Energienetze 2020 Was kostet die (smarte) Welt?

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1 Energienetze 2020 Was kostet die (smarte) Welt? Dr.-Ing. Joachim Nissen RWE Deutschland SEITE 1

2 Agenda Weshalb? Neue Herausforderungen Wie viel? Mehrkosten sind unvermeidlich Weniger? Smart Grids begrenzen Kostenanstieg Wem nützt es? Perspektiven für neue Entgelte RWE Deutschland SEITE 2

3 Dezentrale volatile Einspeisungen und E-Mobility erhöhen die Anforderungen an Stromverteilnetze > Stetige Zunahme dezentraler Einspeisung: Umstrukturierungs- und Verstärkungsmaßnahmen sowohl in der Anschlussebene als auch in vorgelagerten Netzebenen erforderlich. Rückgang von wälzungsrelevanten Mengen hat Anstieg der spezifischen Netzentgelte zur Folge. > Zunahme der Volatilität der Einspeisung sowie von E-Mobility: Erhöhung der Koordination von Netz, Verbraucher/Einspeisungen und Speichern notwendig. Höhere Gleichzeitigkeit auch konventioneller Verbraucher. RWE Deutschland SEITE 3

4 Die regenerative Einspeisung nimmt stark zu: volatil und überwiegend dezentral Biomasse Fotovoltaik Windenergie onshore Windenergie offshore Wasserkraft GW Energiekonzept * GW BMU-Leitszenario Ist-Werte Prognose-Werte Ist-Werte Prognose-Werte * basierend auf dem Referenzszenario. RWE Deutschland SEITE 4

5 Netzaufgabe im Wandel: Beispiel Niederspannung Heute Morgen 10 kv 0,4 kv 10 kv 0,4 kv > Zukünftig unterschiedliche Einspeiser angeschlossen. ~ PVA ~ PVA ~ PVA ~ µkwk ~ BZ ~ PVA G4V > Der Kunde tritt als Verbraucher und Erzeuger und ggf. sogar als Speicherbetreiber auf. > Erzeuger liefern mehr als ihren Eigenbedarf, die Lastflussrichtung verändert sich. Verbraucher Einspeisung PVA: Photovoltaikanlage, BZ: Brennstoffzelle, µkwk: Mikro KWK, G4V: Elektrofahrzeug RWE Deutschland SEITE 5

6 Netzaufgabe im Wandel: Innovationen rund um die Netznutzung e-energy Marktplatz der Zukunft MUC Smart Meter Smart Grids Erzeugung Virtuelles Kraftwerk Handel Transportnetze Stromverteilungsnetze Gasverteilungsnetze Transit Smart Home IKT Speicher e-mobility MUC = Multi Utility Communication IKT = Informations- und Kommunikationstechnik Verbrauch RWE Deutschland SEITE 6

8 BDEW-Verteilnetzstudie zum durch PV und Wind bedingten Netzausbau abgeschlossen > Ziel: Abschätzung des Investitionsvolumens in Verteilungsnetzen infolge des bis 2020 zu erwartenden Zubaus an installierter Wind- und Photovoltaikleistung. > Basis: Szenarien für den Ausbau Fotovoltaik und Wind (Onshore) im Jahr 2020: Energiekonzept der Bundesregierung: PV: 33,3 GW und Wind: 33,3 GW. BMU-Leitszenario 2010: PV: 51,8 GW und Wind: 35,8 GW. > Vorgehen: Netzebenenscharfe Ermittlung des Ausbaubedarfes nach Regionen. Anwendung konventioneller Technik und Planungsgrundsätze. Durchgeführt von E-Bridge, BET und IAEW. RWE Deutschland SEITE 8

9 BDEW-Verteilnetzstudie Definition von Modellnetzregionen Modellnetzregionen Netzausbaubedarf Monetäre Bewertung Einordnung Fläche Küste sehr stark windgeprägt 1 Nordost windgeprägt 2 Mitte gemischt geprägt 3 Süd PV geprägt 4 Städtisch 5 > Während der Norden und Osten stärker durch Wind geprägt ist, ist der Süden maßgeblich durch Photovoltaik geprägt. > Ermittlung der Verbrauchs- und Strukturdaten der Modellnetzregionen durch Zuordnung und Aggregation realer Netze. > Ableitung der entsprechenden Parameter für Modellnetzuntersuchung (in Niederspannung Ansatz über Erweiterungsfaktor). RWE Deutschland SEITE 9

10 BDEW-Verteilnetzstudie Beschreibung der Modellnetzregionen Modellnetzregionen Netzausbaubedarf Monetäre Bewertung Einordnung Parameter Küste Nordost Mitte Süd Stadt Total Netzlänge je Region (HS, MS, NS) 25 % 16 % 27 % 15 % 17 % km NS-Kunden 17 % 14 % 29 % 9 % 31 % 48,2 Mio. Inst. Windleistung % 12 % 23 % 1 % 1 % MW Inst. PV-Leistung % 7 % 44 % 31 % 4 % MW Inst. Windleistung 2009/ P Max 0,99 0,28 0,16 0,03 0,02 Inst. PV-Leistung 2009/ P Max 0,11 0,07 0,15 0,39 0,03 Zuwachs inst. Windleistung * 29 % 29 % 29 % 29 % 29 % Zuwachs inst. PV- Leistung * 260 % 260 % 218 % 200 % 260 % * basierend auf dem Energiekonzept. RWE Deutschland SEITE 10

