Mittwoch, 18. November 2020

Kissigs Kloogschieterei: Werden die Netzbetreiber die großen Verlierer der Energiewende?

Stetige, gut planbare Erlöse sind toll, die Unternehmen, vor allem, wenn sie nahezu unangreifbar sind. In etwa so kann konnte man sich die Welt der Energienetze vorstellen, jedenfalls vor 15 Jahren, bevor die Deregulierung in Deutschland begann. Seitdem gibt es Wettbewerb und es ist nicht mehr automatisch das heimische Stadtwerk, das das Verteilnetz in der Stadt betreibt. Der Betreiber wird vielmehr in einer Ausschreibung ermittelt und der Gewinner erhält dann für 10, 15 oder 20 Jahre die Netzkonzession.

Der Hintergedanke war, die "zu üppigen" Netzentgelte, die Bestandteil des Strom- und Gaspreises sind, die die Kunden bezahlen müssen, deutlich zu senken. Das hat auch funktioniert, die Netzentgelte sind merklich niedriger als früher. Sie werden von den Bundesnetzagentur festgelegt und beständig weiter abgeschmolzen. Für die Netzbetreiber ist die regulierte sog. Erlösobergrenze der entscheidende Faktor, ob sie mit den Netzen während der nächsten fünfjährigen Regulierungsperiode Geld verdienen können, oder ob sie Millionen in den Sand setzen. Und nun wird ausgerechnet das gesunkene Zinsniveau zum existenziellen Problem für die Netzbetreiber und droht damit, die Energiewende zu stoppen...

Ich weiß, das ist grundsätzlich langweiliges Zeugs und ungemein kompliziert. Es geht um Politik, um staatliche Regulierung und nur noch am Rande um Marktwirtschaft und Unternehmertum.

Sinkende Zinsen sind eigentlich gut für Unternehmen. Sie nehmen Fremdkapital auf und müssen dafür weniger Zinsen zahlen. Wer, wie die Energienetzbetreiber, Milliarden in Leitungen verbuddelt, die über 20, 30 Jahre abgeschrieben und teilweise 50 oder 60 Jahre lang betrieben werden, für den sind die Zinskosten ein ganz entscheidender Faktor. Je niedriger, desto besser. Eigentlich.

Nun befinden wir uns hier in einem staatlich regulierten Markt und in dem werden die Preise (hier die Netzentgelte) vom Staat (hier der Bundesnetzagentur (BNetzA) als Regulierungsbehörde) festgelegt. Klar, die Unternehmen melden ihre Investitionen an und diese sind dann Basis für die festgelegten Netzentgelte. Aber die BNetzA erkennt nicht alle Investitionen an und daher fällt die Erlösobergrenze als Richtschnur für die Netzentgelte kaum jemals so hoch aus, wie die Unternehmen es gerne hätten. Oder bräuchten.

Der Hintergedanke dabei ist, dass die Unternehmen zu viel Speck auf den Rippen haben, da sie jahrzehntelang als Monopolisten keinem Konkurrenzdruck ausgesetzt waren, und nun einfach effizienter werden sollen. So ging das die letzten 15 Jahre, in jedem Jahr wurden die genehmigten Netzentgelte linear abgeschmolzen.

Doch auch bei Effizienzgewinnen ist irgendwann einmal das Ende der Fahnenstange erreicht. Die Strom- und Gasnetze sind systemrelevant und müssen immer und überall in gutem Zustand gehalten werden. Wird hier an der falschen Stelle gespart, können Gasleitungen leckschlagen und explodieren oder die Stromversorgung bricht zusammen.

Deshalb planen die Netzbetreiber ihre Investitionen für die nächsten fünfjährigen Regulierungsperiode und bekommen dann das nötige Geld zugestanden. Das sie sich von den Verbrauchern wieder bezahlen lassen.

