IWO Stellungnahme zum Diskussionspapier Ein Strommarkt für die Energiewende / Grünbuch des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie

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1 IWO Stellungnahme zum Diskussionspapier Ein Strommarkt für die Energiewende / Grünbuch des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie

2 Einleitung An das Strommarktdesign der Zukunft werden vielfältige Anforderungen gestellt. Es soll Versorgungssicherheit bieten, die Klimaschutzziele berücksichtigen und Bezahlbarkeit gewährleisten. Die Herausforderung besteht darin, dass durch den zunehmenden Ausbau von Wind- und Photovoltaik (PV)-Strom der Strom zukünftig nicht immer bedarfsgerecht erzeugt wird und der für die Stabilität des Stromnetzes jederzeit erforderliche Ausgleich von Stromangebot und nachfrage damit zunehmend anspruchsvoller wird. Es wird zudem immer häufiger Zeiten geben, in denen das Stromerzeugungspotenzial von Wind- und PV-Anlagen aufgrund unzureichender Stromnachfrage oder aufgrund von Netzengpässen nicht voll genutzt werden kann und diese Anlagen ihre EE-Stromerzeugung reduzieren oder ganz einstellen müssen. Von Januar bis September 2014 stammte Strom in Deutschland schon zu ca. 28 % aus regenerativen Quellen. /1/ Die Ausbauziele der Bundesregierung sehen vor, dass dieser Anteil im Jahr 2025 auf 40 bis 45 % und im Jahr 2050 auf 80 % weiter steigt. /2/ Daher wird es künftig vermehrt Zeiten geben, in denen Stromüberschüsse im Netz vorhanden sind. Studien zufolge werden im Jahr 2030 an Stunden des Jahres eine Überschussmenge von insgesamt 45,6 TWh vorhanden sein. /3/ Diesen Sachverhalten muss ein Strommarktdesign der Zukunft Rechnung tragen. Um das schwankende Angebot möglichst gut nutzen zu können, werden daher sowohl Speichermöglichkeiten als auch eine deutlich verbesserte Steuerbarkeit der Stromnachfrage zunehmend wichtiger. Stromerzeugung erneuerbare Energien, TWh/a Wasser Wind Photovoltaik Geothermie Biomasse, biog. Abfälle Europäischer Verbund Daten bis 2010 aus AGEE-Stat 2011, Stand Juli 2011 Quelle: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global; Schlussbericht von DLR, Fraunhofer IWES und IfnE für BMU, März _Leistung_erneuerbarer_Energien_ Entwicklung der Stromerzeugung aus EE

3 Power-to-Heat als Flexibilitätsoption mit hohem Potenzial Derzeit wird eine Reihe von Flexibilitätsoptionen diskutiert, die in einem Strommarkt der Zukunft Erzeugung und Verbrauch von Strom stärker in Einklang bringen sollen. Eine dieser Flexibilitätsoptionen ist Power-to-Heat (PtH), also die Umwandlung von ansonsten abgeregeltem Strom in Wärme. Diese Wärme kann dann im Gebäudebereich einer sinnvollen Nutzung zugeführt werden. Mit mehr als 40 % des Endenergieverbrauchs und mehr als 18 Millionen Öl-und Gasheizungen hat der Wärmemarkt in Deutschland ein enormes Potenzial zur sinnvollen Verwertung von zukünftigen, temporär auftretenden Strom-Überschussmengen aus Erneuerbaren Energien (EE). Hier ergibt sich zudem die Chance, den Bürger aus der Rolle des Zahlers der Energiewende stärker in die Rolle des Profiteurs zu bringen. IWO untersucht