Ereignisvariable Tarife zur Lastverschiebung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen im Prosumer-Haushalt

Die Voraussetzung für die Nutzung von flexiblen Tarifen wie z. B. einem dynamischen Tarif ist ein intelligentes Messsystem (iMSys, umgangssprachlich Smart Meter), das den Stromverbrauch alle 15 min erfasst und die Werte an die berechtigten Marktteilnehmer überträgt. Gemäß dem „Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“ (GNDEW) müssen in Haushalten mit einem jährlichen Stromverbrauch von mehr als 6000 kWh, Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von mehr als 7 kW oder steuerbaren Verbrauchseinrichtungen verpflichtend intelligente Messsysteme installiert werden. Deutschlandweit sind dies aktuell ca. 5,2 Mio. Pflichteinbaufälle, d. h. ca. 10 % der 52,7 Mio. Zählpunkte (Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt 2023). Die Anzahl der Pflichteinbaufälle wird aber angesichts des hohen Zubaus an Ladeinfrastruktur und Wärmepumpen auf über 15 Mio. bis 2030 prognostiziert (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und Bundesministerium für Wirtschaft und Energie 2021). Es gibt einen verbindlichen Ausbauplan, wonach bis Ende 2028 50 % und bis Ende 2030 95 % der genannten Haushalte mit intelligenten Zählern ausgestattet sein müssen [§ 45 des Messstellenbetriebsgesetz, MsbG]. Aber auch Haushalte mit geringerem Stromverbrauch haben einen Anspruch auf den Einbau eines Smart Meters [§ 34 Abs. 2 MsbG]. Alle Haushalte können ab 01.01.2025 bei ihrem Messstellenbetreiber (i. d. R. der Verteilnetzbetreiber) den Einbau eines Smart Meters innerhalb von 4 Monaten verlangen. Die Preise für ein intelligentes Messsystem die ein Anschlussnutzer mit bis zu 10.000 kWh Jahresverbrauch oder einer EEG-Anlage < 15 kW zu bezahlen hat sind auf 20 €/a gedeckelt und damit nicht teurer als normale Zähler (moderne Messeinrichtung) [§ 30, MsbG]. Intelligente Messsysteme für steuerbare Verbrauchseinrichtungen kosten 50 €/a. Installationskosten fallen für den Anschlussnutzer in keinem Fall an.

Das Smart Meter Gateway (SMGW) mit integriertem Sicherheitsmodul bildet den Kern des iMSys. Mit der im Dezember 2023 vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) verabschiedeten TR 01309‑5 werden Mindestanforderungen an die Kommunikationsadapter des SMGW spezifiziert (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik 2023). Kommunikationsadapter sind logische Einheiten, die eine einheitliche und sichere kommunikative Anbindung an das SMGW unterstützen. Die Anbindung erfolgt über die TLS-Proxy-Funktion. Damit wird ein TLS-Proxy-Kanal von einem Kommunikationspartner im WAN über das SMGW zu einer Komponente im HAN aufgebaut. Vereinfacht ausgedrückt ist durch die TR 01309‑5 ein Mindeststandard definiert, um Steuer- und Tarifsignale sicher und interoperabel von einem Marktpartner im WAN über das SMGW an das HEMS, die Steuerbox oder an steuerbare Verbrauchseinrichtungen zu übertragen. (Ein Überblick zu den Komponenten und zur Signalisierung findet sich in Kapitel 5.).

Im November 2022 wurde der Universalbestellprozess von der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur (BNetzA) (2022) verabschiedet. Der Universalbestellprozess definiert in Verbindung mit den prozessualen Regelwerken wie GPKE und WiM Strom alle relevanten Aspekte der Marktkommunikation wie z. B. Objekte, Datenformate, Prozesse, Konfigurationen, etc. Damit wurden die prozessualen Grundlagen für marktrollenübergreifende Kommunikation geschaffen. Dazu gehört z. B. die Abwicklung von Steuerungshandlungen innerhalb des iMSys zwischen einem Netzbetreiber oder Direktvermarkter (aEMT) und dem Messstellenbetreiber (MSB). Aber auch die Übertragung von Tarifsignalen vom Lieferanten über den MSB an das iMSys sind darin geregelt. Die bisherigen EDIFACT-Datenformate sind für die Übertragung von ad-hoc Steuersignalen nicht geeignet. Daher wird zum 01.04.2024 mit einer standardisierten Web-API ein neues, hochauflösendes Austauschformat zwischen den Marktrollen etabliert (BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft 2023a).

