In der vergangenen Woche machte die erwartbare Nachricht von der Eon-Fusion mit Innogy die Energiewelt die Runde. Die EU-Kommission hat durch die Genehmigung der Zusammenlegung der Geschäftsbereiche beider Konzerne den Weg zur Schaffung eines neuen Energiemarktriesen frei gemacht. Während aber viele Beobachter aus der alten Energiewelt bei Monopolen noch an Energieerzeugung oder Netze denken, geht es hier um etwas ganz anderes: Und zwar um die Gestaltungsmacht auf den smarten und dezentralen Flexibilitätsmärkten der Zukunft.
Big Data als Werttreiber in der Energieversorgung
Allein, dieser Zug kommt wenig überraschend. Schon 2015 hat der Eon-Chef Johannes Teyssen seinen Aktionären zugerufen, dass Big Data zum Werttreiber in der Energieversorgung werde und, dass die erneuerbare und dezentrale Energiezukunft „rund um den Kunden als Gravitationszentrum“ liege. „Das Energiegeschäft, so wie wir alle es kennen, wird in den gegenwärtigen Umbrüchen zu einem vergangenen Kapitel Industriegeschichte,“ sagte er und warb so für den Einstieg in das smarte und dezentrale Geschäft, in dessen Zentrum insbesondere auch die Betreiber von Photovoltaik-Anlagen stehen. Schon heute gibt es rund 1,6 Millionen solcher Anlagen im Land. Und mit der weiter steigenden Anzahl dieser Photovoltaik-Anlagen, Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur werden auch die volatile Einspeisung und flexible Lasten immer kleinteiliger. Prosumer werden so zum Rückgrat des erneuerbaren Energiesystems.
Wie gut, wenn man da über Strukturen verfügt, um diesen neuen Markt zu gestalten. Man darf davon ausgehen, dass die neue Eon als Netzbetreiber mehr als die Hälfte aller Verteilernetze und sogar zwei Drittel der 110-Kilovolt-Netze beherrscht. Eon fungiert demnach zudem auf zwei Drittel der Fläche Deutschlands als Grundversorger und wird mit einem Schlag vielerorts marktbeherrschend bei der Ladeinfrastruktur für Elektroautos. Und ebenso brisant: Die neue Eon hat als Mega-Messstellenbetreiber nun Zugriff auf 20 Millionen Stromzähler im ganzen Land. Wer also beispielsweise am Stromnetz von Westnetz, der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom, Avacon, Bayernwerk, Edis oder der Schleswig-Holstein Netz hängt, der ist unmittelbar Teil des „neuen“ Eon-Konzerns. Insgesamt werden so rund 40 Prozent aller Stromzähler in Deutschland von Eon betrieben.
Mit Blick auf die Photovoltaik-Anlagen dürften es aufgrund der regionalen Struktur sogar mehr als 50 Prozent der Zähler sein. Und hier ein kleiner Vorgeschmack, was den neuen Eon-Kunden drohen könnte. Viele Betreiber, die ihre Photovoltaik-Anlagen als Volleinspeiser ans Netz gebracht haben, haben in der Vergangenheit überhöhte Rechnungen für den sogenannten Nullverbrauch aufgedrückt bekommen. Hintergrund ist der minimale Stromfluss, den Wechselrichter nachts erzeugen können. Für eine Handvoll Kilowattstunden durften hier und da schon über 250 Euro pro Jahr bezahlt werden. Die „alte“ Eon ist einer der Protagonisten bei dieser Abrechnungspraxis. Aus dem Thema Nullverbrauch lässt sich einiges über das Verhältnis von Eon und Photovoltaik-Betreibern ableiten.
Vom Smart-Meter-Rollout zu Smart Markets
Das alles wäre an sich schon besorgniserregend. Das eigentliche Problem entsteht aber gerade erst. Denn Eon verfügt damit über eine komfortable Ausgangsposition, um einen Markt zu gestalten, der gerade erst entsteht. Der Hebel dafür ist die zunehmende Digitalisierung im Energiemarkt. Über den Smart-Meter-Rollout und die Umsetzung von Smart Market-Konzepten ist der neue Mega-Messstellenbetreiber in einer Position, seine Marktmacht auszuspielen und die Daten zu Geld zu machen: Big Data wird so zum Werttreiber der Energieversorgung.