Das Zinsdilemma

Die Kosten setzen sich aus den Investitionen zusammen, Personalkosten, Abschreibungen und Zinsen. Dabei werden nicht alle Investitionen anerkannt von der BNetzA. Irrsinnigerweise auch nicht Aufwendungen, die man bei Übernahme eines neuen Netzgebiets hat. Das Unternehmen gewinnt eine neue Konzession und dann muss dieses Netz aus dem Verbund des alten Betreibers herausgelöst, also entkoppelt, und in das Netz des neuen Netzbetreibers integriert werden. Denn er muss ja den reibungslosen Betrieb sicherstellen und ggf. bei Störungen schnell die Ursache finden und für Abhilfe sorgen können. Dieser einmalige Aufwand, die Netze zu entflechten und "umzuhängen", ist zwingend erforderlich. Wird aber von der BNetzA nicht als Kostenblock anerkannt. Weshalb auch immer.

Hat man nun seine Kosten beisammen, dann wird einem von der BNetzA auch eine Eigenkapitalverzinsung zugestanden. Die Netzbetreiber dürfen also (theoretisch) Gewinn machen mit den Netzen und so etwas Geld auf die hohe Kante legen. In der laufenden Regulierungsperiode war dieser EK-Zins ziemlich auskömmlich und lag um die 6,9% (vor Steuern). Nun soll er um mehr als 2% gesenkt werden und 4,6% EK-Verzinsung klingt immer noch sehr auskömmlich in einem Nullzinsumfeld. Doch dem ist leider nicht so.

Die Energienetze kosten Milliarden. Sie werden heute für einen Zeitraum von 50 oder 60 Jahren geplant mit allen Prognosen und Annahmen, die um so ungenauer werden, je weiter entfernt sie in der Zukunft liegen. Was heute in der Erde liegt an Leitungen und was ersetzt werden muss, wurde in den 1950ern, 1960er, 1970ern erbaut. Damals war das Geld viel mehr wert als heute (Stichwort Inflation), so dass die Abschreibungen alleine die Reinvestition nicht "verdient" haben. Die gleiche Leitung heute zu ersetzen kostet viel mehr Geld.

Gleichzeitig war vor 50 Jahren von Energiewende keine Rede. Der Fernseher kam gerade in Mode, Kühlschränke und Küchengeräte fanden Einzug in das Leben der Menschen. Kein Internet, kein Online-Gaming, kein Iphone, kein Mobilfunk, keine PCs, Notebook und was alles so Strom verbraucht. Auch keine Passivhäuser mit elektrisch betriebenen Entlüftungssystemen, keine Unmengen an Solar- und Windparks, die Energie einspeisen und vor allem keine E-Mobilität.

Für die enorm wachsende Menge an Strom sind die "alten" Netze gar nicht ausgelegt. Sie haben eine bestimmte Kapazität und wenn die erreicht ist, dann geht nicht mehr durch die Leitung. Es muss also eine neue und/oder zusätzliche Leitung her, damit der Strom fließen kann.

Klingt logisch, sollte kein Problem sein. Wenn man eine 50 Jahre alte Leitung ersetzt, ist das ja kein Problem da ein etwas leistungsstärkeres Kabel zu verlegen und die Verteilerkästen usw. zu "pimpen". Die Leitung hätte aufgrund ihres Alters ohnehin ersetzt werden müssen.

Aber was ist mit den 20 Jahre alten Leitungen?

Auch vor 20 Jahren war der Boom bei erneuerbaren Energien nicht in diesem Maße abzusehen. Die heute erfolgende Dekarbonisierung und Elektrifizierung unserer Gesellschaft war überhaupt kein Thema und E-Mobilität schon mal gar nicht. Doch die geht gerade erst los. Wenn demnächst jedes Jahr Millionen von Elektroautos gekauft werden und die Verbrenner ersetzen, dann brauchen die alle Strom. Also einen separaten Anschluss für das Einfamilienhaus. Oder viele Schnellladestationen vor Supermärkten und Fachmarktzentren - die Deutsche Konsum REIT hat heute bekanntgegeben, das EnBW alle ihre Standorte mit solchen Schnellladesäulen ausstatten wird. Ich finde das klasse! Und halte das für sinnvoll.

