Dezentrale ENergieSysteme und Aktive Netzbetreiber (DENSAN)

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1 Dezentrale ENergieSysteme und Aktive Netzbetreiber () Uwe Leprich / Dierk Bauknecht 1 Dieses Projekt wurde von den folgenden Unternehmen finanziert: Stadtwerke Aachen AG (STAWAG); Stadtwerke Flensburg GmbH Stadtwerke Jena-Pößneck GmbH; Stadtwerke Karlsruhe GmbH Stadtwerke Leipzig GmbH; MVV Energie AG Mannheim Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH

2 Agenda 1. Leitfragen 2. Zentral und/oder dezentral wo geht es hin? 3. Aktuelle Anreize für Verteilnetzbetreiber 4. Der aktive Verteilnetzbetreiber 5. Ausblick 2

3 Leitfragen Wer sind die Akteure für den Umbau des Stromsystems hin zu einem nachhaltigeren und dezentraleren System im liberalisierten Strommarkt? Welche Rahmenbedingungen benötigen Stromverteilnetzbetreiber (VNB), um ein aktiver Umbauakteur zu werden? Wie kann der VNB dafür motiviert werden? Wie kommt die Betriebswirtschaft zu ihrem Recht? Ist das Unbundling ein Hemmnis, stehen die Gemeindeordnungen dem entgegen? Ohne Beantwortung der Akteursfrage wird es keinen nachhaltigen Umbau geben! 3

4 Quelle: Boston Consulting Group Kraftwerksplanung in Deutschland 2005

5 Drei Stufen der Entwicklung dezentraler Systeme (IEA) Anpassung Dezentrale Erzeugung wird in das bestehende System integriert Netzstruktur bleibt im Prinzip unverändert Beispiel: Virtuelles Regelkraftwerk der SaarEnergie Dezentralisierung Lokale Optimierung von Erzeugung und Verbrauch Verteilnetzbetreiber übernehmen zunehmend Kontroll- und Steuerungsfunktionen Neue Netzphilosophie (z.b. Inselbildung) Beispiel: Dänemark Verbreitung Microgrids und Power Parks sind Standbein der Versorgung, sie greifen nur in Notfällen auf das übergeordnete Netz zurück Verteilebene als Koordination zwischen den einzelnen Netzen, aber keine Kontrollfunktion 5

6 Dezentralisierung in Dänemark 6

7 Von der Nische zur Systemintegration Mit zunehmendem Anteil kann dezentrale Erzeugung nicht mehr in einer Nische betrieben werden: Paradigmenwechsel auf der Erzeugerseite: Von priority dispatch / rein betriebswirtschaftlicher Fahrweise aus der Anlagenperspektive zur Integration in das Gesamtsystem Paradigmenwechsel auf der Netzseite: Verteilnetz kein passiver Anhang des Transportnetzes mehr dezentrale Optionen werden als aktive Elemente integriert 7

8 Einige zentrale Punkte bisheriger Projekte Alle Projekte stoßen mehr oder weniger stark an energiewirtschaftliche und institutionelle Grenzen (Edison, KonWerl, Dinar, Dispower) Technische Möglichkeit für Steuerung und Vernetzung im Prinzip vorhanden Umstritten jedoch, ob sich die Vernetzung kleiner Anlagen lohnt und inwiefern mit einer Kostensenkung bei IKT zu rechnen ist (Edison) Dezentrale Anlagen können höheren Beitrag zu Systemdienstleistungen erbringen. Umstritten, inwieweit sie selbst davon profitieren Lastseite spielt in den Projekten bislang nur eine untergeordnete Rolle 8

9 Aktuelle Anreize für Verteilnetzbetreiber 9

10 Anreize im Rahmen der freiwilligen Verbände-Vereinbarungen Anreiz Investitionsabstinenz (CAPEX) Betriebskostensenkungen (OPEX) Quersubventionierung Mengenmaximierung Erschwerung von Eigenversorgung oder Versorgung durch Dritte Stärke des Anreizes sehr stark stark sehr stark stark stark 10