Der nächste Baustein für diese Strategie ist schon gesetzlich beschlossen. 2020 dürfte der Smart-Meter-Rollout formell starten. Der Markt des Messstellenbetriebs ist eigentlich liberalisiert und der Rollout soll nach den Vorstellungen der Regulatoren in einem wettbewerblichen Umfeld stattfinden. Die extreme Konzentration von Messstellen in einem Konzern konterkariert diesen wettbewerblichen Ansatz möglicherweise. Denn Skalierung ist ein Schlüsselfaktor. Und 40 Prozent der Messstellen unter einem Dach bedeuten Skalierungspotenzial und Marktmacht. Vor diesem Hintergrund ist es durchaus überraschend, dass der Deal kartellrechtlich nicht auf größere Widerstände gestoßen ist.
In seinen Netzgebieten wird Eon jedenfalls Millionen von Verbrauchern und PV-Anlagenbetreibern digitale Stromzähler einbauen. Die Geräte der ersten Generation können zwar erstmal nicht viel. Aber es wird schon fleißig an den Anwendungen der zweiten Generation gearbeitet. Das Wirtschaftsministerium hört sich derzeit in der Branche um, wie die Wunschkataloge für die Weiterentwicklungen sind. Für Eon dürften die drei meistgenannten Wünsche mehr als wohlklingend sein: Netzbetreiber sollen die Kundenanlage über die Smart Meter zukünftig gezielter steuern können, die Anlagen sollen über Smart Meter in ein Energiemanagementsystem eingebunden werden und die Zählpunkte sollen zur Erhebung der Netzzustandsdaten eingesetzt werden.
Wenn die passiven und analogen Verbraucher aus der alten Stromwelt also mehr und mehr im „Gravitationszentrum“ des Energiemarktes stehen – was liegt dann näher, als mit dem digitalen Zähler im Keller der Solarbetreiber schon mal einen Fuß in der Türe zu haben?
Aber der Smart-Meter-Rollout ist nur der erste Schritt. Denn je mehr wir Richtung Vollversorgung mit volatiler, erneuerbarer Erzeugung gehen, desto mehr rücken marktliche Anreize für lokale und regionale Flexibilitäten in den Fokus, um Engpasssituation im Stromnetz zu bewirtschaften. Unter dem Titel der Smart Grids und Smart Markets werden derzeit Konzepte und regulatorische Ansätze diskutiert, um diese Flexibilitätsmärkte zu erschließen. So könnten etwa über ein Ampelsystem Anreize geschaffen werden, um sich bei Netzengpässen netzdienlich zu verhalten. Zeigt das Signal in Momenten des Überschusses rot oder gelb, so kann der Markt etwa durch weniger Erzeugung, mehr Speicherung oder den Einsatz flexibler Lasten reagieren.
Wer aber wird diese Ampeln schalten? Wer wird sich um das Zu- und Abschalten von hunderttausenden Prosumerhaushalten kümmern? Und welche Relevanz hat es dann, wenn ein Unternehmen in der Hälfte der Verteilnetze Verantwortung trägt und gleichzeitig über Millionen von Zählern die Steuerung bis hin zum Endkunden übernimmt? Nun, Eon-Chef Teyssen wird es wissen.
Betreiber und Verbraucher haben die Wahlfreiheit
To make a long story short: Der Smart-Meter-Rollout bietet die theoretische Chance, einen dezentralen Energiemarkt zu stärken. Dezentralität darf hier allerdings nicht verkürzt als dezentrale Erzeugung verstanden werden, sondern es geht um dezentrale Marktstrukturen und damit um eine Energiewende in Bürgerhand. Ein Mega-Verteilnetz- und -messstellenbetreiber dürfte ein untergeordnetes Interesse an einer solchen Marktstruktur haben und einiges in die Waageschale werfen, um diese Modelle zu verhindern. Durch die Fusion von Eon mit Innogy entsteht vielmehr ein Player, der das Potenzial dazu hat, zur Datenkrake zu werden und sich über die Dominanz auf den dezentralen Flexibilitätsmärkten goldene Tentakeln zu verdienen.