die Nutzung von PtH in Hybridheizungen seit mehreren Jahren theoretisch und praktisch mit sehr positiven Zwischenergebnissen. Eine im Auftrag von IWO vom Hamburgischen Welt-WirtschaftsInstitut (HWWI) durchgeführte Studie /4/ zu den Potenzialen von PtH in Hybridheizungen kommt zu dem Schluss, dass sich bei geeigneten Rahmenbedingungen diese Technologie für den Eigenheimbesitzer in weniger als zehn Jahren amortisieren kann. Dies ist ein im Vergleich zu anderen Maßnahmen zur Einbindung von EE (bzw. zur Einsparung fossiler Energie) in den Wärmemarkt sehr guter Wert. Wie funktioniert Power-to-Heat in Hybridheizungen? Ansonsten abgeregelte Strom-Angebotsspitzen, die wirtschaftlich oder technisch nicht sinnvoll als elektrische Energie nutz- oder speicherbar sind, können durch einfache elektrische Heizeinrichtungen in Wärme umgewandelt, in typische Trinkwarmwasser-, Pufferspeicher oder direkt in den Heizkreis eingebracht und so speicher- bzw. nutzbar gemacht werden. Vor allem im Zuge der Erneuerung einer Heizungsanlage ist die Installation einer solchen Heizeinrichtung mit geringen Investitionskosten möglich. Bereits im Betrieb befindliche Muster anlagen des IWO haben die technische Machbarkeit bereits nachgewiesen. Grafik: IWO 036_Heizstab_im_Pufferspeicher_ Hybridheizung zur Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom

4 Niedrige Residuallast: geringe Stromnachfrage, viel Wind- und Sonnenstrom /5/ Für die Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom in Hybridheizungen gibt es eine Reihe guter Gründe: 1. Einsparung fossiler Brennstoffe im Wärmemarkt Wird ansonsten abgeregelter Strom aus Wind- oder Solarstromerzeugungsanlagen zur Wärmeerzeugung in Hybridheizungen genutzt, muss diese Wärme nicht mehr vom Öl-/Gas-Kessel erzeugt werden. 2. Steigerung von Menge und Anteil erneuerbarer Energie bei der Stromund Wärmeerzeugung Die Nutzung ansonsten abgeregelten Stroms aus Wind- oder Solarstromerzeugungsanlagen zur Wärmeerzeugung in Hybridheizungen erhöht die erneuerbar erzeugte Strommenge und gleichzeitig den Anteil erneuerbarer Energien in der Wärmeerzeugung. Des Weiteren führt die Nutzung der PtH- Technologie zur Substitution von fossilen Brennstoffen im Wärmemarkt und erhöht dadurch den EE-Anteil im Wärmesektor. Sie leistet somit einen Beitrag zur Erreichung des EE-Wärmeziels von 14 % bis 2020 (EEWärmeG). 3. Vermeidung zusätzlicher Reservekraftwerke in der Stromerzeugung Die Nutzung von PtH in Hybridsystemen mit mindestens einem weiteren Energieträger neben Strom benötigt keine zusätzlichen Reservekraftwerke. Ausschließlich mit Strom betriebene Heizsysteme (wie z. B. monovalente Strom-Wärmepumpen oder Nachtstromspeicherheizungen) können dagegen nicht über einen unbegrenzten Zeitraum hinweg auf Strom verzichten. Sie machen somit teure und häufig mit fossilen Energien betriebene Reservekraftwerke erforderlich. 4. Bezahlbarkeit Insbesondere im Zuge der Erneuerung einer Heizungsanlage können die technisch recht unkomplizierten Elektroheizer mit geringen Investitionskosten als eine mögliche Erweiterungsoption ins Heizsystem integriert werden.