Aber die Stromleitung, das Stromnetz, kann das gar nicht leisten!

Hier müssen also ggf. noch relativ junge Leitungen ersetzt oder neue, zusätzliche verlegt werden, um die benötigten Kapazitäten zu schaffen.

Bis hierhin klingt das noch nicht nach einem Problem. Theoretisch. Aber in der Praxis schon. Wir erinnern uns, die Investitionen müssen vom Netzbetreiber bei der BNetzA angemeldet werden und werden dann für die folgende Regulierungsperiode anerkannt und können dann ausgegeben werden. Bedeutet in der Praxis einen Zeitverlust von vielen Jahren.

Beispiel: Die 4. Regulierungsperiode läuft von 2024 bis 2028. Dann dienen die Investitionen aus dem Jahr 2021 als Basis bedeutet, dass man in 2021 höhere Investitionen fährt, weil man ja ein möglichst hohes Niveau für die nächste Regulierungsperiode benötigt. Aus der 3. (und gerade laufenden) Regulierungsperiode wurden einem aber lediglich die Investitionen aus dem Jahr 2018 2016 zugestanden - also vermutlich deutlich weniger. Und auch für die Jahre 2022 und 2023, die noch Bestandteil der laufenden 3. Regulierungsperiode sind, gibt es nur die alten, wohl niedrigeren, Erlösobergrenzen, die man vereinnahmen darf.

Das Problem ist nun Folgendes: Es steht aktuell maximal das in 2016 "angedachte" Investitionsvolumen zur Verfügung, aber 2016 war überhaupt nicht abzusehen, welche Dynamik in das Thema E-Mobilität kommt. Und auch heute ist überhaupt nicht klar, in welchem Maß die Menschen wirklich E-Autos kaufen und wie schnell die Verteilnetze mit dem Ansturm zurecht kommen müssen. Doch das muss jetzt in die Investitionsplanungen hinein, damit es ggf. für die 4. Regulierungsperiode anerkannt werden kann.

Die Krux ist, dass sich die deutlich höhere Stromnachfrage verteilt über das ganze Netzgebiet. Es ist nicht ein Wohngebiet, wo auf einmal alle E-Autos nutzen und man daher das Netz aufmöbeln muss. Nein, es werden im gesamten Netzgebiet mehr E-Ladestationen aus dem Boden schießen und überall werden in den Parkhäusern, Tiefgaragen und in den Vorgärten E-Anschlüsse gelegt werden. Was bedeutet, dass eigentlich das gesamte Stromnetz einer Stadt innerhalb der nächsten zehn Jahre erneuert bwz. massiv ausgebaut werden müsste. Das ist natürlich logistisch gar nicht zu machen, weil die Netzte ja überwiegend unter den Straßen und Gehwegen liegen, die nicht alle gleichzeitig aufgerissen werden können. Und dann gibt es gar nicht genug Tiefbaufirmen, die dieses Auftragsvolumen stemmen könnten. Darüber hinaus ist es finanziell kaum darstellbar, denn hier würden Milliarden in die neuen Stromnetze fließen müssen. Diese Milliarden müssten die Stadtwerke aufbringen müssen bzw. die Netzbetreiber. Wo soll das viele (Fremd-) Kapital herkommen? Und, vor allem, wie soll es abbezahlt werden?