Die im November 2023 veröffentlichten Festlegungen der BNetzA (2023a, b) zum § 14a EnWG legen den Rahmen für die Leistungsreduktion von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen durch den Verteilnetzbetreiber fest. Diese verpflichtende, netzdienliche Steuerung ist unabhängig von der freiwilligen Lastverschiebung basierend auf flexiblen Tarifen und hat immer Vorrang. Der Gesetzgeber definiert vier verschiedene steuerbare Verbrauchseinrichtungen (SteuVE) als sogenannte § 14a-Anlagen, nämlich private Wallboxen, Wärmepumpen, Anlagen zur Kälteerzeugung und Anlagen zur Speicherung von Energie mit einer Nennleistung > 4,2 kW je steuerbare Verbrauchseinrichtung. Für die Steuerung der § 14a-Anlagen gibt es zwei verschiedene Varianten, zwischen denen der Anlagenbetreiber wählen muss. Die erste Variante ist die Einzelsteuerung der SteuVE. Im Falle einer Steuerung über ein iMSys bedeutet das, dass der Steuerbefehl des VNB direkt über die „Controllable Local System“ (CLS) – Schnittstelle des SMGW an das steuerbare Gerät, z. B. eine Wallbox, übertragen und die Leistung reduziert wird. Mit solch einem Eingriff kann die Wirkleistung auf maximal 4,2 kW limitiert werden. (Für Wärmepumpen und Klimaanlagen > 11 kW wurde eine Untergrenze der Leistungslimitierung geschaffen, hier gilt: P_min = P_Nenn × 0,4.).

Die zweite Variante begrenzt den Leistungsmaximalwert am Netzanschlusspunkt (NAP) und bezieht sich hierbei auf die Summe aller SteuVE. Die (intelligente) Verteilung des Gesamtlimits auf die SteuVE obliegt dem HEMS, welches gleichzeitig die nachweisliche Einhaltung des Leistungsmaximalwertes sicherstellt. In diesem Fall, kann die Leistung auf 4,2 kW pro SteuVE abzüglich eines Gleichzeitigkeitsfaktors (GZF) begrenzt werden. Für die grundsätzliche Berechnung (keine SteuVE > 11 kW) gilt: P_min = 4,2 kW + (n_SteuVE − 1) × GZF × 4,2 kW.

Der GZF wurde vorläufig festgelegt und beträgt 0,8–0,45, je nach der Anzahl von SteuVE hinter dem NAP. (Als Referenz: Ein typischer Netzanschluss eines Einfamilienhauses hat 14,5–34 kW.).

Mit diesem Ansatz können mehrere Verbrauchseinrichtungen durch das HEMS miteinander verrechnet werden und so ist z. B. eine höhere Leistungsaufnahme durch den Einsatz einer Photovoltaikanlage möglich. Für die verbindliche Bereitstellung der beschriebenen Flexibilität erhält der Anlagenbetreiber eine Netzentgeltreduzierung (Bundesnetzagentur 2023a). Der Betreiber kann unter zwei verschiedenen Varianten wählen: Eine pauschale Kürzung der Netzentgelte von – je nach Netzgebiet – 110 und 190 € (brutto) pro Jahr. Die zweite Variante ist eine prozentuale Reduzierung des Netzentgelts um 60 %. Technische Voraussetzung hierfür ist ein separater Zählpunkt für die steuerbare Verbrauchseinrichtung. Hat sich der Anlagenbetreiber für die pauschale Netzentgeltreduzierung entschieden, kann er sich ab April 2025 zusätzlich für ein zeitvariables Netzentgelt entscheiden. Der Netzbetreiber legt unterschiedliche Preisstufen innerhalb eines Tages fest, die die typische Auslastung seines Netzes berücksichtigen. In Zeiten mit hoher Netzauslastung ist das Netzentgelt teurer, in Zeiten mit niedriger Auslastung günstiger.

Die Festlegungen zum § 14a EnWG geben für den Prosumer-Haushalt einen großen Anreiz, die Flexibilitäten für die netzorientierte Steuerung über ein HEMS an das SMGW anzubinden. Das dafür installierte HEMS kann dann aber auch für die freiwillige, marktdienliche Lastverschiebung benutzt werden. D. h. durch die verpflichtende, netzorientierte Steuerung wird der Ausbau der Infrastruktur für das automatisierte Steuern basierend auf variablen Tarifen beschleunigt und verstärkt.