5 5. Verhinderung des Abregelns erneuerbarer Stromerzeugung Mit steigender installierter Leistung von Windkraft- und PV-Anlagen steigt die Wahrscheinlichkeit, dass die jeweilige Stromnachfrage kleiner ist als das erneuerbare Stromerzeugungspotenzial. Dies gilt trotz vermehrten Netzausbaus, vor allem zu lastschwachen aber wind- und sonnenreichen Zeiten. Erneuerbare Stromerzeugungsanlagen müssen dann zeitweise gedrosselt oder ganz abgeregelt werden, während gleichzeitig fossile Energien zur Wärmeversorgung eingesetzt werden. Regional tritt dieses Pro blem in Folge unzureichenden Netzausbaus bereits heute auf: Vor allem in Norddeutschland kommt es vermehrt zur Abregelung von erneuerbaren Windenergieanlagen durch das sogenannte Einspeisemanagement (EinsMan). Gemäß Erneuer bare-energien-gesetz (EEG) erhalten Anlagenbe-treiber auch für diese nicht produzierten Strommengen eine anteilige Vergütung bezahlt von den Strom endverbrauchern. Eine volkswirtschaftlich nicht sinnvolle Situation. 6. Verringerung der Endkunden-Strompreise Die Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom sorgt durch die auf diesen Strom zu zahlenden Abgaben und Entgelte für zusätzliche Einnahmen, ohne zusätzliche Kosten zu verursachen. Somit verringert sich der Beitrag, den ein normaler Stromendkunde an den Gesamtkosten zu tragen hat. 7. Flexible und kostengünstige Bereitstellung negativer Regelleistung Power-to-Heat-fähige Öl- und Gasheizungen können negative Regelleistung mit höchster Flexibilität bereitstellen. Sie helfen so, Prognosedifferenzen zwischen Stromangebot und -nachfrage zu glätten. Sie können einen Beitrag zur Nachfragesteuerung (Demand-Side-Management) leisten, ohne dass damit Verhaltens- oder Komforteinschränkungen für die Nutzer verbunden sind. Die Integration von PtH-fähigen Hybridheizungen in den Regelenergiemarkt verstärkt dort den Wettbewerb und kann so dazu beitragen, die Kosten für die elementare und immer wichtiger werdende Stabilisierungsfunktion der Regelenergie für das Stromnetz zu senken. 8. Wirtschaftlich sinnvolle Nutzung von selbsterzeugtem Solarstrom ermöglichen Sobald die Einspeisevergütung für selbsterzeugten Solarstrom geringer ausfällt als die mit diesem Strom und einem Elektroheizer einsparbaren Öl- oder Gaskosten, wird in PtH-fähigen Öl- und Gasheizungen der ansonsten nicht im Gebäude genutzte Solarstrom zur Wärmeerzeugung verwendet. Damit wird wiederum der Einsatz fossiler Energie zur Wärmeerzeugung reduziert. Vor diesem Hintergrund begrüßen wir den Grünbuch-Prozess ausdrücklich und möchten zu ausgewählten Kapiteln des Grünbuchs nachfolgend gerne Stellung nehmen.

6 Kapitel 2: Herausforderungen Windenergie und PV nehmen die tragende Rolle beim Ausbau der EE im Strombereich ein. Diese Energiequellen sind jedoch dargebotsabhängig, d. h., die Stromproduktion hängt vom Wetter ab. Insofern müssen flexible elektrische Verbraucher und Speicher auf dieses fluktuierende Dargebot reagieren. Hier bietet das PtH-Konzept eine kostengünstige Möglichkeit zur Sektorenkopplung mit der Chance, den riesigen Wärmemarkt als flexiblen Nutzer erneuerbarer Energie zu erschließen. Die Auslastung der EE-Erzeuger im Strombereich kann verbessert und die Abregelung mit den damit verbundenen Kosten für die Stromkunden verringert werden. Neben reduzierten Einspeisemanagementkosten kann durch eine vermehrte Auslastung der EE-Anlagen mehr Strom produziert und verkauft werden. Somit können die Abgaben und Entgelte auch auf eine größere Strommenge verteilt werden, und der Strompreis pro kwh sinkt. Bei all dem sollte darauf geachtet werden, dass das künftige Strommarktdesign eine ausreichende Lenkungswirkung zur Begrenzung des Bedarfs an gesicherter Leistung entfaltet. PtH-fähige Öl- und Gas-Hybridsysteme können die Wärmeversorgung gänzlich ohne gesicherte elektrische Leistung sicherstellen, da in diesen neben Strom immer ein weiterer Energieträger zur Verfügung steht. Rein strombasierte Heizsysteme wie z. B. monovalente Wärmepumpen oder Nachtstromspeicherheizungen hingegen erhöhen den Bedarf an gesicherter Kraftwerksleistung. Vorteilhaft an der Nutzung von Strom-Überschussmengen in häuslichen Hybridheizungen ist zudem, dass diese eine sehr hohe Flexibilität ohne jeglichen Komfortverlust für den Betreiber bieten. Andere Flexibilitätsoptionen, wie Elektrofahrzeuge, bieten dies nur eingeschränkt. Ein E-Auto sollte, so belegen es Studien, aus Nutzersicht z. B. immer mit maximaler Reichweite abfahrbereit sein, d. h. immer eine geladene Batterie vorhalten. Kapitel 3: Flexibilität als eine Antwort Das Ermöglichen eines technologieneutralen Wettbewerbs der Flexibilitätsoptionen begrüßen wir ganz ausdrücklich. Bei der Gestaltung der zukünftigen Marktregeln sollten folgende Punkte besondere Beachtung finden: Das Marktdesign sollte so gestaltet sein, dass eine wirtschaftlich sinnvolle Nutzung von Stromüberschüssen der Abregelung von Wind- und PV-Anlagen vorgezogen wird. Durch das Schaffen zusätzlicher, flexibler Abnahmemöglichkeiten von Überschussmengen können die Abgaben und Entgelte auf eine größere Strommenge verteilt werden. Dadurch sinken die Abgaben und Entgelte je kwh und damit der Strompreis pro kwh. Das Marktdesign sollte so gestaltet sein, dass ungehinderter ökono mischer Wettbewerb zwischen den Flexibilitätsoptionen stattfinden kann und damit besonders kostengünstige Lösungen zum Zuge kommen. Die Ergebnisse einer Studie des HWWI zu PtH in Hybridheizungen zeigen, dass die Amortisationszeiten solcher Systeme bei geeigneten Rahmenbe dingungen weniger als zehn Jahren betragen können. /4/ Eine weitere wichtige Zielgröße ist die Technologiereife: PtH kann mit verfügbaren Komponenten vergleichsweise einfach installiert und betrieben werden. Dies belegen die schon realisierten Praxisobjekte des IWO.

