Netzentgelte im Lichte der Energiewende

in Arbeit

Einer der Kernpunkte im Rahmen der Energiewende ist die Steigerung des Anteils an erneuerbaren Energien. Nach § 1 EEG soll demnach der Anteil an erneuerbaren Energien in 2050 mindestens 80 % am Bruttostromverbrauch betragen. Mit diesem ambitionierten Ziel geht allerdings einher, dass diese innerhalb von Deutschland, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert werden. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie genutzt. Diese Differenzen führen wegen dem Grundsatz der Versorgungssicherheit dazu, dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Das hierfür erforderliche Netz ist allerdings an einigen Stellen nicht in der Lage diese großen Mengen an Strom zu transportieren. Dies macht wiederum ein Netzausbau erforderlich. Hierdurch steigen wiederum die Netzentgelte. Hinzu kommt, dass gerade die östlichen Bundesländer einen entscheidenden Beitrag zur Förderung der erneuerbaren Energien leisten, sodass davon auszugehen ist, dass diese mehr durch die steigenden Netzentgelte belastet als die Westlichen. Dies ist aber auch damit im Zusammenhang zu sehen, dass Strom aus Sonne im Osten erzeugt wird und dieser dann nicht dort, sondern im Westen verbraucht wird.

Vor diesem Hintergrund sollen im Weiteren folgende Punkte näher betrachtet werden:

Was sind Netzentgelte (A.)?

Wie sieht deren heutige Systematik aus, ins. rechtliche Grundlagen für die Ermittlung (B.)?

Wo liegen in diesem Zusammenhang die Herausforderungen im Rahmen der Energiewende (C.)?

Wie kann diesen, unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung, gerecht werden (D.)?

A. Grundlagen - Begriff

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht vorhanden. Das Netzentgelt erfasst die zur Bereitstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.

Die Begriffsbestimmung ist in Verbindung mit den Vorschriften des EnWG zu interpretieren. Hierbei resultiert der Begriff der Netzentgelte aus § 21 EnWG. In dieser Norm werden die grundlegenden Vorgaben für die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang normiert. Demgemäß bezieht sich § 23a Abs. 1 EnWG, welcher die Genehmigungspflicht für Netzentgelte regelt, auch auf diese Vorschrift.

Bis zur Einführung der Anreizregulierung zum 01.01.2009 bestand eine grundsätzliche Genehmigungspflicht. Diese ist seitdem entfallen, § 1 Abs. 2 ARegV. Dementsprechend sind nunmehr die behördlich, festgelegten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, § 17 Abs. 1 ARegV.

B. Netzentgeltsystematik - heute

1. Rechtlicher Rahmen

Die Stromübertragung und Verteilung ist in Deutschland einer strikten Regulierung unterworfen. Diese Regulierung setzt, wegen der Eigenschaft des natürlichen Monopols, bei der Höhe der zu entrichtenden Netzentgelte an. Speziell wurden in diesem Kontext Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unangemessen hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:

§ 21 EnWG, § 21a EnWG und § 23a EnWG

§ 24 Nr. 3 EnWG i.V.m. StromNEV/asNEV

§ 21a Abs. 6 S. 1 EnWG i.V.m. ARegV

a. Vorgaben § 21 EnWG, § 21a EnWG

Zunächst sind die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten in § 21 Abs. 1 EnWG normiert. Dementsprechend müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung erhält. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.

Zudem müssen die Entgelte diskriminierungsfrei sein. Durch diese Anforderung soll eine Ungleichbehandlung von Netzzugangspatenten bei der Gestaltung der Tarife vermieden werden. Dieser Anforderung kommt auf zwei Ebenen zum Tragen. Zunächst wird eine Ungleichbehandlung von konzernexternen Netztzugangspetenten gegenüber konzerninternen verboten. (vertikales Diskriminierungsverbot)

Hierdurch gilt es zu vermeiden, dass durch die Begünstigung von internen Netzzugangspetenten es zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweig kommen kann und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das horizontale zu unterscheiden. Demnach ist eine Ungleichbehandlung von konzerninternen Netzzugangspetenten gegenüber externen Netztzugangspetenten verboten.