Mit dem im Mai 2023 in Kraft getretenem GNDEW sind ab 01.01.2025 alle Stromlieferanten zum Anbieten von dynamischen Stromtarifen an Letztverbraucher mit einem iMSys verpflichtet (Bundesrat 2023). Laut § 3, Abs. 31d des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) müssen dynamische Tarife die Preisschwankungen auf den Spotmärkten (Day-Ahead- und Intraday-Märkte) in deren Abrechnungsintervallen (1 h oder 1/4 h) widerspiegeln. Damit soll ein Anreiz für den Letztverbraucher zu einer Lastverschiebung in erzeugungsstarke und somit günstigere Zeiten gegeben werden. Zusätzlich zum dynamischen Tarif müssen Stromversorger ihren Kunden einen Tarif anbieten, der einen Anreiz zur Energieeinsparung oder zum sparsamen Umgang mit Energie bietet, wenn dies wirtschaftlich und technisch möglich ist. Das EnWG verweist insbesondere auf lastvariable oder zeitvariable Tarife [§ 41a Abs. 2 EnWG].

Die Abrechnung von dynamischen Tarifen erfordert ein viertelstündliches oder stündliches Messintervall (je nach Spotmarkt) entsprechend dem Tarifanwendungsfall 7 (TAF7, Zählerstandsgangmessung) (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik 2021b). Dies zwingt Lieferanten und Messstellenbetreiber ihre IT-Systeme für große Datenmengen zu ertüchtigen. (Ein 15-minütiges Abrechnungsintervall entspricht ca. 35.000 Werten pro Jahr).

Zur Einordnung des aktuellen Standes von dynamischen Tarifen wurde eine Übersicht mit den derzeitig am Markt befindlichen Anbietern angefertigt. Die Identifizierung der Anbieter erfolgte durch eine umfangreiche Internetrecherche mittels Suchmaschinen und Vergleichsportalen. Außerdem wurden anhand des Marktstammdatenregisters der BNetzA alle Stromlieferanten in Städten > 100.000 Einwohner überprüft, ob diese dynamische Stromtarife anbieten. Gemäß § 41a Absatz 2 EnWG müssen Lieferanten, die mehr als 100.000 Letztverbraucher mit Strom beliefern heute schon dynamische Stromlieferverträge nach § 3 Absatz 31d anbieten. Diese Verpflichtung gilt jedoch nur für Verbraucher mit einem verbauten iMSys. Es ist möglich, dass einzelne Lieferanten dynamische Tarife an Bestandskunden anbieten, dieses Tarifangebot jedoch nicht über ihre Webseite publizieren. Diese Anbieter konnten in der Marktübersicht nicht erfasst werden.

Im Rahmen der Marktübersicht wurden 19 Anbieter (Stand November 2023) identifiziert, die dynamische Stromtarife für private Letztverbraucher über Ihre Webseite vermarkten. Für diese Stromlieferanten wurde eine Berechnung des jährlichen Strompreises vorgenommen (Abb. 1):

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Die Berechnung der jährlichen nicht-dynamischen Basiskosten erfolgte auf der Grundlage eines jährlichen Verbrauchs in Höhe von 4000 kWh und gemäß der Preisauskünfte zum Stand 11.11.2023. Die Gesamtkosten wurden aus dem monatlichen oder jährlichen Grundpreis (brutto), dem Arbeitspreis (brutto) und evtl. anfallender monatlicher Kosten gebildet. Mit dem festen Arbeitspreis in Cent/kWh decken die Anbieter die Netznutzungsentgelte, Abgaben, Umlagen und darauf fällige Steuern ab. Der aus dem Börsenpreis bestehende dynamische Preisbestandteil ist in der Berechnung nicht enthalten. Der Kostenvergleich erfolgte für alle Anbieter für das Versorgungsgebiet 10115 Berlin, außer bei den ausschließlich regionalen Versorgern.

Die Marktübersicht hat ergeben, dass die jährlichen Gesamtkosten je nach Anbieter signifikant variieren (793,16–1337,28 €/a)¹. Es konnten drei verschiedene Varianten für die Vertriebsmarge bei dynamischen Tarifen identifiziert werden. Zum einen bepreisen die Anbieter den Tarif über eine (monatliche) Gebühr innerhalb des Grundpreises und zum anderen werden prozentuale (z. B. 3 %) oder absolute (z. B. 2,5 Cent/kWh) Aufschläge auf den Börsenpreis berechnet. Als dritte Variante konnte mit Rabot Charge ein Anbieter ermittelt werden, der eine Gebühr in Höhe von 20 % auf die rechnerische Ersparnis gegenüber dem Grundversorgungstarif berechnet. Innerhalb der Marktübersicht wurde eine Clusterung der Anbieter anhand des Vertriebsverhaltens vorgenommen:

Neben den dynamischen Tarifen gem. EnWG, können die sogenannten variablen Tarife ebenfalls als flexible Tarifform genannt werden. Wie einleitend bereits beschrieben, verfügen variable Tarife über verschiedene Tarifstufen und ein Tarifstufenwechsel kann an verschiedene Parameter geknüpft sein. Das BSI unterscheidet in der Technischen Richtlinie 03109‑1 (Version 1.0.1 von 2019) vier verschiedene Arten von variablen Tarifen, welche gleichzeitig Tarifanwendungsfälle darstellen (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik 2019b).

