Anreizregulierung und Smart Grids wie passt das zusammen?

Transkript

1 Anreizregulierung und Smart Grids wie passt das zusammen? Energiewende mit intelligenten Netzen Smart Grids in Baden-Württemberg Fellbach, Dr. Marcus Stronzik (WIK) 0

2 Gliederung 1. Projektüberblick 2. Smart Grids und Anreizregulierung 3. Bestehende Anreize 4. Potenzielle Hemmnisse für Smart Grids 5. Weiterentwicklungsoptionen 6. Fazit 1

3 Projektüberblick Projektüberblick 1 Konzeptionelle Weiterentwicklung des Instruments Regulatorische Innovationszone: Machbarkeit, Konzept und Projektbeispiele 2 Konkretisierung der Inhalte einer Smart Grids-Studie Baden- Württemberg: Was gibt es schon, was ist noch zu tun? 3 Konzeptionelle Weiterentwicklung eines Flexibilitätsfonds: Bewertung, Ausgestaltungsoptionen 4 Anreizregulierung als Smart Grids-Rahmenbedingung Investitions- und Innovationshemmnisse Weiterentwicklungs optionen der Anreizregulierung Kontext Evaluierung ARegV 2

4 Smart Grids und Anreizregulierung Smart Grids: Informations- und regeltechnische Hochrüstung des konventionellen Netzes (Bundesnetzagentur, 2011), Fokus auf Verteilnetz Dämpfung des Netzausbaubedarfs (siehe z.b. BMWi VN-Studie, 2014) Kein Selbstzeck: TOTEX (Smart Grid) < TOTEX (konventionell) Wettbewerb Erlöse marktgetrieben (exogen) Anreiz für effiziente Leistungsbereitstellung Weitergabe eines Teiles von Effizienzgewinnen (EG) an Endverbraucher t0 t t1 Potenzielle Probleme bei der Netzregulierung Zeitverzug zwischen Kostenanfall und Erlöswirksamkeit Anreizverzerrung bzgl. bestimmter Technologien (fehlende Technologieneutralität) Trunkierte Gewinnmöglichkeiten (asymmetrische Verteilung von Chancen und Risiken) EG 3

5 Bestehende Anreize Refinanzierung von Investitionen Rückflüsse aus bestehenden Anlagen durch Kostenprüfung im Basisjahr Erweiterungsfaktor (EF) ( 10 ARegV) - Nachhaltige Veränderung der Versorgungsaufgabe (versorgte Fläche, Anzahl Anschlusspunkte, Jahreshöchstlast und neuerdings auch Anzahl der Einspeisepunkte dezentraler Erzeugungsanlagen) Keine Orientierung an den individuellen Kosten der Netzbetreiber EF berücksichtigt Kostensteigerung in pauschalierter Form - EF als Brückenfunktion innerhalb einer Regulierungsperiode Investitionsmaßnahmen ( 23 ARegV) Refinanzierung von Innovationen Anerkennung entsprechender Kosten im Basisjahr, Einbehaltung innovationsbedingter Kostensenkungen innerhalb Regulierungsperiode Anteilsmäßige Anerkennung bestimmter F&E-Kosten ( 25a AregV) 4

6 Potenzielle Hemmnisse für Smart Grids Zeitverzug zwischen Kostenanfall und Erlöswirksamkeit Zeitverzugsproblematik: t-2 und t-5 -Effekt bei Investitionen (Fotojahr) Zeitverzug 6-18 Monate beim Erweiterungsfaktor Benchmarking: Zeitpunktbezogen vs. zeitverzögerte Wirkung von Smart Grid Maßnahmen Anreizverzerrung (fehelende Technologieneutralität): Tendenzielle Bevorzugung CAPEX-intensiver Investitionsmaßnahmen Smart Grid Maßnahmen oft OPEX-intensiv Höhe der gewährten Verzinsung > Marktzins Unzureichende Abbildung des Outputs von Smart Grid Maßnahmen im Benchmarking und dem Erweiterungsfaktor - Partiell fehelende Exogenität der Benchmarkingparameter (z.b. Leitungslänge) - Unzureichende Treffsicherheit beim Erweiterungsfaktor Investitionsmaßnahmen zielen auf ÜNB und 110KV-Ebene ab, aber 23(6) ARegV Trunkierte Gewinnmöglichkeiten Effizienzgewinne von Smart Grid Maßnahmen sind häufig langfristiger Natur, aber kurz- und mittelfristige Abschöpfung der Effizienzgewinne 5