11 BDEW-Verteilnetzstudie: Netzausbau 2020 Energiekonzept und BMU-Leitszenario Modellnetzregionen Netzausbaubedarf Monetäre Bewertung Einordnung Netzausbaubedarf in % Küste Nordost Mitte Süd Total MS/NS MS HS/MS HS NS Energiekonzept km BMU-Leitszenario km Energiekonzept MVA BMU-Leitszenario MVA Energiekonzept km BMU-Leitszenario km Energiekonzept MVA BMU-Leitszenario MVA Energiekonzept km BMU-Leitszenario km RWE Deutschland SEITE 11

12 BDEW-Verteilnetzstudie Erhebliche Investitionen erforderlich, die... Modellnetzregionen Netzausbaubedarf Monetäre Bewertung Einordnung HS 0,1 0,1 HS/MS 0,3 1,5 MS 2,7-4,4 7,0-11,2 MS/NS 1,4 2,5 NS 5,5-6,9 9,4-11, Mrd. BMU-Leitszenario Mrd. Energiekonzept Mrd. RWE Deutschland SEITE 12

13 ...bessere Kapitalrenditen erfordern: Steuern und Zeitversatz fressen den Zins auf Modellnetzregionen Netzausbaubedarf Monetäre Bewertung Einordnung 10,00% 9,00% 8,00% 7,00% 9,29% 7,82% > Reale Renditen ergebnisoffen überprüfen. 6,00% 5,00% 4,00% 3,00% 5,25% 4,08% 4,70% > Totalbetrachtung unter Berücksichtigung Zeitverzug etc. 4,10% 2,00% 1,00% 0,00% EK-Zins vor KSt EK-Zins nach KSt mit Zeitverzug 3 a mit Zeitverzug 5 a > Gleichbehandlung von TSO und DSO: Auch DSO leisten wichtigen Beitrag zur Nachhaltigkeit. Kapitalrenditen sind für konkrete Investitionsentscheidungen relevant. Darüber hinaus müssen Netze insgesamt eine angemessene Verzinsung in Relation zum regulatorischen Risiko generieren. RWE Deutschland SEITE 13

14 EEG relativiert die Kosten des Netzausbaus: Angemessene Netzrendite ist möglich Modellnetzregionen Netzausbaubedarf Monetäre Bewertung Einordnung Stromnetzentgelte Deutschland 18,0-20,0 Ausbau 3600 km (dena II) Kosten TSO Smart-Meter Kosten EEG-Ausbau 2020 Kosten Verteilnetz EEG-Fördervolumen 2011 netto 0,9 2,0-4,0 1,2 bzw. 2,4 Energiekonzept bzw. BMU-Leitszenario 12,4 12, Mrd./a Voraussetzung für die erforderlichen Investitionen ist eine angemessene kapitalmarktorientierte Rendite, die heute nicht gewährleistet ist. RWE Deutschland SEITE 14

16 Smart Grids führen neue Herausforderungen und neue verfügbare Technologien zusammen Integration EE Volatile dezentrale Erzeugung Smart Meter weitere Herausforderungen Flexible Nachfragesteuerung Ausbau e-mobility Ausbau dezentraler Speicher Smart Grids Leistungsfähigere Steuerungs-IKT Innovative Betriebsmittel Neue Netzkonzepte neue Technologien RWE Deutschland SEITE 16

17 Optimales Gesamtsystem erfordert Begrenzung der Netzkosten durch Steuerung des Netzzuganges > Eine uneingeschränkte Bereitstellung der erforderlichen Netzkapazität würde insbesondere in ländlichen Stromverteilungsnetzen in bestimmten Situationen zu sehr hohen Netzkosten führen. > Vor diesem Hintergrund sollte die Möglichkeit bestehen, dezentrale Erzeugung und bestimmte Verbraucher insbesondere e-mobility-ladesäulen, Wärme, Kälte, industrielle Prozesse und Speicher in klar umrissenen Umfängen zu steuern. Ziel ist es, statt einer maximalen eine optimale Netzkapazität zur Verfügung zu stellen. Voraussetzung für die Transformation der heutigen Verteilungsnetze in Smart Grids ist eine Investitionsrendite, die auch die mit Technologiesprüngen verbundenen technischen und regulatorischen Risiken berücksichtigt. RWE Deutschland SEITE 17