Die Hochschule Biberach führte im Jahr 2023 Experteninterviews mit 12 Stadtwerken, Energieversorgern und Energiedienstleistern durch². Das Ziel der Studie war es, ein Stimmungsbild zur Umsetzung von dynamischen Tarifen nach EnWG sowie den damit verbundenen Herausforderungen und Marktchancen zu erhalten. Außerdem wurde eine Einschätzung zu flexiblen Tarifen und deren zukünftige Ausgestaltung eingeholt. Im Rahmen der vorliegenden Arbeit werden die Ergebnisse der Experteninterviews anonymisiert und in aggregierter Form wiedergegeben.

In der Zeit ab t0 gilt die Base-Tarifstufe bis zum Zeitpunkt t1. Bei t1 überschreitet der Börsenpreis den vereinbarten Schwellwert und der Kunde wechselt durch das Tarifereignis in die höhere (bzw. teurere) Tarifstufe (Cap). Das Tarifereignis E wird durch den Lieferanten ausgelöst (vgl. Kapitel 5). Der Kunde verbleibt in der Cap-Tarifstufe bis zum Zeitpunkt t2. Bei t2 wird durch das Unterschreiten des Schwellwertes ein erneutes Tarifereignis ausgelöst und somit der Wechsel zurück in die Base-Tarifstufe. Zum Zeitpunkt t3 wird, durch den weiter fallenden Börsenpreis, ein erneutes Tarifereignis für den Wechsel in die niedrigere Tarifstufe (Floor) getriggert. Die Floor-Tarifstufe dauert bis zum Zeitpunkt t5 an. Aufgrund eines erneuten Überschreitens des Schwellenwertes an der Börse gilt von t5–t6 die Base-Tarifstufe. Anschließend gilt aufgrund des fallenden Börsenpreises ab dem Zeitpunkt t6 bis zum Ende des Betrachtungszeitraums (t8) die Floor-Tarifstufe.

Der ereignisabhängige Tarifstufenwechsel innerhalb der TAF5-Systematik ermöglicht die Erweiterung des oben beschriebenen Drei-Stufen-Tarifs beispielsweise um eine „Grünstrom“-Tarifstufe. Die Grünstrom-Tarifstufe bildet z. B. regionale Erzeugungsgegebenheiten ab. Das bedeutet, dass Preiseffekte, die durch eine hohe Erzeugung aus eigenen Anlagen des Lieferanten entstehen, ad hoc an die Letztverbraucher weitergegeben werden können. Gleichzeitig wird für die Kunden ein Anreiz geschaffen, Lasten in diese besonders günstigen Zeiten zu verschieben. Der Lieferant hingegen kann so Anreize schaffen, den Stromverbrauch seiner Kunden zu erhöhen und die Kosten für Ausgleichsenergie bei einer Überproduktion zu senken. Im weiteren Verlauf dieses Beitrages wird der Drei-Stufen-Tarif inkl. der Tarifstufe „Grünstrom“ als „Grünstromtarif“ bezeichnet. Eine mögliche Ausgestaltungsvariante ist in Kapitel 6.6 beschrieben.

Wie in der Abb. 2 dargestellt, erfolgt der Wechsel in die Tarifstufe „Grünstrom“ ebenfalls durch ein Tarifereignis (E_grün), das durch den Lieferanten ausgelöst wird (vgl. Kapitel 5). In diesem Fall überlagert die Grünstrom-Tarifstufe und der damit verbundene Grünstrompreis die anderen Tarifstufen. In dem beispielhaft dargestellten Tagesverlauf wechselt der Kunde zum Zeitpunkt t4 von der Floor-Tarifstufe in die Grünstrom-Tarifstufe. Diese Stufe dauert dann bis zum Zeitpunkt t7 (t5 und t6 entfallen) an. Anschließend wechselt der Kunde durch ein erneutes Tarifereignis (E_grün, t7) in die Floor-Tarifstufe.