§ 21 Abs. 1 EnWG selber nascht keine Aussage darüber, ob und in welchen Fällen eine Diskriminierung zulässig sein kann. Dies könnte so verstanden werden, dass jede Ungleichbehandlung grundsätzlich verboten ist. Doch geht dieses Verständnis wohl zu weit. § 21 Abs. 1 EnWG kann nur solche Fälle unter dem Diskriminierungsverbot erfassen, wenn es sich um vergleichbare Fälle handelt. Ungleiche Sachverhalte können demnach unterschiedlich behandelt werden. Somit kann der Netzbetreiber als sachlichen Grund bei folgenden Punkten differenzieren:

Höhe der NNE auf Grundlage der Benutzungsstundenzahl

Spannungsebene

Schließlich müssen die Entgelte transparent sein. Hiervon ist dann auszugehen, wenn diese öffentlich zugänglich sind. Durch diese Anforderung soll die Angemessenheit wie auch die Überprüfbarkeit für die Netzkunden und die Regulierungsbehörde sichergestellt werden. In erster Linie ermöglichen transparente Netzentgelte den Netznutzern eine klare sowie unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Folgen, eine kalkulierbare Netzzugangsplanung.

Diese Anforderung wird durch speziellere Bestimmungen näher ausgestaltet. Hierzu gehören insb. auf Verordnungsbasis die Veröffentlichungspflichten nach der StromNEV und ARegV. Im Hinblick auf die Netzentgelte ist § 27 StromNEV einschlägig. Danach sind Netzbetreiber verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Dies wird durch die Netzbetreiber in der Gestalt umgesetzt, indem diese Preisblätter mit Informationen zu den Netznutzungsentgelten publizieren. Dabei unterscheiden die Informationen zwischen der Anschlussnetzebene und Betriebsstundenzahl.

Beispiel Priesblatt Netzentgelte von TenneT 2015 und Preisblatt zu vorläufigen Netzentgelten in 2016 von TenneT

Die in § 21 Abs. 1 EnWG enthaltenen Vorgaben werden durch § 21 Abs. 2 EnWG konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Erfolgt hiernach eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1, so bestimmt § 21a Abs. 1 EnWG, dass Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach § 21a Absatz 6 S.1 Nr. 1 EnWG Netzzugangsentgelte, abweichend von der Entgeltbildung nach § 21 Abs. 2 EnWG auch durch eine Methode bestimmen können, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Von dieser Möglichkeit wurde durch den Erlass der ARegV zum 01.01.2009 Gebrauch gemacht. Für weitere Informationen siehe unten.

b. Vorgaben der StromNEV/GasNEV

Über § 24 EnWG die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.

Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus § 17 Abs. 2 - 7 StromNEV. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV genannt werden, erlaubt sind.

Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV geregelt, (vermiedene Netzentgelte) und zum anderen in § 19 StromNEV. (individuelles Entgelt) bzw. (Entgeltbefreiungen).

c. Vorgaben ARegV

Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese wurde auf Grundlage von § 21a Abs. 6 EnWG in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 01.01.2009 erlassen. Dabei erfolgt diese gem. § 21a Abs. 2 EnWG auf Basis von Erlösobergrenzen.

Deren Ermittlung erfolgt gem. § 4 Abs. 1 ARegV nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 ARegV. Hierdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der Regulierungsformelnach § 7 ARegV i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV enthalten.

Zunächst bestimmt § 4 Abs. 2 ARegV, dass eine Erlösobergrenze vorab für das einzelne Kalenderjahr einer Regulierungsperiode zu bilden ist. Hierbei erfolgt zu Anfang eine unternehmensspezifische Kostenprüfung entsprechend den Regelungen der StromNEV/GasNEV. Dem schließt sich die Durchführung eines bundesweiten Effizienzvergleiches nach den §§ 12 ff. ARegV an. Hieran sind sog. de-minimis Unternehmen, welche einen Antrag auf vereinfachtes Verfahren gem. § 24 ARegV gestellt haben, nicht beteiligt. Für diese wird ein pauschaler Effizienzwert festgelegt.

Dem schließt sich die eigentliche Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach § 6 Abs. 1 ARegV die Kostenprüfungen nach dem Teil 2 Abschnitt 1 der StromNEV bzw. GasNEV die Grundlage, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt § 6 Abs. 2 ARegV, dass stets die Daten von 2006 die Basis bilden.
Ausgeschlossen von diesem Grundbetrag sind gem. § 6 Abs. 3 ARegV Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen. Hiervon ausgehend sind im Weiteren die einzelnen Parameter aus der Regulierungsformel zu beachten. Gem. § 7 ARegV i.V.m. Anlage 1 zählen zu diesen:

Allgemeine Geldwertentwicklung, § 8 ARegV

Genereller, sektorelarer Produktionsfaktor, § 9 ARegV

Erweiterungsfaktor, § 10 ARegV

beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kosten, § 11 ARegV

Qualitätselement, §§ 18 ff. ARegV

Verteilungsfaktor für den Abbau der Ineffizienzen, § 16 ARegV

Infolge der Anwendung dieser Regulierungsformel ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach § 32 ARegV bestimmten Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.