Und da sind wir an dem Punkt, wo wir die Kuh über den Eimer schieben müssen: diese Milliardeninvestitionen müssen aus den Netzentgelten bezahlt werden, die die BNetzA den Netzbetreibern zugesteht. Und diese sind gedeckelt durch die Erlösobergrenzen. Ein Teil von deren Kalkulation ist die Eigenkapitalverzinsung. Sinkt diese nun in der 4. Regulierungsperiode, wie von Wirtschafstminister Altmeier angedacht, von 6,9% auf 4,6%, ist keinerlei Geld vorhanden, um den nötigen Zubau der Stromnetze auch nur ansatzweise angehen zu können. Und selbst wenn man schlau (genug) ist und diese 6,9% EK-Verzinsung beibehält, würde sich hieraus ja nur über die Jahre Kapital ansammeln, das die Netzbetreiber zusätzlich investieren können. Hier muss viel mehr Geld frei gemacht werden. Geld, das letztlich die Stromkunden über die Netzentgelte bezahlen müssen. Oder der Staat durch direkte Subventionen/ Staatshilfen in diesen Bereich.

Mein Fazit

Danke, dass ihr bis hierhin durchgehalten habt! Meine Schlussfolgerung aus diesen Überlegungen ist, dass die frühere Cashcow Netzbetrieb zu einem Sorgenkind wird und sich hier zunehmend weniger Geld verdienen lässt. Wenn überhaupt noch. Börsennotierte Netzbetreiber (zumeist ist das ja nur ein Teil des Betätigung) werden dadurch unattraktiver es drohen Abwertungen ihrer Assets (weil der Ertragswert der Netze sinkt). Im Gegenzug werden Firmen profitieren, die den Netzausbau betreiben. Also Tiefbaufirmen und Spezialisten. Wie Friedrich Vorwerk, die zu 60% zu MBB gehören. Die werden sich über viele Jahre hinweg vor Aufträgen kaum retten können. Also nicht nur bei den bisher ohnehin anstehenden neuen Stromleitungen, um den Offshore-Windstrom aus dem Norden in die Industriezentren im Westen und Süden zu transportieren (und das am liebsten mit Kabeln unter der Erde und nicht via Strommasten), sondern auch bei den städtischen Netzen der lokalen Netzbetreiber.

An diesen Verteilnetzen und ihrer (viel) zu geringen Kapazität für die künftige, sprunghaft ansteigende Nachfrage, könnte die Energiewende kolossal scheitern. Das wird (spätestens) in den nächsten zwei, drei Jahren offensichtlich und die Firmen, die hier für Abhilfe sorgen können, werden mit Aufträgen überschüttet werden. Seit Adam Smith wissen wir, wie das mit Angebot und Nachfrage so funktioniert. Eine stark steigende Nachfrage trifft auf ein relativ statisches Angebot - der Preis explodiert. Schlecht für die Netzbetreiber, die das bezahlen müssen und natürlich für die Stromkunden, die die Netzentgelte in ihrer Stromrechnung wiederfinden. Aber paradiesisch für die Unternehmen. Wie Vorwerk und damit Mehrheitseigner MBB.

Ich habe aus diesen Überlegungen heraus meinen Bestand bei MBB die letzten Tage deutlich aufgestockt. Der Kurs anstieg von €70 Ende Oktober auf jetzt bereits €100 dürfte erst der Anfang sein. Vorwerk ist die mit Abstand größte und wichtigste Beteiligung im MBB-Portfolio steht vor einem weiteren Wachstumsschub. Auch deshalb prüft MBB ja gerade Zukunftsoptionen, wozu Add-on-Zukäufe gehören, aber möglicherweise auch ein Börsengang der Tochter. Wobei MBB bestimmender Großaktionär bleiben will; das wäre auch bei einer Quote von 40% Anteil möglich, wie man an Aumann sieht. Wobei mir angesichts der Perspektiven am liebsten wäre, MBB würde seinen Vorwerk-Anteil nicht reduzieren, auch nicht bei einem wertreibenden IPO. Viel lieber wäre mir, MBB würde bei Vorwerk weiter aufstocken.