Zum Glück müssen Verbraucher und Betreiber von Photovoltaik-Anlagen aber nicht ohnmächtig dabei zusehen, wenn ihnen diese Entwicklung nicht gefällt. Vielleicht können sie sich nicht aussuchen, wer vor Ort das Stromnetz betreibt. Aber es steht ihnen frei, selbst auszusuchen, bei wem sie ihren Strom einkaufen, an wen sie ihren Strom verkaufen wollen und auch, wer ihren Zähler betreibt. Der Wechsel des Messstellenbetreibers ist fast genau so einfach möglich, wie der des Stromtarifs. Früher war es vielleicht egal, wer einmal im Jahr den analogen Zähler abgelesen hat. Aber gerade in Zeiten smarter Energiemärkte und Big Data kann es sich lohnen, selbst zu entscheiden, wen man minütlich oder sekündlich an seinen Zählerschrank bittet.
— Der Autor Fabian Zuber ist Mitinitiator von Com-Metering, einem gemeinschaftlichen Messstellenbetreiber für Photovoltaikanlagenbetreiber. Er ist seit 2005 im Bereich Erneuerbare Energien unterwegs, unter anderem für First Solar, den Deutschen Bundestag, das Bündnis Bürgerenergie und die Reiner Lemoine Stiftung.—
Die Blogbeiträge und Kommentare auf www.pv-magazine.de geben nicht zwangsläufig die Meinung und Haltung der Redaktion und der pv magazine group wieder. Unsere Webseite ist eine offene Plattform für den Austausch der Industrie und Politik. Wenn Sie auch in eigenen Beiträgen Kommentare einreichen wollen, schreiben Sie bitte an redaktion(at)pv-magazine.com
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Hallo Fabian,
danke! …Und wir haben auch nicht nur eine Wahlfreiheit, „wen man minütlich oder sekündlich an seinen Zählerschrank bittet“, sondern GESTALTUNGSFREIHEIT, wie und gemeinsam mit wem wir unsere Stromversorgung selber bewerkstelligen – und in dem Fall hat überhaupt niemand Zugang!
https://www.pv-magazine.de/2019/02/07/statt-spinnennetz-gute-nachbarschaften/ :
„Das Gute an dem Vorhaben von Eon … ist, dass es die Wichtigkeit klar macht, sich frei zu halten: Statt Insekt im Eon-Netz, „Energiebürger“ werden und sich gemeinsam mit Freunden und Nachbarn direkt von der Sonne beschenken lassen!“
Die
„RICHTLINIE (EU) 2018/2001 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 11. Dezember 2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen“
schreibt Derartiges sogar quasi vor:
„Die Mitgliedstaaten schaffen einen Regulierungsrahmen, der es ermöglicht, die Entwicklung von Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften zu unterstützen und voranzubringen.“ (Art. 22 (4))
Im Positionspapier „Neue Kraft mit der Nachbarschaft“ des BBEn zu dieser EU-Richtlinie wird konkret ausgeführt, wie „Gebäudestrom“, „Nachbarschaftsstrom“ und „Gemeinschaftsstrom“ jeweils gestaltet werden können.
Also Ärmel hoch! – Nicht Konsument, der lediglich am Einkaufsregal auswählt, sondern „Prosument“ der selber kreiert!
Sei gegrüßt von
Christfried
Im Hinblick auf diese Entwicklung bin ich meinerseits froh, mich für die ComMetering GmbH als MSB entschieden und darüber die prokon eG als Stromversorger gefunden zu haben.
Dort wird man als Kunde noch wahrgenommen und ist keine Nummer in der Datenflut 🙂