2. Weitereichen der Netzentgelte

Das Stromnetz in Deutschland untergliedert sich in die Ebene der Übertragung und die der Verteilung. Dabei bilden diese, geographischen Strukturen, ihre lange Lebensdauer, ihre hohen Investitionen und sonstigen Fixkosten wie auch niedrige, variable Kosten und die daraus entstehende Subaddivität der Kostenfunktion, natürliche Monopole. Um die hiermit verbundenen Kosten zu decken, werden von den Netzbetreibern Entgelte erhoben. Diese sind von den Netznutzern zu tragen, indem diese an die Netznutzer weiteghereicht werden.

Das Weiterreichen der Neztzentgelte erfolgt durch eine Wälzung dieser. Hierbei werden diese von dem am jeweils angeschlossenen Netz getragen. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau gewälzt. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budgets verfügbar sind, welcher der Genehmigungspflicht nach § 23 ARegV unterworfen sind. Dies gilt nicht für jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren befinden.

Im Rahmen der Energiewende ändern sich die Anforderungen an das deutsche Stromnetz. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisen, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute durch eine steigende, dezentrale Erzeugung aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung im das Verteilernetz. Dies fuehrt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genuegt, um den ueberschuessigen Strom zu transpotieren.

C. Herausforderungen

Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbei gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomischen Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.

1. Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE

Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem Prinzip der Versorgungssicherheit , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Hiervon ist vor allem die Verteilernetzebene betroffen. Vor diesem Hintergund sollen im Weiteren zunächst die grundlegenden, rechtlichen Normen aufgführt werden. Im Anschluss erfolgt eine nähere Betrachtung des notwendigen Netzausbaus, untetrteilt nach den Ebenen der Übertragung und Verteilung.

a. Rechtliche Grundlagen

Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung. Grundlegende Bestimmungen sind in den §§ 12a ff. EnWG zu finden. Speziell für die Anbindung von Offshore-Windanlagen geklten die §§ 17a ff. EnWG.

Danach bestimmt § 12a EnWG als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. § 12a Abs. 2 EnWG normiert verfahrensrechtliche Einzelheiten für das Verhältnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange. Nach § 12a Abs. 1 S. 2 EnWG sind mindestens drei Entwicklungspfade abzubilden. Diese haben für die nächasten 10 Jahre den Umfang möglicher Entwicklungen im Rahmen der mittel- und langfristien energiepolitischen Ziele der Bundesregierung zu umfassen. Nach § 12a Abs. 2 S. 3 EnWG muss eines der Szenarien die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten zwanzig Jahre darstellen. Hierbei bezieht sich der Terminus der Entwicklung auf die in § 12a Abs. 1 S. 4 EnWG erwähnten Bereiche. § 12a Abs. 1 S. 4 EnWG bestimmt, dass die Betreiber von Übertragungsnetzen angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde zu legen haben und geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur berücksichtigen. Hierbei erstrecken sich die Annahmen sowohl auf die fachlich-geplante Herangehensweise wie auch die Konzentration auf die Bereiche Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur. Utopische Parameter dürfen hierbei keine Berücksichtigung finden.

Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen zu erarbeiten. Haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen erstellt, ist dieser nach § 12a Abs. 2 S. 1 EnWG der Regulierungsbehörde vorzulegen. Als Regulierungsbehörde wird nach § 54 Abs. 1 EnWG die BNetzA zuständig sein. Der Szenariorahmen ist sodann von der BNetzA gem. § 12a abs. 2 S. 2 EnWG auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen und hat der Öffentlichkeit Gelegenheit zur Äußerung einzuräumen. Anschließend genehmigt die BNetzA den Szenariorahmen. Hierbei sind gem. § 12a Abs. 3 EnWG die Resultate der Öffentlichkeitsbeteiligung zu beachten. .