7 Weiterentwicklungsoptionen I 1. Weiterentwicklung bestehender Instrumente: Erweiterungsfaktor (EF) - Beseitigung Zeitverzug z.b. durch Planwerte - Erhöhung der Treffsicherheit z.b. durch Ausgestaltung als Summand - Aufnahme spezifischer Smart Grid Parameter Effizienzvergleich: Aufnahme expliziter Smart Grid Parameter Verbesserung der Anreize für periodenübergreifende Investitionen z.b. durch Efficiency carry over Höhere Rendite für Smart Grid Investitionen ( Rendite-Adder ) 2. Kapitalkostenabgleich (Schäfer Modell) Jährliche Abbildung der Kapitalkosten (kalk. Abschreibung, kalk. Verzinsung, kalk. Gewerbesteuer) in der EOG Beseitigung Zeitverzug Planangaben für CAPEX mit nachträglichen Ist-Abgleich Abschaffung von Erweiterungsfaktor und Investitionsmaßnahme Sockeleffekt wird abgeschöpft ( IKD Modell) 6

8 Weiterentwicklungsoptionen II 3. Optionsmenüs (Sliding Scales) Einheitlicher Regulierungsrahmen, aber Höhe der Verzinsung und Sicherheit des Kapitalrückflusses können sich individuell unterscheiden Netzbetreiber können sich selbst einstufen: Je größer das Risiko desto größer eine mögliche Rendite Selbstselektion Reduktion von Informationsasymmetrien Beispiel: Vereinfachendes Verfahren beim Effizienzvergleich 4. Yardstick Regulierung Vollständige Exogenität der Kostenbasis durch Bezug der Erlöse zum Branchendurchschnitt (vollständige Abkopplung von den unternehmensindividuellen Kosten) Weitestgehende Wettbewerbsanalogie Lösung des so genannten Ratchet-Effektes, der verzerrte Investitionsanreize zur Folge hat Generell reduzierter Anreiz zur Hebung von Effizienzen Verschiebung notwendiger Investitionen ins Basisjahr Kurze Regulierungsperioden Beispiele: Niederlande und Norwegen 7

9 Fazit und Projektausblick Der Aufbau einer Smart Grid Infrastruktur stellt keinen Selbstzweck dar Berechtigung dazu insbesondere dann gegeben, wenn dadurch langfristige Wohlfahrtsverbesserungen zu erwarten sind (Bsp. Effizientere Umsetzung der Energiewende) Im derzeitigen Regulierungsregime ist bezgl. Smart Grids Investitionen keine wirkliche Technologieneutralität gegeben Unzureichende Anreize für Investitionsmaßnahmen mit langfristigem Nutzen wie Smart Grids Benachteiligung OPEX- intensiver Investitionen wie Smart Grids Fehlende Exogenität der Parameter beim Effizienzvergleich (Bsp. Parameter Leitungslänge) Bevorzugung konventionellen Netzausbaus Es soll keine Bevorzugung von Smart Grid Technologien geben, wohl aber sollen existierende Nachteile ausgeglichen werden 8

10 Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Haben Sie noch weitere Fragen? 9

11 WIK Unabhängiges Forschungs- und Beratungsinstitut, Gründung 1982 Tochtergesellschaft: WIK-Consult Getragen vom BMWi, begleitet durch Vertreter aus Wissenschaft, Wirtschaft und Politik im Aufsichtsrat und in den Wissenschafts- und Wirtschaftsbeiräten Fokus: Regulierung und Wettbewerb in Netzindustrien Kernbereiche: Telekommunikation, Energie (seit 2004), