Ausgestaltungsfragen bei den Stromnetzen im dezentralen, nationalen und europäischen Stromsystem aus (institutionen-)ökonomischer Sicht

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1 Forschungszentrum Jülich Ausgestaltungsfragen bei den Stromnetzen im dezentralen, nationalen und europäischen Stromsystem aus (institutionen-)ökonomischer Sicht Deutsches Forschungsinstitut für öffentliche Verwaltung Speyer (FÖV) sowie TU Berlin, Fachgebiet Wirtschafts- und Infrastrukturpolitik (WIP) Hinweis: Dieser Vortrag basiert auf gemeinsamen Forschungsarbeiten mit Nils Bieschke, Albert Hoffrichter und weiteren wissenschaftlichen Mitarbeitern von TU Berlin-WIP -1-

2 Agenda 1) Grundlagen zu (Netz-)Infrastrukturen im Allgemeinen und zu Stromnetzen im Speziellen 2) Dezentrale (Verteil-)Netze 3) Zentrales nationales (Übertragungs-)Netz 4) Europäisches (Übertragungs-)Netz / Interkonnektoren 5) Fazit -2-

3 Agenda 1) Grundlagen zu (Netz-)Infrastrukturen im Allgemeinen und zu Stromnetzen im Speziellen 2) Dezentrale (Verteil-)Netze 3) Zentrales nationales (Übertragungs-)Netz 4) Europäisches (Übertragungs-)Netz / Interkonnektoren 5) Fazit -3-

4 Eigenschaften von Infrastrukturen Netz als Bindeglied zwischen Erzeugung und Last Große Synergieeffekte Rationalität für Zentralität Generierung von Optionen / Flexibilität für die Systemausgestaltung und -nutzung auf vor- und nachgelagerten Ebenen und Reduktion von Koordinationsproblemen im Stromsystem Ermöglichung von interregionalem Austausch und Verteilungswirkungen -4-

5 Kostenstrukturen und Refinanzierung (von Engpässen abstrahierend) Kostenstrukturen - Hohe Fixkosten - Keine Grenzkosten Rationalität für gespaltene Tarife / Grundgebühr! Bepreisung (zur Refinanzierung) unabhängig von Nutzung der Infrastruktur verliert an Bedeutung bei geringer Preiselastizität der Nachfrage Fixkostentragung - Welche Akteursgruppen und zu welchen Anteilen? Erzeuger und/oder Abnehmer - Wie Kosten zuordnen? Maximaler Kapazitätsbedarf? Wert der generierten Optionen? Wie ermitteln? Gefahr hoher Transaktionskosten (TAK) durch Konflikte über Kostenallokation! Kostendeckung und Refinanzierung bei (zentralem) Anbieter - Problemlos möglich, wenn entsprechend geringe Preiselastizität der Nachfrage und adäquate Regulierung (Stromnetze vs. Schienennetz) - Auswirkungen der Ausgestaltung des Regulierungsverfahrens auf (Anreizwirkungen, Kapitalkosten etc. und damit die) Kosteneffizienz -5-

6 Kapazitätsallokation (bei Engpässen) und Bepreisung Opportunitätskosten der Kapazitätsnutzung bei Engpässen Preis = Grenzkosten Optimum (im statischen Modell!) Bedeutung von Kapazitätsbändern und Prioritätsregeln für eine (bei Berücksichtigung dynamischer Effekte) effiziente Kapazitätsallokation Absicherung spezifischer Investitionen auf vor- oder nachgelagerten Ebenen durch (sicheren) Zugriff auf Netzkapazitäten -6-

7 Gestaltung eines optimalen Systems Zusammenspiel von Kapazitätswahl und Design des Engpassmanagements Interdependenzen mit Ausgestaltung von vor- und nachgelagerten Märkten Umfangreiches zentrales Wissen erforderlich -7-

8 Agenda 1) Grundlagen zu (Netz-)Infrastrukturen im Allgemeinen und zu Stromnetzen im Speziellen 2) Dezentrale (Verteil-)Netze 3) Zentrales nationales (Übertragungs-)Netz 4) Europäisches (Übertragungs-)Netz / Interkonnektoren 5) Fazit -8-

9 Heterogener Ausbaubedarf und Verteilungswirkungen Unterschiedlicher durch die (zentrale) Energiewende bedingter Netz-Ausbaubedarf infolge des fee (Wind, PV)-Ausbaus in den einzelnen Verteilnetzgebieten Schere bei den Verteilnetzentgelten öffnet sich weiter Einheitliche Netzentgelte sinnvoll? Verteilungs- und Anreizwirkungen - Effizienzvergleich im Rahmen der Anreizregulierung ist nicht ansatzweise ausreichend, um Anreizproblemen bei einheitlichen Netzentgelten entgegenzuwirken - Ggf. sinnvoll: keine einheitlichen Netzentgelte, aber partielle Sozialisierung der Netzentgelte über dem Länderfinanzausgleich ähnliches und dabei möglichst wenige Fehlanreize etablierendes System Exkurs: Durch eine derartige Nivellierung der Netzentgelte würden auch durch 46 EnWG etablierte Anreize zum Rosinenpicken reduziert -9-

