Qualitätsregulierung: Digitalisierung wird Pflichtaufgabe

Bonn (energate) - Die Bundesnetzagentur hat die künftige Qualitätsregulierung für Stromverteilnetze neu geordnet und eine Festlegung veröffentlicht. Zentraler Unterschied zur bisherigen Praxis: Neben die Netzzuverlässigkeit tritt die Netzleistungsfähigkeit als zweite Säule der Qualitätsregulierung. Deren Bausteine sind Energiewendekompetenz und Digitalisierung. Damit setzt die Bundesnetzagentur den bereits im Festlegungsentwurf eingeschlagenen Weg fort.

Die Festlegung gilt ausschließlich für Strom. Die Große Beschlusskammer begründet den Ausschluss von Gas damit, dass Versorgungsunterbrechungen dort selten, aber langwierig seien und belastbare Kennzahlen fehlten. Zudem sei offen, in welchem Umfang Gasnetze im Zuge der Wärmewende überhaupt erhalten blieben.

Neue Säulen: Energiewendekompetenz und Digitalisierung

Die Energiewendekompetenz wird künftig über vier Kennzahlen erfasst: erstens den Anteil realisierter Netzanschlüsse für erneuerbare Erzeugungsanlagen sowie zweitens für Verbrauchseinrichtungen und Speicher wie Wärmepumpen, Ladepunkte oder Elektrolyseure. In beiden Fällen wird das Verhältnis zu den qualifizierten Anschlussbegehren gemessen. Dazu kommt jeweils die Dauer bis zur Inbetriebnahme als dritte und vierte Kennzahl. Bewusst ausgeschlossen bleibt dagegen die Häufigkeit von Redispatch-Abregelungen als Indikator. Die Bundesnetzagentur argumentiert, dass diese bereits Teil der Effizienzmessung seien und sich zusätzlich mangels Vergleichbarkeit als ungeeignet erwiesen.

Die Digitalisierung wird als eigenständiger dritter Bestandteil neben der Zuverlässigkeit und der Energiewendekompetenz eingeführt. Zwar erzeuge sie selbst keinen unmittelbar messbaren Output, gelte aber als Voraussetzung für die Energiewende. Bewertet wird sie über ein mehrstufiges Indexsystem aus Spannungsebenen-, Dimensions- und Gesamtindex in den Bereichen Smart Grids, digitale Prozesse, Datenmanagement und Kundenmanagement.

Aus der Branche kam umgehend Kritik an der neuen Methodik zur Netzleistungsfähigkeit. Zwar befürwortet der BDEW grundsätzlich, die Transformationsleistung sichtbar zu machen. Die Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung Kerstin Andreae warnt jedoch davor, dass die Kennzahlen zur Energiewendekompetenz stark von externen Faktoren abhängen, die Netzbetreiber gar nicht in der Hand hätten - wie Extremwetterereignissen. Der Verband bezweifelt daher, ob sich diese Quoten fair für eine individuelle Leistungsbewertung eignen.

Bewährte Methodik bei der Zuverlässigkeit

Bei der Netzzuverlässigkeit, gemessen am SAIDI-Wert in der Nieder- und dem ASIDI-Wert in der Mittelspannung, hält die Beschlusskammer an der etablierten Methodik grundsätzlich fest. Das entspricht der mehrheitlichen Erwartung aus der Konsultation; unter anderem hatten der BDEW und die hessische Landesregulierungsbehörde dafür plädiert. Neu ist lediglich ein 50-Jahres-Kriterium: Klimatische oder seismologische Ereignisse gelten künftig nur noch dann als höhere Gewalt und bleiben bei der Kennzahl unberücksichtigt, wenn sie statistisch nur einmal in 50 Jahren auftreten. Damit reagiert die Bundesnetzagentur auf häufigere Extremwetterereignisse.

Auch der Monetarisierungsfaktor, der die Zahlungsbereitschaft der Kunden für mehr oder weniger Zuverlässigkeit abbildet, wird weiterhin über eine makroökonomische Analyse ermittelt. Die Kappungsgrenze für die Erlösauswirkung bleibt bei zwei bis vier Prozent. Ebenfalls unverändert: Kleinstnetzbetreiber und Unternehmen im vereinfachten Verfahren, rund drei Viertel aller Verteilnetzbetreiber, bleiben von der Zuverlässigkeitsregulierung ausgenommen.

