zu ändern?

Die Methode der Standardlastprofile funktioniert nicht, wenn man die Solarstromerzeugung mit einrechnet, da diese nicht am 1. Januar für das gesamte Jahr prognostizierbar ist. Stratmann und auch Verteilnetzbetreiber sehen es als zu schwierig an, die Standardlastprofile für Haushalte mit Photovoltaik-Anlagen und Speichern anzupassen, da zu viele unbekannte Faktoren verlässliche Prognosen erschweren. Eine Standardisierung solcher neuen Lastprofile ist aus ihrer Sicht nicht möglich.

Die Bundesnetzagentur hat über die Kritik an der Bilanzierung hinaus Bedenken bei der Eigenverbrauchsoptimierung der Haushalte im heutigen System. Warum?

Die Versorger müssen jeweils am Vortag entsprechend dem Standardlastprofil auf dem Strommarkt den Strom einkaufen. Wenn jeder seine Haare föhnt, wenn sie nass sind, verhalten sich die Verbraucher automatisch statistisch. Wenn sich die Menschen aber nach der Sonneneinstrahlung richten und die Waschmaschine einschalten, wenn die Sonne scheint, wird das Verhalten „kollektiv nicht prognostizierbar“, sagt Stratmann.

Bei Industriekunden gibt es bereits eine viertelstündliche Lastgangmessung. Der Versorger übernimmt die Prognose des Netzbezugs und trägt damit bewusst das Prognoserisiko. Bei Anlagen in der Direktvermarktung sind die erzeugten Strommengen ebenfalls durch die Viertelstundenmessung in das System eingebunden. In diesen Fällen tragen Direktvermarkter und Bilanzkreisverantwortliche das Risiko, in der Markt-Option wäre das auch für Privatkunden der Fall.

Wie schätzt die pv magazine Redaktion die Vorschläge ein?

Die Bundesnetzagentur macht diese Vorschläge für die Diskussion um die anstehende EEG-Novelle. Dazu werden auch noch andere Institutionen und Gruppen Vorschläge machen. Es liegt nicht zuletzt an der Aufregung in der Solar- und Speicherbranche, dass gerade diese Vorschläge so viel thematisiert wurden. Das war teilweise unnötig und lag daran, dass die Vorschläge falsch verstanden wurden. Teilweise war und ist die Aufregung berechtigt, da wichtige Fragen nicht ausreichend diskutiert oder dargestellt sind.

Aus unserer Sicht muss man die Einwände der Bundesnetzagentur ernst nehmen, wenn sie sagt, dass es ein Problem mit der Bilanzierung gibt und es zu einer volkswirtschaftlich ineffizienten Abrechnung führt. Sie verbindet ihre Vorschläge zur Bereinigung der Bilanzierungsprobleme aber mit Modellen zur Vergütung und zu Anreizen an die Prosumer.

Die Option 3 würde das Bilanzierungsproblem nach unserer Einschätzung auch lösen, wenn man auf die symmetrische Bepreisung verzichten würde. Man könnte mit der bereinigten Bilanzierung genauso gut das derzeitige Anreizsystem abbilden: keine Grundgebühr, Bepreisung der Einspeisung bei ungefähr zehn Cent pro Kilowattstunde, Bepreisung des Verbrauchs wie gehabt. Das wäre ein Anreizsystem, das Eigenverbrauch und Heimspeicher honoriert.

Insofern muss man eben über die Frage diskutieren: Wie viele Speicher brauchen wir und wie setzen wir die Anreize, damit in die Geräte investiert wird? Das ökonomisch günstigste Energieszenario des Fraunhofer ISE gibt auf die Frage, wie viele Speicher wir brauchen, eine klare Antwort: Bis 2050 sind es 150 bis 200 Gigawattstunden, was einen jährlichen Zubau von fünf bis sieben Gigawattstunden erfordert.

Option 1 eröffnet durchaus Chancen für Speicher. Sie können netzdienlich genutzt werden, Eigenverbrauch ist möglich und Prosumer können an den Erlösen beteiligt werden. Daher begrüßen manche Hersteller dieses Modell. Doch ob der Verweis auf Option 1 ausreicht, um den Speicherzubau zu fördern, muss erst noch diskutiert werden. Ein Hindernis können die Zusatzkosten für Zähler und Dienstleister sein. Zudem sind die derzeitigen Smart Meter wegen der fehlenden Zertifizierungen für die Gateways noch nicht geeignet, um sie für die Direktvermarktung zu nutzen. Nach Ansicht von Experten könnten noch einige Jahre ins Land gehen, bis dies der Fall ist. Dann würden aber zumindest die Kosten gegenüber den derzeit notwendigen RLM-Zählern sinken, da sie für Smart Meter bei kleinen Photovoltaik-Anlagen auf 100 Euro im Jahr gedeckelt sind.

Am Ende müssen alle Maßnahmen vor dem Aspekt diskutiert werden, was sie für die Energiewende bedeuten. Das gilt auch für die Frage, welchen Einfluss die Modelle auf die EEG-Umlage haben. Auch wenn volkswirtschaftlich sinnvoll, kann die veränderte Bilanzierung dazu führen, dass Börsenpreise sinken und die EEG-Umlage steigt. Zu welchen politischen Problemen das für die Energiewende führt, weil auf den Stromrechnungen der Verbraucher die EEG-Umlage, nicht aber die Folgekosten für die umweltschädlichen Auswirkungen des Reststroms gelistet werden, haben wir in den letzten zehn Jahren gesehen. Die EEG-Umlage wurde instrumentalisiert gegen den Ausbau der Erneuerbaren. Deshalb gehört auch dieser Punkt in die Diskussion.

Wir sind gespannt, welche anderen Vorschläge in den nächsten Wochen und Monaten auf den Tisch kommen.