11 Dokumentation von Investitionsabstinenz Netzinvestitionen in Deutschland 11 Jahr Quelle: VIK 2005

12 Anreize durch Strommarktliberalisierung Veränderung durch Interessenentflechtung der Wertschöpfungsstufen Abtrennung der Handels-/Einkaufsstufe vom Netzbetrieb keine Unterscheidung zwischen unternehmenseigenen oder externen Anlagen durch den Netzbetreiber Kosten- und Rationalisierungsdruck auf das Netz Tendenz zur zustandsorientierten Wartung der Netze Tendenz zur spartenübergreifenden Zusammenfassung der Netze 12

13 Anreize durch VNNE VV II -> 18 Strom-NEV: VNNE zwar sachgerecht, aber: Kurzfristig keine eingesparten Kosten beim Netzbetreiber Vermiedene Kosten bei VNB können niedriger sein als VNNE Insgesamt unter gegebenen Rahmenbedingungen in den meisten Fällen keine Anreize für VNB, dass Netznutzung vermieden wird Weiterentwicklung zu einem Instrument der Systemoptimierung zwischen Netzinvestitionen und dezentralen Optionen wünschenswert 13

14 Anreize durch EEG und KWK-G Transaktionskosten Abwicklung der durch EEG und KWK-G festgelegten Geld- und Stromflüsse Zusätzliches Personal und Kosten Netzausbaukosten Können bei der Ermittlung des Netznutzungsentgelts in Ansatz gebracht werden aber: Anreize der Netzbetreiber gegen zusätzliche Kosten Profilwälzung Wälzung des Einspeiseprofils kein Problem für den VNB Lieferung eines Grundlastbandes durch ÜNB kann zu Opportunitätskosten auf der Vertriebsseite führen 14

15 Anreize durch neue Strom-NEV Beispiel: Netzlast > maximale Anschlussleistung dezentrale Anlagen speisen ständig ein Vergütung für dezentrale Anlagen, die über VNNE hinausgeht, ist in Strom-NEV nicht vorgesehen Aufstockung der Netzanschlusskapazität vermutlich unproblematisch => Kosten werden anerkannt Verteilnetzbetreiber hat Anreiz, den bequemen Weg der Aufstockung zu gehen dezentrale Anlagen u. U. nicht wirtschaftlich zu betreiben 15

16 Der aktive Verteilnetzbetreiber 16

17 Prämissen Stärkere Dezentralisierung der Erzeugung als Ziel der Energiepolitik Dezentral erzeugter Strom muss von den Netzbetreibern abgenommen werden; Beibehaltung politischer Funktionen der Netzbetreiber wie im EEG und KWKG Entgelt für dezentrale Einspeisung im Rechtsrahmen festgeschrieben (Strom-NEV); die Frage der Kostenvermeidung dezentraler Einspeisung ist damit politisch geklärt 17

18 Ordnungspolitisches Selbstverständnis Überall dort, wo vor- und nachgelagerte Teilmärkte wettbewerblich organisierbar sind und dritte Akteure zum Zug kommen können, fungiert der VNB als fördernder Koordinator oder market maker (z.b. durch Ausschreibungsverfahren für Regelenergie). Bildlich gesprochen ist der Netzbetreiber der Manager der Stromautobahn, ohne die es keinen Verkehr geben würde, er nimmt aber keinen Einfluss auf die Art der (Motor-)Fahrzeuge, die sich auf der Autobahn bewegen, noch trifft er die Entscheidungen, wer an welchen Stellen einen Service für die Autobahnnutzer anbietet. 18

19 Handlungsfelder (1) Dezentrale Einspeisung durch Dritte: Klärung des Netzzugangs nach KWKG und der Messung Ermittlung des volkswirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunktes von EEG-und KWK-Anlagen mit dem Netz Informationsbereitstellung zur Optimierung der VNNE Sicherung vorgelagerter Netzreserve 19