Diese Überlegungen wird sich auch das MBB-Team machen und wenn wir eines wissen aus der Vergangenheit, dann ist es die Gewissheit, dass Nesemeier & Co. ein sehr gutes Gespür für gute Geschäfte haben und das Geld ihrer Aktionäre gewinnbringend investieren. Ich bin seit 2012 bei MBB an Bord und werde das sicherlich noch lange Zeit bleiben.

Disclaimer
MBB befindet sich auf meiner Beobachtungsliste und/ oder in meinem Depot/ Wikifolio.

Kommentare:

  1. "Beispiel: Die 4. Regulierungsperiode läuft von 2024 bis 2028. Dann dienen die Investitionen aus dem Jahr 2021 als Basis Bedeutet, dass man in 2021 höhere Investitionen fährt, weil man ja ein möglichst hohes Niveau für die nächste Regulierungsperiode benötigt. Aus der 3. (und gerade laufenden) Regulierungsperiode wurden einem aber lediglich die Investitionen aus dem Jahr 2018 zugestanden - also vermutlich deutlich weniger. Und auch für die Jahre 2022 und 20023, die noch Bestandteil der laufenden 3. Regulierungsperiode sind, gibt es nur die alten, wohl niedrigeren, Erlösobergrenzen, die man vereinnahmen darf."

    Inzwischen wurde die Regulierung um einen sogenannten Kapitalkostenabgleich ergänzt. Zusätzliche Kapitalkosten (und somit auch die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung) fließen somit ohne Zeitverzug in die Erlösobergrenze ein. Das heißt, dass auch Investitionen nach 2021 direkt in die Erlösobergrenze einfließen. Beispielsweise dürfen Netzbetreiber Investitionen in 2022 auch direkt in 2022 auf die Erlösobergrenze aufschlagen. Weiterhin ist nicht das Jahr 2018 das sogenannte Basisjahr für die dritte Regulierungsperiode (2019 - 2023), sondern das Jahr 2016.

    Insgesamt gebe ich Ihnen mit Ihren Ausführungen aber Recht. Wir in der Branche merken, dass die Renditepotentiale der Netzbetreiber deutlich beschnitten werden. Die BNetzA zieht die Zügel immer enger. Dies gilt neben den Kapitalkosten auch für weitere Kostenpositionen, die immer stärker gekürzt werden.

    Eine Einstiegsmöglichkeit in Netzbetreiber sehe ich in 2021. Da 2021 das Basisjahr für die vierte Regulierungsperiode darstellt, werden hier voraussichtlich deutlich die Kosten hoch gefahren (auch künstlich durch bspw. Boni an das Personal etc.). Dies führt in 2021 wohl zu schlechten Unternehmensergebnissen von denen ich mir sinkende Kurse erhoffe. Ab 2022 werden die Kosten dann wohl deutlich heruntergefahren und entsprechend auch das Ergebnis deutlich verbessert.

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  2. Ich hatte ähnliche Gedanken zum angekündigten IPO von Vorwerk. Was mir dabei rätselhaft ist: Warum macht man mit 181 Mio. € Cash nicht einfach selbst eine Kapitalerhöhung? Wenn ich das ganze durchdenke, hat Nesemeier klar gemacht, dass eine Aufstockung nicht geplant/ nicht möglich ist, da die restlichen Anteile sich auf den Geschäftsführer und Frau Vorwerk aufteilen. Irgendjemand muss bei einem IPO allerdings Anteile abgeben, im Zweifel alle Parteien im gleichen Maße. Warum also, fungiert man hier nicht selbst als Kapitalgeber? Vorwerk könnte man bei einem Umsatz von 2020e ~300 Mio € und 18% EBITDA- Marge locker mit 400-550 Mio. € bewerten. Gibt man bei einem IPO 10% der Anteile an Investoren ab, bringt diese Aktion 40-50 Mio €. Geld, dass man selbst locker hat. Zusätzlich zu den Erträgen, die das Unternehmen für mögliche reinvestitionen selbst erwirtschaftet. Natürlich erfährt die MBB - Aktie eine Aufwertung.