7 Kapitel 4: Marktpreissignale für Erzeuger und Verbraucher stärken Variable Stromtarife Die Schaffung von direkten Marktpreissignalen begrüßen wir ausdrücklich, denn derzeit gibt es keine am Angebot orientierten, variablen Stromtarife für private Haushalte. Diese würden jedoch den notwendigen Anreiz für mehr Flexibilität bieten. Damit könnte Flexibilität auch bei privaten Haushalten einen Wert erhalten. Dies würde der Einführung neuer Anwendungen die gewünschte Dynamik verschaffen, denn nur so können sie ihre Mehrkosten auch wieder einspielen. Gemäß Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) 40 Abs. 3 müssen Energieversorger lastvariable oder tageszeitabhängige Tarife anbieten. Insbesondere bei privaten Haushalten beschränkt sich das Tarifangebot heute jedoch fast ausnahmslos auf Hoch- und Niedertarifregelungen (HT/NT), die die anzustrebende Echtzeitkopplung des Strompreises an die aktuelle Marktsituation nicht leisten können. Intelligente Messtechnik (Smart Meter) bietet zukünftig die Voraussetzung zum Angebot ausreichend dynamischer Stromtarife auch für private Haushalte: Angebotsvariable Strompreise für Endverbraucher sind notwendig, damit die PtH-Technologie für Endverbraucher dann sinnvoll aktiviert werden kann, wenn eine Wärmeerzeugung durch Strom wirtschaftlicher ist als durch den Brennstoffeinsatz im Heizkessel. Angebotsvariable Strompreise ermöglichen eine Nachfragesteuerung (Demand-Side-Management): In Zeiten günstiger Strompreise kann durch gezieltes, manuelles oder automa-tisches Aktivieren von Stromverbrauchern im Haushalt (PtH-Heiztechnik, weiße Ware) die Nachfrage gesteigert werden. Die maximalen Netzkapazitäten sind dabei zu berücksichtigen. In Zeiten hoher Preise sinkt die Nachfrage. Damit wird ein Beitrag zur Reduktion der Bereithaltung von gesicherter Kraftwerksleistung geleistet und die Notwendigkeit des Ausbaus der Stromnetze reduziert. Angebotsvariable Strompreise steigern zudem die Integration Erneuerbarer Energien: Ein zeitweise hohes Angebot von Strom aus Windkraft und PV kann zu sinkenden Strompreisen führen. Ein in Folge dessen sinkender Endverbraucherpreis steigert die Nachfrage und verhindert so eine ansonsten ggf. notwendige Abregelung der Erzeugung dieses Stroms. Der Einsatz von PtH als zusätzlicher Verbraucher würde in Phasen negativer Strompreise den Preis an der Börse stützen und damit die EEG-Umlage entlasten (volkswirtschaftlicher Nutzen). Regelleistungsmärkte weiterentwickeln Der mit dem Ausbau der EE voraussichtlich steigende Regelleistungsbedarf zeigt, dass neue Angebote für Flexibilität geschaffen werden müssen. Hier sollte der Zugang zu den Regelleistungsmärkten auch für Kleinverbraucher wie PtHfähige Hybridheizungen von Ein- und Zweifamilienhäusern vereinfacht werden. So sollte eine vereinfachte Typ-Präqualifikation für definierte PtH-Komponenten- Konfigurationen eingeführt werden, um unnötige Kosten zu vermeiden. Des Weiteren sollten solche Anlagen keine speziellen Zähler für eine registrierende Leistungsmessung benötigen. Verkürzte Ausschreibungszeiträume insbesondere für Sekundärregelleistung würden helfen, virtuelle Kraftwerke mit PtH- Hybridheizungen effektiver betreiben zu können und böten so die Chance auf ein größeres Angebot an Regelleistung und damit geringere Kosten für die Bereithaltung von Regelenergie.