20 Handlungsfelder (2) Dezentrale Anlagen der Netzbetreiber: Marktorientierte Beschaffung von Verlustenergie für Netzbetreiber mit über Kunden Netzbetreiber unter Kunden müssen keinen Wirtschaftlichkeitsnachweis eigener Erzeugung erbringen eigene KWK-Anlagen und Spitzenlastaggregate sinnvoll Anlagenoptimierung wie bei Anlagen Dritter Einbeziehung in ein aktives Netzlastmanagement 20

21 Handlungsfelder (3) 21 Dezentrale Eigenerzeugungsanlagen: Netzzugang und Messung Klärung der vorzuhaltenden Kapazität Leistungskomponente VNNE nur mit registrierender Messung der Erzeugung Optimierung NNE Minimierung NNE durch Netzlastregelung des Einspeisers Generierung von VNNE in energiewirtschaftlicher Zusammenarbeit mit dem Netzbetreiber durch Aufschaltung der Netzlast (Kaskade) Netzreserve des Anschlussnetzes Effekte Optimale Verbrauchsnähe der Erzeugung Reservekapazität als Funktion der Anzahl unabhängiger Eigenerzeugungen Anpassung der langfristigen Netzkonfiguration Netzanschlusskapazität wandelt sich in Netzreservekapazität

22 Handlungsfelder (4) Aktive Stromverbraucher: Mengeneinsparung Effizienzprogramme Negawatt-Auktionen Leistungsverschiebung Lastabwurfschaltungen zur Optimierung der NNE Generierung von VNNE in energiewirtschaftlicher Zusammenarbeit mit dem Netzbetreiber durch Aufschaltung der Netzlast (Kaskade) 22

23 Das virtuelle Netzlastkraftwerk Netzlastkraftwerk M M ~ ~ R R R Einspeiser Eigenerzeuger Aktive Verbraucher ~ M R 23 Stromerzeuger Stromverbraucher Messung und Regelkreis

24 Handlungsfelder (5) Dezentrale Effizienz: Optimiertes Zusammenspiel aller Einzelmaßnahmen des Netzlastmanagements im virtuellen Netzlastkraftwerk Ziel dezentraler Effizienz ist die Verminderung zentral vorzuhaltender Versorgungssysteme Verminderung der Verteilverluste durch Absenken der Netzbelastungen Dezentrale Effizienz schafft Netzkapazität Dezentrale Effizienz wird nur "erzeugt", wenn sie in den Strukturmerkmalen der Netze Berücksichtigung findet 24

25 Ausgestaltung der Rahmenbedingungen 25

26 Erwünschte allgemeine Regulierungsanreize 1. Anreize zur Effizienzsteigerung im Hinblick auf die beeinflussbaren Kosten 2. Anreize zur Aufrechterhaltung eines definierten Standards an Versorgungsqualität 3. Anreize zur Steigerung der Servicequalität gegenüber allen Netznutzern (Endkunden, Anlagenbetreiber, Drittversorger) 4. Neutralisierung des Mengenanreizes 5. Anreize zur Optimierung der künftigen Netzinvestitionen unter volkswirtschaftlichen Aspekten ( Systemoptimierung ) 26

27 Künftige Festlegung der Netznutzungsentgelte Ermittlung einer akzeptierbaren Kostenbasis (OPEX / CAPEX) 4 11 Strom- NEV Ermittlung der Startwerte auf korr. Kostenbasis plus Netzentgelte vorgelagerter NB und staatliche Belastungen Strom- NEV evtl. Korrektur der Kostenbasis durch Effizienzvergleich 21,3 u. 21a,5 EnWG Strom- NEV Anpassung der Startwerte während des Regulierungszyklus ( Entwicklungspfad ) 21a EnWG 27