In dem beispielhaft dargestellten Drei-Stufen-Tarif stellt die Cap-Tarifstufe den maximalen und die Floor-Tarifstufe den minimalen Preis dar. Diese Information wird durch das SMGW an das HEMS transferiert und eine preisorientierte Steuerung von Verbrauchern (z. B. Wallbox, Wärmepumpe, Batteriespeicher) kann erfolgen. Das HEMS berechnet anhand des am Vortag bereits bekannten Preisverlaufs den optimalen Zeitpunkt für den Betrieb der steuerbaren Verbraucher unter Berücksichtigung der Nutzerpräferenzen und äußeren Faktoren wie z. B. den Heizbedarf oder das Nutzerverhalten beim Laden von Elektrofahrzeugen. Es wird auch – sofern vorhanden – die Eigenerzeugung durch eine PV-Anlage und der Ladezustand des Batteriespeichers berücksichtigt. Mit dem Drei-Stufen-Tarif ist, wie bei einem dynamischen Tarif, die Lastverschiebung in günstige Zeiten und gleichzeitig eine Kostenersparnis für den Letztverbraucher durch die Partizipation am Markt möglich. Jedoch wird beim Drei-Stufen-Tarif das Kostenrisiko minimiert und auch die Komplexität für die Kunden (vgl. Kapitel 3) reduziert. Die reduzierte Komplexität beschreibt in diesem Fall insbesondere die vereinfachte Nachvollziehbarkeit des Strompreises für die Kunden. Der Strompreis ändert sich nicht stündlich, sondern nur wenige Male pro Tag in drei definierten Preisstufen.

Als ein weiterer Vorteil können die verringerten Datenmengen im Vergleich zu einem dynamischen Tarif genannt werden. Die Day-Ahead-Preise werden in drei Tarifstufen gebündelt und entsprechend im intelligenten Messsystem erfasst. Dadurch müssen deutlich weniger Daten transferiert und in den Backend-Systemen verarbeitet werden als bei dynamischen Tarifen mit 24-Stundenwerten (vgl. Kapitel 2).

Das vorgeschlagene Tarifkonzept auf Basis von ereignisvariablen Tarifen (TAF5) ermöglicht auch, dass ein Lieferant kurzfristig auf die Erzeugungsgegebenheiten reagieren bzw. diese an den Kunden weitergeben kann. Im Vergleich zu einem zeitvariablen Tarif (TAF2) können mit der TAF5-Systematik die Preisstufen bzw. Ereignisse einfacher und flexibler verändert werden. (Innerhalb des TAF2 müssen die Umschaltzeitpunkte, also zu welchem Zeitpunkt die Tarifstufe wechselt, jeweils fest im SMGW parametriert werden. Diese können nur durch eine Neuparametrierung geändert werden. (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik 2019a)).

Aus Sicht der Autoren wird diese Tarifausgestaltung, insbesondere bei der Anbindung von regionalen erneuerbaren Erzeugungsanlagen, auf große Akzeptanz bei den Letztverbrauchern stoßen und gleichzeitig ein Differenzierungsmerkmal für den Lieferanten darstellen.

Als Referenz wird der Ein-Tarif herangezogen, der wie folgt definiert ist: Die stündlichen Day-Ahead Market-Clearing-Preise des Jahres 2023 werden gewichtet mit dem Profilwert des H0-Standardlastprofils. Die Berechnung erfolgt anhand folgender Formel:

Hierbei gibt DA_price(t) den Market-Clearing-Preis der Stunde t und H0_value(t) den mittleren Profilwert der Stunde t. Die Standardlastprofile sind auf 1000 kWh normiert. Der so berechnete Energiepreis von 9,916 Cent/kWh führt nach Ergänzung der Vertriebsmarge von 5 %, den Netznutzungsgebühren, Abgaben- und Steueranteil von 14,595 Cent/kWh und der Mehrwertsteuer zu einem Einheitspreis von 29,76 Cent/kWh.

Dieser Tarif basiert auf den stündlich aufgelösten Day-Ahead Market-Clearing-Preisen des Jahres 2023. Der Day-Ahead-Preis wird in jeder Stunde mit denselben Steuern und Umlagen sowie der Marge des Einheitspreises saldiert. Zusätzlich wird die Mehrwertsteuer in Höhe von 19 % addiert.