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    1. Wenn MBB Vorwerk einfach nur Geld gibt, also einen Kredit, bringt das für beides nichts: Vorwerk kann sich auch extern finanzieren und MBB vergibt unnötig Geld, das für Übernahme zur Verfügung stünde.

      Wenn Vorwerk deutlich wachsen soll, ist Eigenkapital nötig. Man kann nicht alles über Fremdkapital abdecken, ohne die Bilanz irgendwann in eine Schieflage zu bringen - die nächste Krise könnte dann das Aus bedeuten. EK bekommt man entweder durch "interne" Kapitalerhöhungen durch die Gesellschafter oder durch die Ausgabe neuer Aktien an neue Gesellschafter. Also durch einen Börsengang - oder durch eine Firmenübernahme, wo diese Firma als Sachkapitaleinlage eingebracht wird in Vorwerk und als Kaufpreis Vorwerk-Anteile/ Aktien abgegeben werden.

      Bei einem IPO könnte dies ja mit einer größeren Kapitalerhöhung einhergehen, bei der nur MBB als Altaktionär mitzieht. So würden junge Aktien für Externe via IPO frei, MBB behält seinen Anteil von 60% und die Familie/ Vorstand lassen sich verwässern.

      Weitere Überlegung von MBB ist, dass sie durch einen Börsengang einer Tochter zu einem "geeigneten" Zeitpunkt ihr ursprünglich investiertes Geld wieder herausbekommen und dennoch größer Eigentümer an der Firma bleiben. So war es bei Aumann, wo man durch das IPO und die dabei sowie später abgegebenen Aktien mehr einnahm, als man für Claas und Aumann selbst bezahlt hatte. Und trotzdem gehören MBB heute noch 40% an Aumann.

      Das ist im Grunde wie das Geschäftsmodell von Private Equity: für einen überschaubaren Zeitraum (bis 5 Jahre) Geld investieren und dann durch den Verkauf mit Gewinn wieder reinholen. Nur dass MBB als Gewinn hierbei einen großen Anteil der dann börsennotierten Firma einbehält. Mir gefällt das außerordentlich gut. Und natürlich auch die Aussicht, mich direkt bei Vorwerk als Aktionär beteiligen zu können.

      Aus Sicht eines MBB-Aktionärs fände ich es ebenso attraktiv, wenn MBB seinen Anteil an Vorwerk ausbaut.

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  3. Lieber Michael,

    sehr guter Gedanke und wahrscheinlich auch die richtige Richtung. Die Netzproblematik schätze ich auch als größer ein als die Frage des Zubaus der EE-Erzeugungskapazitäten. Wichtig wäre es jetzt, diesen Zustand in DEU im globalen Maßstab zu sehen. Welche Firmen profitieren von dem "Megatrend" Netzausbau? Hersteller von Übertragungskabeln oder Infratsrukturunternehmen wie z.B. Brookfield Infrastructure Partners? Baufirmen wie Hochtief?

    Gruß

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    1. Wenn ich mir die Strukturen in Schleswig-Holstein so ansehe, dann gibt es dort die frühere Schleswag (später Eon Hanse und heute SH Netz AG), die die ländlichen Gebiete abdeckt und viele Stadtwerke mit eigenen Netzen. Baumaßnahmen, um Kabel in die Erde zu bringen, sind ja immer 100m hier oder 250m da, wenn wir nicht von den Landstraßen oder großen Stromtrassen reden, da werden bei den Aufträgen eher nicht die großen Player wie Hochtief auftreten, sondern regionale, kleinere Tiefbaufirmen.

      Denkt man im europäischen Maßstab dürfte das ähnlich sein. Einerseits die überregionalen Stromtrassen, die im Idealfall mal zu einem europäischen Stromnetz zusammengeführt werden, und dann die viele lokalen Verteilnetze. Bei den großen Bauvorhaben könnte Hochtief oder andere große Baufirmen profitieren, aber beim Kleinklein, wenn es um einzelne Straßenzüge in Husum, Brest oder Villariba geht, vermutlich auch wieder nicht.