Neuregelungen auch für kleine Netzbetreiber

Für Netzbetreiber heißt das zunächst vor allem: Berichtspflicht statt Bonus. Beide neuen Kennzahlenblöcke werden ab sofort jährlich erhoben und veröffentlicht. Eine Monetarisierung ist jedoch einer separaten, künftigen Festlegung vorbehalten. Anders als bei der Netzzuverlässigkeit gilt für Energiewendekompetenz und Digitalisierung zudem eine einheitliche Regel für alle Netzbetreiber unabhängig von der Größe. Die Kammer begründet das damit, dass die beobachteten Anstrengungen der Unternehmen "höchst unterschiedlich" ausfielen und Monopolunternehmen grundsätzlich wenig Eigenanreiz zur Leistungsverbesserung hätten.

Dass die Bundesnetzagentur finanzielle Anreize für die Energiewendekompetenz vorerst ausklammert und auf ein reines Transparenz-Register setzt, hat eine klare Vorgeschichte. Wie energate bereits mehrfach berichtete, zeigte sich schon in ersten Abfragen, dass viele, gerade kleinere Netzbetreiber, einfache Daten ad hoc gar nicht liefern können. Enersis-Geschäftsführer Thomas Koller wies im energate-Interview kürzlich darauf hin, dass die Schätzquoten bei neuen Datenpunkten teils bei 55 Prozent lägen. Ein erster Index von E-Bridge Consulting lag deutschlandweit bei nur knapp 25 Prozent. Solange Datenqualität und Digitalisierungsgrad derart ausbaufähig sind, wäre eine scharfe finanzielle Anreizung verfrüht, so die BNetzA.

Aus- und Weiterbildungskosten als Streitfall

Umstritten war innerhalb des Konsultationsprozesses die Frage, ob die Aus- und Weiterbildung des Personals als eigenes Qualitätsmerkmal gelten soll. Die Gewerkschaft Verdi und der Verband DVGW forderten dies, da die Digitalisierung und der Netzbetrieb immer mehr Qualifikation erforderten - allerdings ausdrücklich ohne mögliche Strafabzüge (Malus) zulasten der Belegschaft. Eon und die Thüga-Gruppe hielten dagegen: Weiterbildungskosten gehörten generell nicht in ein Bonus-Malus-System. Sie sollten vielmehr als dauerhaft anerkannte Kosten behandelt und aus dem allgemeinen Effizienzvergleich herausgehalten werden. Die Beschlusskammer hat in dieser Frage noch keine Entscheidung getroffen und das Thema vertagt. Für 2026 fehle noch eine belastbare Methode zur Datenerhebung. Die Behörde stellt jedoch einen baldigen Dialog mit der Branche in Aussicht.

Wo die BNetzA der Branche entgegenkommt - und wo nicht

Entgegengekommen ist die Bonner Behörde der Branche beim Zeitpunkt der finanziellen Wirkung: Sowohl bei der Netzzuverlässigkeit, die erst ab 2029 wieder erlöswirksam wird, als auch bei der komplett neuen Netzleistungsfähigkeit, die vorerst nur gemessen, aber nicht beanreizt wird, wählt die Behörde ein gestuftes statt eines abrupten Vorgehens. Der dadurch entstehende zusätzliche Aufwand für die Unternehmen sei durch die Anknüpfung an ohnehin vorhandene Daten und den Verzicht auf unmittelbare ökonomische Konsequenzen "auf ein sehr moderates Maß begrenzt", heißt es in der Begründung.

Unter anderem 1Komma5Grad und die Denkfabrik Regulatory Assistance Project (RAP) hatten während der Konsultation den Vorschlag eingebracht, Netzauslastung und Lastspitzenmanagement als eigene Indikatoren einzuführen. Die Große Beschlusskammer bewertet dies aber zurückhaltend. Sie verweist zum einen darauf, dass Netzbetreiber die für Redispatch-Auswertungen nötigen Daten derzeit nicht liefern könnten. Zum anderen sieht sie in diesem "schwedischen Ansatz" strukturelle Fehlanreize gegen den Ausbau erneuerbarer Energien.

Hart bleibt die Beschlusskammer auch gegenüber dem BDEW. Dieser hatte gefordert, "angemessene Rahmenbedingungen" für Investitionen zu schaffen, statt neue Regulierungsinstrumente einzuführen. Die Beschlusskammer weist das als falsche Alternative zurück: Neue Instrumente seien kein Gegensatz, sondern Voraussetzung für die Erreichung der Energiewendeziele. Ebenso unverändert bleibt der Ausschluss einer eigenen Dimension Netzservicequalität, die im Eckpunktepapier noch zur Diskussion stand. Dies begründet die BNetzA damit, dass es weiterhin an klar abgrenzbaren, objektiven Kriterien und einer ausreichenden Datenbasis fehle. /rh

Die 253-seitige Festlegung können Sie hier herunterladen.