In Abb. 8 wird das Tarifschema anschaulich präsentiert. Die Darstellung auf der Ordinate umfasst die Uhrzeiten, während die Abszisse die Monate des Jahres abbildet. Die verwendete Farbskala (Colormap) repräsentiert den Endpreis für den Kunden, ausgedrückt in Cent je Kilowattstunde. Diese Farbcodierung und Achsenbeschriftung gelten ebenso für alle nachfolgenden Diagramme ähnlicher Art in dieser Veröffentlichung. Der Day-Ahead-Preis wird neben der Photovoltaik-Erzeugung von verschiedenen Faktoren beeinflusst. Laut dem Fraunhofer ISE-Bericht „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland“ sind die Preise, insbesondere in den Monaten März bis Oktober zur Mittagszeit, tendenziell niedriger, was sich durch die dominierende Photovoltaikerzeugung während dieser Stunden erklären lässt (Wirth 2024). Am Vormittag und in den Abendstunden hingegen steigen die Preise an, was auf Lastspitzen zurückzuführen ist. In den Wintermonaten (November bis Februar) weicht dieses Muster ab. Darüber hinaus können sowohl hohe als auch niedrige Preise zu unterschiedlichen Tageszeiten auftreten, was auf die verstärkte Windenergieerzeugung in diesen Monaten zurückzuführen ist (Agora Energiewende 2024). Es ist zudem anzunehmen, dass der steigende Anteil der erneuerbaren Energien im deutschen Strommix diese Preisstruktur weiter akzentuieren wird. In 2023 war der günstigste Day-Ahead Market-Clearing-Preis bei −500 €/MWh (negativer Preis) und der teuerste Preis bei 524 €/MWh. Addiert man dazu Netznutzungsgebühren, Abgaben, Steuern und Marge, ergibt sich eine Spanne für den Endkundenpreis von −45,11 ct/kWh bis +82,88 ct/kWh.

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Der Drei-Stufen-Tarif basiert auf dem Konzept eines risikofreien Tarifs für den Kunden. Die mittlere Preisstufe, Base, entspricht dem standardisierten Einheitspreis. Die höhere Preisstufe, Cap, wird als der gewichtete Day-Ahead-Einheitspreis zuzüglich eines Aufschlags von zwei Cent definiert. Zu diesem Preis werden zusätzlich Steuern und Abgaben addiert. Die niedrigere Stufe, Floor, ergibt sich durch eine Reduktion des Einheitspreises um zwei Cent plus Steuern und Abgaben.

Der Wechsel zwischen diesen Tarifstufen basiert auf dem Day-Ahead-Preisverlauf des Jahres 2023. Ein Übergang von der Base-zur Cap-Stufe findet statt, sobald der Day-Ahead-Preis das 75 %-Perzentil überschreitet. Der Wechsel von der Base-zur Floor-Stufe erfolgt, wenn der Preisverlauf das 31,02 %-Perzentil unterschreitet. Die Vergleichbarkeit des Drei-Stufen-Tarifs mit dem Ein-Tarif wird dadurch erreicht, dass die Perzentile, welche die Stufenumschaltung auslösen, so gewählt sind, dass ein Kunde mit einem Standardlastprofil H0 und ohne Verschiebemöglichkeit von Lasten bei beiden Tarifen mit identischen Stromkosten rechnen kann. In Abb. 9 wird der Drei-Stufen-Tarif für das Jahr 2023 visualisiert. Diese Darstellung offenbart Parallelen zum dynamischen Tarif, insbesondere in Bezug auf die Phasen hoher und niedriger Preise. Im Vergleich dazu ermöglicht jedoch die Strukturierung in drei feste Stufen, die über das gesamte Jahr in ihrer Höhe konstant bleiben, eine signifikante Reduktion der Komplexität.

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Als eine spezifische Variante des Drei-Stufen-Modells unterscheidet sich der Drei-Stufen-Fix-Step-Tarif dadurch, dass sowohl die Tarifstufen in Cent pro Kilowattstunde als auch die Triggerpunkte, also die Perzentile, die einen Stufenwechsel auslösen, täglich neu festgelegt werden. Dies steht im Kontrast zum Drei-Stufen-Tarif, bei dem die Tarifstufen und Triggerpunkte über längere Zeiträume hinweg konstant bleiben. Der Drei-Stufen-Fix-Step-Tarif repräsentiert einen dynamischen Ansatz in der Tarifgestaltung, der die stündlich aufgelösten Day-Ahead-Preise auf einer täglichen Basis analysiert und in drei Quartilbereiche segmentiert. Im Folgenden ist beschrieben wie die Tarifstufen Floor, Base und Cap festgelegt werden:

Der Drei-Stufen Fix-Step-Tarif nutzt die Variabilität der stündlichen Day-Ahead-Preise und passt die Tarifstufen täglich neu an. Diese dynamische Anpassung ermöglicht eine fein abgestimmte Reaktion auf Marktveränderungen und trägt zu einer effizienten und marktgerechten Preisgestaltung bei, reduziert die Komplexität jedoch auf drei Tarifstufen.

Die Zielfunktion des Modells minimiert die quadratische Abweichung zwischen den ausgewählten Tarifen (Floor, Base und Cap) und den Day-Ahead-Marktpreisen:

In der beschriebenen Zielfunktion sind binäre Entscheidungsvariablen floor_bin(t), base_bin(t) und cap_bin(t) für jede Stunde eines Tages integriert, um festzulegen, welches Preisniveau (Floor, Base oder Cap) wann gilt.