10 Engpassmanagement und Ausbauentscheidungen Z.T. größere Veränderungen bei Erzeugung und Last in den Verteilnetzen Engpassmanagement (hier diskutiert mit Bezug zur Nachfrageseite) - Rationalität für Kapazitätsbänder und Prioritätsregeln Z.B. Elektromobilität in Kapazitätsband mit niedriger Priorität - Kapazitätsallokation in Kapazitätsbändern Preissignale für Endkunden oder Vertriebe? TAK bei preislichen Mechanismen könnten in einem sehr schlechten Verhältnis zu deren Vorteil stehen! Gleichzeitigkeitsfaktoren? Lose? Ausbauentscheidungen - Sprungfixe Kosten und Vorteile des Optionen generierenden Ausbaus - Wie Kosten allokieren? - Anreizwirkungen und TAK Engpassmanagement speziell mit Bezug zur Lastseite wohl insbesondere von Bedeutung, um temporäre Engpässe (vor Durchführung von Ausbauten) zu managen -10-

11 Flexible Stromnetze, Lastmanagement und dezentrale Erzeugung Implikationen für die zukünftige (Anreiz-)Regulierung der Verteilnetze -11- Anreizregulierung im SQ ARegV-Regulierung als Variante einer TOTEX-Anreizregulierung Anwendung eines Effizienzvergleichs, womit zentrales (ökonometrisches / statistisches) Methoden-Wissen eingesetzt wird, um dezentral Effizienzanreize zu etablieren Von BNetzA aufgestellte Ansprüche werden zumindest im Hinblick auf langfristige Effizienz in jedem Fall weit verfehlt; eindeutige komparative Beurteilung der ARegV- Regulierung dennoch schwierig Zu erwartende Entwicklungen im Stromsystem Zunehmende dezentrale Erzeugung und dabei Zunahme der Heterogenität zwischen VNB-Gebieten Dezentrales Einspeisemanagement sollte zunehmend genutzt werden (jedoch ggf. vornehmlich, um Investitionszeitpunkte und Art der Investitionsmaßnahmen zeitlich zu optimieren) Umfangreiche Veränderungen auf der Lastseite (E-Mob, Power-to-Heat, Speicher) und dabei auch umfangreiche Zunahme der Heterogenität der Lastsituationen zwischen VNB- Gebieten denkbar Dezentrales Lastmanagement wird ebenfalls zunehmend an Bedeutung erlangen, aber zum Teil deutlich größere Herausforderungen als beim Einspeisemanagement Zukünftige Anreizregulierung? Umfangreiche TOTEX-/Output-Orientierung? Weiterentwicklung Status Quo? Differenzierte Anreizregulierung (inkl. lokale Prüfungen von (Investitions-)Alternativen)?

12 Agenda 1) Grundlagen zu (Netz-)Infrastrukturen im Allgemeinen und zu Stromnetzen im Speziellen 2) Dezentrale (Verteil-)Netze 3) Zentrales nationales (Übertragungs-)Netz 4) Europäisches (Übertragungs-)Netz / Interkonnektoren 5) Fazit -12-

13 Zentrales nationales (Übertragungs-)Netz Implikationen von (internen) Kapazitätsengpässen - Einfluss auf (sinnvolle) Design (Standorte, Technologie) des Kraftwerksparks - Rationalität für Preiszonen bzw. Nodal Pricing steigt an Dann würden Märkte enger und Marktmachtprobleme größer Und Anforderungen an das Design von Kapazitätsinstrumenten würden ansteigen - - Mehr oder weniger umfangreiche Verteilungswirkungen Umso größer die Kapazitäten für europäischen/internationalen Austausch sind, desto gravierender sind die Implikationen interner Engpässe (sofern keine preislichen Mechanismen zum Management der internen Engpässe angewendet werden) Fazit: Kapazitätswahl - Produktionskosten (PK) vs. Transaktionskosten (TAK) - Aus nationaler Perspektive umfangreiche Argumente für Inkaufnahme erhöhter PK zur Reduktion von TAK - Erhebliche Verteilungswirkungen möglich (Bayern vs. Norddeutschland), die erheblich durch die Gestaltung der Schnittstellen zu vor- und nachgelagerten Märkten beeinflusst werden -13-

14 Agenda 1) Grundlagen zu (Netz-)Infrastrukturen im Allgemeinen und zu Stromnetzen im Speziellen 2) Dezentrale (Verteil-)Netze 3) Zentrales nationales (Übertragungs-)Netz 4) Europäisches (Übertragungs-)Netz / Interkonnektoren 5) Fazit -14-

15 Europäisches (Übertragungs-)Netz / Interkonnektoren: Implikationen einer umfangreichen Vernetzung der Stromsysteme und -märkte Positiv: Nutzung von Standortvorteile und Ausgleichseffekte! Aber auch zu beachten: - Erhöhte Gefahr von Free Riding bei der Bereitstellung von Erzeugungskapazität (sofern keine institutionellen Gegenmaßnahmen erfolgen) - Probleme bei internen Engpässen steigen an sofern keine institutionellen und dabei insbesondere preislichen Gegenmaßnahmen ergriffen werden (siehe oben) - Einsatz von Speichern und Arbitrage-Geschäfte nehmen zu, was Systemkosten tendenziell senkt, aber auch mit Verteilungseffekten einhergehen wird, wobei diese durch institutionelle (Gegen-)Maßnahmen beeinflusst bzw. gestaltet werden können PK vs. TAK -15-

16 Agenda 1) Grundlagen zu (Netz-)Infrastrukturen im Allgemeinen und zu Stromnetzen im Speziellen 2) Dezentrale (Verteil-)Netze 3) Zentrales nationales (Übertragungs-)Netz 4) Europäisches (Übertragungs-)Netz / Interkonnektoren 5) Fazit -16-

17 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Kontaktdaten Thorsten Beckers / Tel. Nr ) Hinweis: Derzeit bin ich an der TU Berlin beurlaubt und als Gastforscher am Deutschen Forschungsinstitut für öffentliche Verwaltung Speyer (FÖV) tätig. -17-