18 Bei bestimmten Netznutzern erhebliches Potential für intelligente Steuerung > Eine intelligente Steuerung insbesondere dezentraler Einspeisung kann in erheblichem Umfang Netzkosten vermeiden: Bei nur geringen Verlusten an eingespeister Arbeit. > Eine Steuerung von e-mobility- Ladeinfrastruktur ist unvermeidlich: 2 x 44 kw je Ladesäule. > Bei Wärmestrom ist eine Steuerung bereits heute Praxis. Summenhäufigkeit der Einspeisung 100 % 75 % 50 % 25 % 0 % 1,5 % der erzeugten Energie 0 % 25 % 50 % 75 % 100 % Windleistung RWE Deutschland SEITE 18

19 Zwischenfazit: Smart Grids können Kosten begrenzen, es gibt aber auch kostenerhöhende Effekte > Smart Grids können den Netzausbau intelligent begrenzen durch Einsatz neuer Betriebsmittel und Netzkonzepte. Einspeise- und Verbrauchssteuerung des Netzbetreibers. > Aber auch gegenläufige Effekte: Wenn Verbraucher über den Markt (Smart Market) gesteuert werden, wird sich die Gleichzeitigkeit und damit der Netzausbaubedarf erhöhen. > Nicht berücksichtigt in der Analyse: Kosten der Integration dezentraler Erzeugung, die nicht Windenergie oder Photovoltaik ist insbesondere Biomasse und BHKW. Integration von e-mobility insbesondere in Städten. Mehrbedarf wegen Systemdienstleistungen und eventuell Speichern. > Erhebliche Kosten der Smart Meter dürfen nicht vernachlässigt werden. Insgesamt dürften die genannten Kosten für den Netzausbau realistisch abgeschätzt sein. RWE Deutschland SEITE 19

21 Netzentgeltsystematik in Smart Grids: Fokus auf leistungsorientierte Entgelte Zwei Entwicklungstendenzen Alle Netznutzer SLP GP 1 AP 2 GP = Grundpreis AP = Arbeitspreis LP = Leistungspreis RLM LP 1 AP 1 > Smart Grids erfordern Leistungsverstetigung. > Dezentrale Erzeugung nimmt zu: weniger übertragene Arbeit, mehr Reservefunktion des Netzes 2 > Smart Meter ermöglichen Leistungsmessungen: tendenziell Abkehr von GP-Modellen. e-mobility, Wärme, Kälte, Speicher, Einspeiser Zwei Alternativen für Netzentgelte zu Steuerungszwecken: > Sonderentgelte mit Nutzungseinschränkungen (z.b. heute bei Nachtstromspeichern) oder > Zeitvariable Netzentgelte (z.b. HT/NT). RWE Deutschland SEITE 21

22 Vermiedene Netzentgelte weiterentwickeln > Heute bei Netzentgelten von ca Mrd./a vermiedene Entgelte: ca. 250 Mio./a für planbare Einspeiser, ca. 400 Mio./a für volatile EEG-Anlagen. Ziele > Fokussierung von vermiedenen Netzentgelten auf kostenentlastende Einspeiser. > Damit Gewährleistung einer verursachungsgerechten Kostenzuordnung auf die entsprechenden Netznutzer. Maßnahme > Differenzierung nach Volatilität der Einspeisung: Begrenzung vermiedener Netzentgelte auf planbare Erzeugung. RWE Deutschland SEITE 22

23 Kostenwälzung im Grundsatz nicht verändern Ziele Maßnahmen > Vertikal werden Kosten von vorgelagerten auf nachgelagerte Netzbetreiber gewälzt. > Horizontale Wälzung entlastet besonders belastete Netze (heute Offshoreanbindungen). > Stärkere Leistungsorientierung zu überprüfen. > Systemdienstleistungen sind Bestandteil der Netzkosten. > Anpassung vermiedener Netzentgelte bewirkt sachgerechte Neuverteilung über den EEG-Ausgleich. > Horizontale Kostenwälzung nur sehr schwer umsetzbar. > Weitere Nivellierung der Netzentgelte (Bundesratsinitiative von BY/TH) verschärft einseitige Belastung. Vertikal Horizontal RWE Deutschland SEITE 23

24 Horizontale Wälzung: Regionen unterschiedlich betroffen NRW ist Hauptnettozahler RWE Deutschland SEITE 24

25 Fazit: Netzentgeltsystematik ist zukunftsfähig Gezielte Anpassungen sinnvoll > Die um 2000 vor dem Hintergrund der Liberalisierung entwickelte Netzentgeltsystematik erweist sich als erstaunlich robust: > Dennoch gezielte Anpassungen sinnvoll: Verstärkte Leistungsorientierung der Netzentgelte. Differenzierung der vermiedenen Netzentgelte nach der Volatilität der Einspeisung. Kontinuierliche Überprüfung von Sonderentgelten. > Weitergehender horizontaler Ausgleich würde bestehende ungleiche Belastungen verschärfen. RWE Deutschland SEITE 25

26 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit und lassen Sie uns gemeinsam Bei Fragen stehe ich Ihnen gerne zur Verfügung Dr.-Ing. Joachim Nissen RWE Deutschland AG Leiter Netzwirtschaft Kruppstraße Essen RWE Deutschland SEITE 26