      Unterm Strich werden Tiefbaufirmen aber zu den Gewinnern zählen, denn das Buddeln ist mit der teuerste Teil beim Leitungsverlegen und/oder -sanieren.

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  4. Hallo Michael,

    boah... trocken, aber wie immer sehr informativ; immer wieder Danke! Allerdings habe ich
    schon im vergangenen Jahr begonnen, mich mit MBB vollzusaugen, das reicht jetzt :)

    Bin wirklich sehr gespannt, wie das weitergeht mit der Energiewende bei uns.

    Beste Grüße
    Jens

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  5. Wenn man sich die Interessenlage der Beteiligten anschaut (Netzbetreiber wollen hohe Netzentgelte, BNetzA will geringe Netzentgelte, Wirtschaftsministerium will leistungsfähige und stabile Netze für die Energiewende), müsste das Spiel dann nicht folgendermaßen weitergehen?

    1. Netzbetreiber investieren wenig, weil sie ja nicht genug Geld bekommen
    2. Netze bleiben nicht leistungsfähig genug, werden ggf. instabil
    3. Spätestens beim nächsten Blackout gerät das Wirtschaftsministerium dermaßen in Bedrängnis, dass es die BNetzA anweist, die Politik der geringen Kosten aufzugeben.

    Denn die Netzbetreiber sind ja nicht verpflichtet, so viel zu investieren wie das Wirtschaftsministerium gerne hätte, wenn sie dafür nicht ordentlich entlohnt werden. Und damit sitzen sie am längeren Hebel oder?

    "Wird hier an der falschen Stelle gespart, können Gasleitungen leckschlagen und explodieren oder die Stromversorgung bricht zusammen." Das ist das (starke) Druckmittel der Netzbetreiber, oder nicht?

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    1. Ne, so einfach ist das nun auch wieder nicht. Der Netzbetreiber erhält ja eine Konzession. Und diese verpflichtet ihn, bestimmte Vorgaben zu erfüllen. So ist jederzeitige Netzsicherheit- und Stabilität wohl überall Mindestvorgabe. Kommt der Netzbetreiber dieser Verpflichtung nicht nach, kann er u.U. die Konzession verlieren und/oder zu Schadensersatz herangezogen werden durch den Konzessionsgeber (also die Standt/Gemeinde/Landkreis).

      Sollte aus dem Netzausfall einem Kunden ein Schaden entstehen, muss der Netzbetreiber ggf. auch hierfür haften. Wenn der Strom ausfällt und dadurch Maschinen eines Unternehmens einen Schaden bekommen, wird das teuer. Oder alleine schon der Ausfall der Produktion. Und explodiert irgendwo eine Gasleitung und ein Mehrfamilienhaus fliegt in die Luft, weil der Gasnetzbetreiber "gespart" hat, kann er sich nicht damit herausreden, die Netzentgelte seien nicht auskömmlich. Das ist alleine sein Problem!

      Man kann im Netz nur eine begrenzte Zeit "sparen" und nötige Investitionen unterlassen. Danach steigen die Störfälle zunehmend an und die Kosten sind nicht klein. Hinzu kommt der Ärger, den man mit den Kunden und dem Konzessionsgeber bekommt, wenn ständig irgendwo was nicht funktioniert. Das "Druckmittel", das Du hier vermutest, besteht meiner Meinung nach de facto nicht für den Netzbetreiber. Zumal er die Investitionen ja nicht nur bei der BNetzA anmelden kann, sich die Erlösobergrenze sichert, und danach einfach nicht investiert. Dann bekommt er die Kosten auch nicht (zurück)...