28 Ansätze bei der Ermittlung der Kostenbasis / OPEX Bei der Prognose der Betriebskosten ist abzusichern, dass die absehbaren Kosten, die durch die Erschließung dezentraler Optionen künftig anfallen, als Kostenart explizit berücksichtigt werden. Möglicherweise können hier Kennziffern entwickelt werden, die einen Bezug zwischen der dezentralen Option und ihren durchschnittlich verursachten Kosten für den Netzbetreiber herstellen. Vergütungen, die Netzbetreiber an dezentrale Anlagenbetreiber auf Grund einer dauerhaften Minderung der Netzlast zahlen, sind ebenfalls als Bestandteil der Betriebskosten anzuerkennen. Im Hinblick auf die Abdeckung der Netzverluste ist zu prüfen, ob diese für alle Netzbetreiber grundsätzlich durch dezentrale Anlagen ausgeglichen und über ein wettbewerbliches Ausschreibungsverfahren für alle dezentralen Anbieter akquiriert werden könnten. 28

29 Ansätze bei der Ermittlung der Kostenbasis / CAPEX Netzbetreiber werden zur Alternativenkalkulation im Sinne des 14 Abs. 2 verpflichtet. Falls Alternativen zu Netzinvestitionen zu geringeren Gesamtkosten führen, werden nur Kosten bis zu dieser Höhe anerkannt. Alternativ dazu ist die Vorgabe eines Investitionsbudgets zu prüfen. 29

30 Ansätze beim Effizienzvergleich Begründete und nachgewiesene Betriebskosten, die mit der Erschließung dezentraler Optionen anfallen, sollten beim Effizienzvergleich vor die Klammer gezogen werden. Ein Effizienzvergleich ohne Qualitätsvergleich ist unzureichend, da niedrige Kosten/Erlöse/Entgelte noch nichts darüber aussagen, ob Versorgungsqualität und Service den Anforderungen genügen. An dieser Stelle wäre es wichtig, neben den üblichen Qualitätskennziffern auch solche mit einzubeziehen, die etwas über die dezentrale Effizienz der einbezogenen dezentralen Optionen aussagen. Mögliche Kennziffern wären hier: - Anteil der dezentralen Optionen an der Deckung der Netzhöchstlasten (Einspeiser) - Anteil der Netzreservekapazitäten im Verhältnis zu den Netzhöchstlasten (Einspeiser und Eigenerzeuger) - Entwicklung der Vollbenutzungstunden der Netzentnahmen (Eigenerzeuger und Nachfrageseite) Je nach Gewichtung dieser oder anderer Kennziffern würde eine Abweichung der Netznutzungsentgelte um einen bestimmten Prozentsatz nach oben toleriert. 30

31 Ansätze bei der Festlegung des Entwicklungspfades Die nicht vorhergesehenen Kosten in Verbindung mit der Erschließung dezentraler Optionen sind rückwirkend durch einen jährlichen Ausgleichsfaktor in der Anpassungsformel für die Netzentgelte zu berücksichtigen. Zur Neutralisierung des Mengenanreizes bedarf es einer periodenübergreifenden Mengensaldierung, bei der der jeweilige preisbewertete Mengensaldo entweder jährlich oder im nächsten Regulierungszyklus im Rahmen der Startwertfestlegung berücksichtigt wird. 31

32 Positive Anreize Qualitätskennziffern, die etwas über die dezentrale Effizienz der einbezogenen dezentralen Optionen im Netzgebiet aussagen, werden beim Effizienzvergleich dergestalt berücksichtigt, dass eine gute Qualität eine Abweichung der Netzentgelte nach oben rechtfertigt. Belohnungen / Sanktionen für die Erfüllung/ Nichterfüllung von Qualitätszielen im Hinblick auf die Erschießung dezentraler Optionen sollten unmittelbar in den Z-Faktor der festzulegenden Anpassungsformel einfließen. 32

33 33 Ausblick

34 Weiterführende inhaltliche Anknüpfungspunkte Entwicklung von aussagekräftigen Qualitätskennziffern zur Beurteilung dezentraler Effizienz von Netzbetreibern Zusammenhang von dezentraler Effizienz und Umwelt-/ Klimaschutz Bereitstellung von Systemdienstleistungen durch den VNB / Zusammenarbeit mit dem ÜNB Praxistest Innovationszone: modellhafter regulatorischer Umgang mit den Ansätzen eines aktiven Netzbetreibers 34

35 Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Institut für ZukunftsEnergieSysteme Altenkesselerstr Saarbrücken Tel Fax