8 Einführung einer Kostenkomponente für die Vorhaltung ge sicherter Leistung für ausschließlich strombasierte- Heizsysteme Allein strombasierte Heizsysteme wie z. B. monovalente Wärmepumpen oder Nachtstromspeicherheizungen erfordern die Vorhaltung gesicherter Kraftwerksleistung um auch in Zeiten mit geringen Wind- und PV-Stromangebot ihre Wärme versorgung dauerhaft sicherstellen zu können. Sie sollten daher angemessen an den Kosten der dafür notwendigen Reservekraftwerkskapazitäten beteiligt werden. Umgesetzt werden könnte dies z. B. durch die Einführung einer leistungsabhängigen monatlichen Grundgebühr für die Bereithaltung dieser gesicherten Leistung. Die aktuellen Diskussionen über Stilllegung von Kraftwerken bzw. die Finanzierung ausreichender Reservekraftwerkskapazitäten z. B. über Kapazitätsmärkte zeigt, wie relevant dieses Thema bereits heute ist. Solange die Mehrkosten von der Allgemeinheit getragen werden, fehlen Anreize, die eine Verschärfung der Situation durch den weiteren Zubau ausschließlich strombasierter Heizsysteme begrenzen würden. Geeignete Rahmenbedingungen könnten hingegen dazu beitragen, dass die Einführung eines Kapazitätsmarktes vermieden werden kann. Netzentgelte und staatlich veranlasste Preisbestandteile optimieren Heute ist der Strom für extern steuerbare Stromverbraucher in Hybridheizungen durch die auf diesen Strom zu zahlenden Abgaben und Entgelte für private Haushalte so teuer, dass sich die Nutzung nicht rentiert und PtH in Hybridheizungen deshalb auch nicht in Wohngebäuden angewendet wird. Ähnliches gilt auch für das Lastmanagement in der Industrie. Derzeit gibt es keine ausreichenden Anreize, Flexibilität anzubieten. Eine Studie des HWWI /4/ zu den Potenzialen von PtH in Hybridheizungen zeigt deutlich, dass für eine Realisierung dieses Konzepts eine Anpassung der Abgaben und Entgelte für PtH-Strom notwendig ist, um dieses große Flexibilitätspotenzial erschließen zu können. Die Studie zeigt auch, dass bei einer entsprechenden Anpassung dieser Strompreisbestandteile sich die Mehrkosten schon nach weniger als zehn Jahren für den Endverbraucher über die eingesparten Brennstoffmengen amortisieren können. Der jetzige Zustand ist umso bedauerlicher, wenn man bedenkt, dass der Wärmemarkt mit gut 40 % des Endenergieverbrauchs ein enormes Potenzial für die Einsparung von fossilen Brennstoffen und gleichzeitigem Lastmanagement bietet. Eine Hebung dieses Potenzials kann jedoch nur erfolgen, wenn die Abgaben und Entgelte auf ansonsten abgeregelten Strom, der von extern steuerbaren Stromverbrauchern genutzt wird, reduziert werden. Darum begrüßen wir ausdrücklich die angestrebte Diskussion über ein langfristiges Zielmodell für die Struktur der Netzentgelte und staatlich regulierter Preisbestandteile. Die Studie des HWWI /4/ zu den Potenzialen von PtH in Hybridheizungen kommt u. a. zu dem Ergebnis, dass schon eine Reduzierung der Abgaben und Entgelte für ansonsten abgeregelten Strom in Höhe von 6 ct/kwh dazu führen würde, dass diese Technologie sich individualwirtschaftlich rechnet. Für die Anpassung von Abgaben und Entgelten gibt es eine Reihe von Ansatzpunkten.