Aktuelle Szenarien im Überblick

Auf dessen Grundlage erstellen die ÜPbertragungsnetzbetreiber jährlich eine gemeinsamen Netzentwicklungsplan. Dieser ist der BNetzA gem.§ 12b Abs. 1 S. 1 EnWG zur Bestätigung vorzulegen. Hierbei sind die inhaltlichen Anforderungen des § 12b Abs. 1 S. 2, 3,4 und des Abs. 2 bei der Erstellung des NEP`s zu beachten. Nach § 12b Abs. 3 EnWG ist der Entwurf auf der Internetseite der Übertragungsnetzbetreiber zu veröffentlichen und die Verteilernetzbetreiber sind verpflichtet, mit den Übertragungsnetzbetreiber in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der notwendig ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzentwicklungsplans zu gewährleisten. Dies gilt insbesondere für die zur Verfügung stellen von erforderlichen Informationen, für die Erstellung des Netzentwicklungsplans. Jene Informationen sind auf Anforderung unverzüglich bereit zu stellen. Hierbei wird dieser von der BNetzA gem. § 12c Abs. 1 S. 1 EnWG geprüft. Gegebnfalls kann diese gem. § 12c Abs. 1 S. 2 EnWG Änderungen des Entwurfs des NEP`s durch die Übertragungsnetzbetreiber fordern. § 12c Abs. 1 S. 3 EnWG enthält ein Mitwirkungspflicht für die Übertragungsnetzbetreiber. § 12c Abs. 2 EnWG bestimmt Anforderungen an die Erstellung des Bundesbdearfsplans nach " 12e EnWG. Erfolgt die erstmalige Bestäötigun des NEP`s, kann bei deessen Fortschreibung die Öffentlichkeitsbeteiligung gem. § 12d EnWG auf die Änderungen begrenzt werden.

Ergänzend zu den Regelungen der §§ 12a ff. EnWG, wurden mit der Novelle 2012, die Vorgaben der §§ 17 a ff. EnWG für den Offshore - Netzentwicklungsplan ins ENWG aufgenommen. Deren Aufnahme war zum einem durch die speziellen Anforderungen an die Planung und Umsetzung der Offshore - Anbindungsleitungen bedingt? Andererseits erfolgte dies aufgrund der Probleme eines Zusammenwirkens von Lokalisierung und Fertigstellung von Offshore-Windparks und zum anderen wegen der Ermöglichung ihres rechtzeitigen Netzanschlusses.

Auch wenn für diesen, die Regelungen der §§ 12b ff. EnWG gem. § 17b Abs. 3 EnWG, § 17c S. 2 EnWG gelten, sind einige Besonderheiten zu erwähnen. Eine erste Besonderheit ergibt sich aus dem Umstand, dass für den Netzentwicklungsplan nach § 12b EnWG nur der Szenariorahmen die Grundlage bildet und der hieraus zu entwickelnde Netzentwicklungsplan die Trassen bzw. Trassenkorridore bestimmt.
Demgegenüber ist beim Offshore-Netzentwicklungsplan, soweit sich dieser auf die ausschließliche Wirtschaftszone bezieht, die Bestimmung der Trassen bzw. Trassenkorridore für die Anbindungsleitungen in die vorher durchzuführende Bundesfachplan Offshore verschoben. Dies ist damit zu begründen, dass der Offshore-Netzentwicklungsplan, im Gegensatz zum Netzentwicklungsplan nach den §§ 12a ff. EnWG nicht auf eine existierende Erzeugungs- und Netzstruktur zurückgreifen kann. Vielmehr konzentriert sich dieser auf den zukünftigen Ausbau der Offshore-Windenergie.
Eine zweite Besonderheit resultiert daraus, dass sich der Gehalt des Plans nicht an das Zufriedenstellen eines vorhandenen Bedarfs knüpft, sondern konzentriert sich auf einen „schrittweisen, bedarfsgerechten sowie wirtschaftlichen Ausbau, § 17b Abs. 1 S. 2 EnWG. Auch hat dieser gem. § 117b Abs. 2 EnWG zugunsten zur Koordinierung mit den Realisierungsfortschritten der Erzeugungsanlagen genauere Angaben zur zeitlichen Abfolge der Maßnahmen sowie geplante Fertigstellungszeitpunkte wie auch verbindliche Termine für den Beginn der Verwirklichung zu enthalten

b. Übertragungsnetz - Anbindung von Offshore-Windanlagen

c. Verteilernetz

aa. Anbindung von Onshore-Windanlagen

bb. Transport bei PV-Strom

2. Eigenerzeugung

3. Dezentrale Einspeisung, insb. vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV

a. Allgemeines

b. Ausnahmen

4. Demografischer Wandel

5. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

6. Freistellung der Erzeuger, § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV

D. Lösungsansätze

Abschließend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich der Herausforderungen verschiedene Lösungsmöglichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer.

1. Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte

2. Reduzierung der Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

3. Beteiligung der Eigenerzeuger

4. Demograrfischer Wandel

5. Einbeziehung der Erzeuger

E. Weiterführende Informationen