Ein wesentlicher Aspekt des Drei-Stufen-Fix-Step-Tarif ist die Implementierung von Bedingungen, die sicherstellen, dass eine Tarifstufe, einmal ausgewählt, für eine festgelegte Mindestdauer, benannt als „minimum duration tariff level“ (mdtl), unverändert bleibt. Diese Mindestdauer sichert, dass eine einmal ausgewählte Tarifstufe für eine bestimmte Anzahl aufeinanderfolgender Stunden t beibehalten bleibt, was zur Konsistenz und Vorhersehbarkeit in der Tarifgestaltung beiträgt.

Die folgenden drei Formeln auch als Kontinuitätsformeln bezeichnet, die hier beispielhaft für floor_bin aufgeführt sind, gelten analog auch für base_bin und cap_bin. Aus Platzgründen werden sie jedoch nur für floor_bin dargestellt:

Die Anfangsbedingung stellt sicher, dass die bei Beginn eines Tages die gewählte Tarifstufe für mindestens mdtl aufeinanderfolgende Zeitpunkte beibehalten wird.

Die fortlaufende Bedingung gewährleistet, dass, wenn die Preisstufe zu einem Zeitpunkt t gewählt wird und diese zum vorherigen Zeitpunkt t‑1 nicht gewählt war, diese für die folgenden mdtl Zeitpunkte beibehalten wird.

Die Endbedingung sorgt dafür, dass eine gewählte Preisstufe für mindestens die letzten mdtl Zeitstufen des Tages gesetzt ist.

Diese Nebenbedingung gewährleistet das zu jedem Zeitpunkt eine Tarifstufe ausgewählt sein muss.

Die Implementierung des Optimierungsmodels erfolgt durch Iteration über die nach Tagen gruppierten Day-Ahead-Preisdaten, wobei für jeden Tag ein separates Optimierungsproblem gelöst wird. Die Ergebnisse dieser täglichen Optimierungen werden anschließend zusammengeführt, um einen kohärenten Tarif zu erstellen. Zu dem Tarif werden, wie in den anderen Tarifen, die Vertriebsmarge von 5 %, die Umlagen und Steuern von 14,595 Cent/kWh und die Mehrwertsteuer hinzugerechnet.

In Abb. 10 wird der für das Jahr 2023 resultierende Drei-Stufen Fix-Step-Tarif dargestellt. Im Vergleich zum Dynamischen-Tarif zeigt sich eine deutliche Reduzierung der Komplexität, wenngleich diese höher ausfällt als im Drei-Stufen-Tarif. Diese Beobachtung lässt sich primär auf die täglichen Anpassungen der Tarifstufen zurückführen. Ferner wird der signifikante Einfluss von Photovoltaik- und Windenergie auf die Preisgestaltung in Abb. 10 klar ersichtlich.

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Der im Folgenden beschriebene „Drei-Stufen-Tarif-optimiert“ ist eine Variante des Drei-Stufen-Tarifs und basiert auch auf den stündlich aufgelösten Day-Ahead-Preisen des Jahres 2023. Er zielt ebenfalls darauf ab, die Komplexität im Vergleich zu dynamischen Tarifen zu reduzieren. Dieser Tarif zeichnet sich durch seine methodische Herangehensweise aus, bei der die Tarifstufen auf der Grundlage von Optimierungsalgorithmen und nicht, wie im Drei-Stufen-Fix-Step-Tarif, durch festgelegte Quartile bestimmt werden. Diese Vorgehensweise ermöglicht eine adaptivere und präzisere Tarifstrukturierung, die sich eng an den sich wandelnden Marktdynamiken orientiert. Dieser Ansatz ermöglicht eine effizientere und effektivere Preisgestaltung, die sowohl für Energieversorger als auch für Verbraucher von Vorteil sein kann.

Die drei Tarifstufen Floor, Base und Cap werden auch bei dieser Tarifvariation eingeführt. Diese Tarifstufen werden, wie bei dem Drei-Stufen-Fix-Step-Tarif, täglich basierend auf den historischen Day-Ahead-Market-Clearing-Preisen ermittelt. Auch erfolgt die Optimierung, wie bei dem Drei-Stufen-Fix-Step-Tarif, unter Einsatz eines Mixed-Integer-Linear-Programming (MILP)-Modells, das mit einem Solver von Gurobi gelöst wurde.