9 Allgemein gilt dabei: Obgleich die Senkung der Abgaben und Entgelte für ansonsten abgeregelten Strom als Subvention aufgefasst werden kann, erscheint dies im vorliegenden Falle zulässig, da hierdurch alle Verbraucher ent- statt belastet würden. Ein zusätzlicher Stromverbrauch (PtH), der bisher keinen Beitrag zu den Abgaben und Entgelten geleistet hat, trägt nun einen Teil der Abgabenlast. Die Reduzierung von Abgaben und Entgelten sollte nur für solche Stromverbraucher gelten, die auch dauerhaft abgeschaltet werden können, da bei ihnen ein zweiter speicherbarer, stromunabhängiger Energieträger zur Verfügung steht. Wenn erneuerbarer Strom auf der einen Seite unabhängig davon, ob er erzeugt wird oder nicht, vergütet wird, macht es ökologisch wie ökonomisch wenig Sinn, den grün erzeugten Strom durch Abgaben und Entgelte so zu belasten, dass die Nutzung für den Verbraucher zu teuer wird. Reduzierung der Netznutzungsentgelte für ansonsten abgeregelten Strom, der von extern steuerbaren Stromverbrauchern genutzt wird Die Nutzung von Strom aus ansonsten abgeregelten EE-Erzeugungsanlagen in den hier angedachten extern steuerbaren Stromverbrauchern ist ohne zusätzliche Netzkosten möglich. Die externe Steuerung erfolgt gerade so, dass der Betrieb mit den ohnehin vorhandenen Netzen machbar ist. Durch die Nutzung des ansonsten abgeregelten EE-Stroms entstehen damit zusätzliche Netzentgelteinnahmen. Gemäß 14a und 14b EnWG besteht die Möglichkeit, die Netznutzungsentgelte für die Verbraucher zu reduzieren, die mit geeigneten Maßnahmen einen verbesserten Netzbetrieb ermöglichen. Gemäß 19 Abs. 2 Seite 1 StromNEV kann netzdienliches Nutzungsverhalten mit einer Verringerung des zu zahlenden Netzentgeltes privilegiert werden. Extern steuerbare Stromverbraucher dienen dem Stromnetz aufgrund ihrer hohen Flexibilität und Verfügbarkeit zur kurzfristigen Bereit stellung negativer Regelleistung. Sie leisten damit einen wichtigen Beitrag zum Netzengpassmanagement (Redispatch). Reduzierung der EEG-Umlage für ansonsten abgeregelten Strom, der von extern steuerbaren Stromverbrauchern genutzt wird Die Nutzung der PtH-Technologie führt zur Substitution von fossilen Brennstoffen im Wärmemarkt und erhöht dadurch den EE-Anteil im Wärmesektor. Sie leistet somit einen Beitrag zur Erreichung des EE-Wärmeziels von 14 % bis 2020 (EEWärmeG). PtH ermöglicht eine bessere Markt- und Systemintegration von Erneuerbaren Energien. Da Windkraft- und PV-Anlagen je nach Wetterlage unterschiedliche Strommengen liefern, kann dies in Spitzenzeiten dazu führen, dass diese Erzeuger erneuerbaren Stromes abgeschaltet werden müssen, während in den Haushalten gleichzeitig fossile Energie zum Heizen benötigt wird. Durch die Reduzierung der EEG-Umlage kann der Verbraucher entlastet werden. Derzeit werden durch abgeregelten Strom Kosten (Vergütung des Betreibers im Rahmen des Ein-speisemanagements), aber keine Werte (Strom) erzeugt. Dies erhöht die EEG-Umlage. Könnte dieser Strom zukünftig PtH-Betreibern günstiger als Heizöl bzw. Erdgas angeboten werden, könnte dieser produziert und verkauft werden. Durch die vermiedene Abregelung entfallen die Kosten des Einspeisemanagements.