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  6. Hallo, ich habe den Beitrag gelesen und empfinde ihn als sehr informativ. Bin selbst in diesem Wirkungskreis (allerdings auf der Seite der Stromerzeuger) beschäftigt und somit ein wenig involviert.
    Möchte darauf hinweisen, dass es sich hier nur um mine bescheidene Meinung handelt und ich über einen Hinweis auf eventuelle Denkfehler dankbar bin.


    In enigen Punkten gehe ich nicht (komplett) mit.
    1. Ob der Strombedarf wirklich steigt wird sich erst noch beweisen müssen.(Zum Problem wird eher der sich verändernde Stromfluss.) In meinen Augen geht es nicht um einen erhöhten Strombedarf generell, sondern um eine dezentrale Stromerzeugung (Wind/PV) sowie einen sich ändernden Strombedarf durch z.B. E-Mobilität. Dafür sind die Netze aber nicht ausgelgt, das Schlagwort "Smart-Grid" war zur Zeit des Leitungsbaus ebenso wenig aktuell, wie man davon ausging, dass nicht nur an einigen wenigen Standorten (Großkraftwerke) der Strom eingespeist wird. Durch diese Änderung der Stromflüsse kommen die Netze der Netzbetreiber in einen ich nenne es mal instabilen Zustand, welcher durch eine schwer voraussehende Sromerzeugung aus Windkraft noch diffiziler zu planen ist.
    2. Wie "erfolgreich" sollten Netzbetreiber arbeiten dürfen? Analog zu den Energieerzeugern stehen auch die NBs vor einem Wandel.Für mich wird es zwangsläufig darauf hinauslaufen dass man die Priorität von Stabilität in Richtung Profitabilität verschiebt. (Was iwann zu einem Aufschrei führen wird.) Dass das, was bei den Erzeugern schon angekommen ist, dass die Komfortzone genommen wurde, nimmt nun auch bei den Netzberteibern Formen an.

    Verschärft wird das durch Änderungen bei den Systemdienstleistungen durch einen immer größer werdenden Stromverbund und den inzwischen täglich auktionierten Stromprodukten vom Leistungsmarkt hin zum Arbeitsmarkt.

    Für mich sieht die sinnvollste Lösung (akutell) so aus, dass a) die Netze systemrelevant sind und sie daher nicht zum Spielball der Wirtschaft werden dürfen, sodass ich einen Eingriff des Staates (sicherlich etwas sinnvoller als bei der EEG-Umlage) zur Regulierung erwarte und b) die Lösung nicht lauten darf ausschließlich weitere Stromleitungen zu verlegen, sondern sich mehr darauf fokussieren sollte die Kombination dezentraler Stromerzeugung mit Speichertechnologie zu fördern.

    Ich möchte es an einem Beispiel veranschaulichen: EFH mit PV-Anlage, Stromspeicher und E-Auto.
    Bei einer optimalen Auslegung dieser Kombination würde das Netz sogar entlastet werden, zumindest läßt es sich aber derart gestalten, dass das E-Auto komplett vom Dach versorgt wird.
    Wozu Stand heute allerdings eine Weiterentwicklung/Förderung der Speicherung vonnöten ist.

    Wird der Strombedarf größer z.B. bei einem Mehrfamilienhaus/Tankstelle würde ein kleines Blockkraftwerk eingesetzt werden. Nicht dich nachhaltige aber die sinnigste Kurzfristlösung.

    Wir stehen imho vor/in einem Wandel (aber zumnindest mMn sind die Anforderungen zu lösen) bei dem die kommenden Entscheidungen von hoher Bedeutung sind.
    Hier bin ich gepspannt wie sich die Politik zwischen ich nenne es mal salopp FFF, Wettbewerbsfähigkeit und Zukunftsorientiert aufstellen wird.

    Zur Aussage, dass Firmen wie Vorwerk profitieren werden, gehe ich mit.

    Schöne Grüße und meinen Respekt für diesen informativen Blog
    Joker

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