Das Hauptziel dieser Optimierung ist die Minimierung der gewichteten Summe der quadrierten Distanzen floor_dist(t) zwischen den festgelegten Preisniveaus Floor, Base und Cap und den historischen Day-Ahead-Preisen DA_price(t). Diese Zielfunktion spiegelt das Bestreben wider, die Preisniveaus so nah wie möglich an den tatsächlichen Marktpreisen auszurichten, um eine realistische und marktgerechte Preisgestaltung zu gewährleisten, jedoch die Komplexität auf drei Stufen zu reduzieren.

In gleicher Weise wie im Drei-Stufen-Fix-Step-Tarif tragen im Drei-Stufen-Tarif-optimiert die binären Entscheidungsvariablen floor_bin(t), base_bin(t) und cap_bin(t), in Kombination mit denen in Abschnitt 6.4 erwähnten Kontinuitätsbedingungen, dazu bei, die Einhaltung der Mindestdauer mdtl zu gewährleisten. Aus Gründen der Übersichtlichkeit wird auf eine wiederholte Darstellung dieser Formeln verzichtet.

Die Variablen floor, base und cap repräsentieren die Tarife für die jeweiligen Stufen. Die Distanzvariablen dist_floor(t), dist_base(t) und dist_cap(t) geben die quadratische Differenz der festgelegten Tarife von den Day-Ahead-Preisen an.

Die Tarifstufen werden durch die folgenden Bedingungen begrenzt, die sicherstellen, dass Floor nicht unter dem niedrigsten, Base dem Durchschnitt und Cap nicht über dem höchsten historischen Day-Ahead-Preis eines Tages liegt.

Wie beim Drei-Stufen-Fix-Step-Tarif wird auch beim Drei-Stufen-Tarif-optimiert die Optimierung täglich durchgeführt, indem eine Iteration über die nach Tagen gruppierten Day-Ahead-Preisdaten erfolgt. Die Ergebnisse dieser täglichen Optimierungen werden anschließend zusammengeführt. Hinzu kommt noch die Vertriebsmarge von 5 %, die Umlagen und Steuern von 14,595 Cent/kWh und die Mehrwertsteuer.

Der Drei-Stufen-Tarif-optimiert (vgl. Abb. 11) bietet einen ausgewogenen Ansatz zur Preisfestsetzung, der die Anforderungen des Energiemarktes berücksichtigt und gleichzeitig die Transparenz und Vorhersehbarkeit für die Verbraucher erhöht. Es stellt einen bedeutenden Fortschritt in der dynamischen Preisgestaltung dar und bietet einen vielversprechenden Ansatz für zukünftige Entwicklungen in diesem Bereich.

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Der Grünstromtarif erweitert die bereits dargestellten Drei-Stufen-Tarifschemas um eine innovative Komponente, die flexibel auf die Dynamik des Energiemarktes reagiert. Neben den bereits eingeführten Tarifstufen – Floor, Base und Cap – integriert dieses Modell eine zusätzliche Grünstrom-Tarifstufe. Diese vierte Stufe liegt preislich unter der Floor-Tarifstufe und orientiert sich z. B. am Anteil von erneuerbarer Energie am deutschen Strommix.

Ein wesentliches Merkmal dieses erweiterten Tarifs ist seine Reaktion auf die Ereignisvariabilität im Energiemarkt. Die Grünstrom-Tarifstufe wird in dieser Simulation Ad hoc aktiviert, sobald der Stromverbrauch in Deutschland zu mehr als 90 % aus erneuerbaren Energiequellen (EE) gedeckt wird. Dieser Mechanismus spiegelt das Bestreben wider, nachhaltige Energiequellen zu fördern und die Verbraucher zu incentivieren, ihren Energiekonsum in Zeiten hoher Verfügbarkeit erneuerbarer Energien zu verlagern.

Dieser Ansatz kann potenziell auf alle Drei-Stufen-Tarifmodelle angewendet werden, um eine größere Flexibilität und Marktsensitivität zu erreichen. Die Einführung der Grünstrom-Tarifstufe betont die Bedeutung von Ereignisvariabilität und dynamischer Preisgestaltung in modernen Energiemärkten, die sich zunehmend auf erneuerbare Energien stützen und eine adaptive Reaktion auf schwankende Energiequellen erfordern. Abb. 12 illustriert die Integration des Grünstromtarifs in den Drei-Stufen-Tarif. Es wird deutlich sichtbar, dass die Grünstrom-Tarifstufe häufig mit der Floor-Stufe koinzidiert. Dieser Umstand lässt sich vorrangig darauf zurückführen, dass der Day-Ahead-Strompreis in Zeiten hoher Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen (EE) tendenziell niedriger ausfällt. Diese Korrelation unterstreicht die Effektivität des Grünstromtarifs bei der Förderung von Stromverbrauch in Perioden, in denen erneuerbare Energien einen signifikanten Anteil am Energiemix haben.

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