10 Reduzierung der Konzessionsabgabe für ansonsten abgeregelten Strom, der von extern steuerbaren Stromverbrauchern genutzt wird Die von Energieversorgern an Kommunen gezahlten Konzessionsabgaben für Strom basieren auf den durchgeleiteten Strommengen. Für aufgrund von negativen Börsenpreisen bislang abgeregelten Strom entstehen somit keine Einnahmen. Wird die Nutzung von PtH-Strom durch Reduktion der Konzessionsabgabe für Endverbraucher attraktiv, können Stromnetze intensiver ausgelastet werden und so zusätzliche Konzessionseinnahmen erschlossen werden. Reduzierung der Stromsteuer auf den Mineralölsteuersatz für ansonsten abgeregelten Strom, der von extern steuerbaren Stromverbrauchern genutzt wird Durch die bessere Auslastung der EE-Anlagen kann mehr Strom produziert und verkauft werden. Wird dieser Strom zum Heizen im Wärmemarkt genutzt werden dort fossile Brennstoffe eingespart. Dadurch reduziert sich dort das Mineralölsteueraufkommen, es entstehen aber gleichzeitig zusätzliche Stromsteuer-Einnahmen. Um hier eine Aufkommensneutralität zu erzielen, sollte für ansonsten abgeregelten Strom die Stromsteuer auf den derzeitigen Mineralölsteuersatz reduziert werden. Alternativ zu einer pauschalen Reduzierung von Abgaben und Entgelten für ansonsten abgeregelten Strom könnte die vorgeschlagene Dynamisierung der Strompreise auch auf die Abgaben und Entgelte ausgedehnt werden. Diese könnten sich in ihrer Höhe am Strompreisniveau orientieren: Strom-Angebotsspitzen würden zu einem günstigeren Angebotspreis führen, dessen nachfragesteigernde Wirkung durch ein geringes Niveau der Abgaben und Entgelte verstärkt würde. Als kontraproduktiv bewerten wir den Ansatz, Leistungspreise zu stärken, die nicht ausreichend zwischen weitgehend unflexiblen Stromverbrauchern wie z. B. allein strombasierten Heizungen und hybriden Heizungen, die mindestens auf einen stromunabhängigen Energieträger zurückgreifen können, unterscheiden. Verursachergerecht wäre es, wenn nur solche Anlagen, deren Stromnachfrage nicht dauerhaft durch eine externe gesteuerte Umschaltung auf einen stromunabhängigen Energieträger reduziert werden kann, belastet würden. Kapitel 5: Stromnetze ausbauen und optimieren Im Regelfall sollte aus den beschriebenen Gründen Wind- und PV-Stromerzeugungspotenzial sinnvoll genutzt werden, bevor eine mit Kosten verbundene Abregelung erfolgt. Dies sollte ein zukünftiges Strommarktdesign sicherstellen. Hilfreich hierfür wäre der Einsatz innovativer Betriebsmittel auf Verteilnetzebene, um z. B. PV-Überschüsse direkt regional im Verteilnetz auszugleichen. Hier sollten Anreize für Verteilnetzbetreiber geschaffen werden, um bspw. PtH zu fördern. Dies kann auch dazu beitragen, Netzausbauten in den höheren Ebenen einzusparen. Stromnetzbetreiber sollten künftig nicht nur Kosten für den Netzausbau geltend machen können, sie sollten ebenso Kosten für die Realisierung und den Betrieb intelligenter Lösungen zur Optimierung der Netzauslastung anrechnen können. Nur so kann die für den sicheren Netzbetrieb im jeweiligen Fall kostengünstigste bzw. am leichtesten realisierbare Lösung gewählt werden. Die Investitionen müssen sich zeitnah refinanzieren lassen. Auch der Evaluierungsbericht zur

11 Anreizregulierungsverordnung, der im Januar 2015 dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) von der Bundesnetzagentur übergeben wurde, belegt diese Forderung. Investitionen von Netzbetreibern, die die wirtschaftliche Attraktivität von PtH in Hybridheizungen für deren Nutzer steigern, sind Maßnahmen die die Netzauslastung optimieren und damit die Notwendigkeit zum Netzausbau reduzieren. So könnte z. B. Hard- und Software, die die Nutzung von Power-to-Heat in Hybridheizungen ermöglicht, in Abhängigkeit von ihrer tatsächlichen Nutzung eine Förderung durch den Verteilnetzbetreiber erfahren, wenn dieser die Kosten hierfür im Rahmen der Anreizregulierungsverordnung als Kosten des Netzes geltend machen könnte. Kapitel 8: Die Klimaschutzziele erreichen Mehr als 40 % des Endenergieverbrauchs entfallen in Deutschland auf den Wärmemarkt; gleichzeitig wird es zukünftig vermehrt temporäre Überschüsse im Strommarkt geben. Eine Vernetzung von Strom- und Wärmemarkt würde neben der Schaffung von Flexibilität auch dabei helfen, fossile Brennstoffe im Wärmemarkt einzusparen. Die Studie des HWWI /4/ zu den Potenzialen von PtH in Hybridheizungen hat errechnet, dass bei geeigneten Rahmenbedingungen in einem typischen Einfamilienhaus so schon 2020 gut kwh fossilen Brennstoffs eingespart werden könnten. Dies entspricht rund 270 Litern Heizöl pro Jahr wären bereits Einsparungen von rund kwh bzw. 780 Litern Heizöl pro Jahr möglich. Und dies bei einmaligen Mehrkosten von weniger als 2.000, wenn die Installation der für PtH notwendigen Komponenten im Rahmen einer ohnehin anstehenden Heizungsmodernisierung erfolgt. Ein weiterer großer Vorteil der PtH-Technologie in diesem Zusammenhang besteht darin, dass nach der einmaligen Investition der EE-Anteil der Hybridheizung mit dem zunehmenden Ausbau der EE im Strombereich immer weiter ansteigt. Der Wärmemarkt wird somit automatisch immer grüner. Eine zusätzliche positive Lenkungswirkung hätte die Einführung eines eigenen Primärenergiefaktors für den Einsatz von ansonsten abgeregeltem Strom. So sollte eine Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom bei der Bewertung von Gebäuden im Rahmen der Energieeinsparverordnung (EnEV) durch einen Primärenergiefaktor von Null angerechnet werden. Voraussetzung dafür ist, dass das Heizsystem durch eine externe Ansteuerung jederzeit und beliebig lange vom strombasierten Heizgerät auf ein alternatives, stromunabhängiges Heizgerät, wie z. B. einen Brennwertkessel umgeschaltet werden kann. Ein Primärenergiefaktor von f p = 0 kann aufgrund der Analogie zur Bewertung der Nutzung von Solarenergie begründet werden. Wir möchten dabei helfen, den weiteren Prozess für ein geeignetes Strommarktdesign der Zukunft sinnvoll zu gestalten. Gerne bieten wir Ihnen hierzu unsere aktive Mitarbeit an. Quellenverzeichnis /1/ BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. /2/ Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vom , 1 Absatz 2 /3/ Fraunhofer-Institut für Fertigungstechnik und Angewandte Materialforschung IFAM (2013): Flexibilitätsreserven aus dem Wärmemarkt, Studie im Auftrag des BEE und des AGFW /4/ HWWI Hamburgisches WeltWirtschaftsInstitut (2014): Power-to-Heat in Hybridheizungen: Die ökonomischen Potentiale der Vernetzung von Strom- und Wärmemarkt, Studie im Auftrag des IWO, Veröffentlicht auf /5/ Ein Strommarkt für die Energiewende / Grünbuch (2014): Diskussionspapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi)

12 Über das Institut für Wärme und Oeltechnik e. V. (IWO): Die Verbreitung effizienter und emissionsarmer Heiztechnik im Interesse des Klimaschutzes und der Ressourcenschonung mit diesem Ziel ist das IWO tätig. Darüber hinaus beschäftigt sich das IWO mit der Einbindung von Erneuerbaren Energien in den Wärmemarkt. Neben den bereits bekannten Technologien ist die Einbindung von ansonsten abgeregeltem Strom in Hybridheizungen als nutzbare Wärme eine neue vielversprechende Zukunftstechnologie zur Erhöhung des EE-Anteils im Wärmemarkt. Das IWO ist eine Einrichtung der deutschen Mineralölwirtschaft. Finanziert wird das IWO durch Unternehmen der Mineral ölindustrie und des Mineralölaußen- und -großhandels. Namhafte Hersteller von Heizgeräten und Komponenten sowie weitere Institutionen und Verbände begleiten die IWO-Arbeit als Fördermitglieder. Institut für Wärme und Oeltechnik e.v. Kontakt: Simon Jastrzab Süderstraße 73a Hamburg Tel: Fax: Web: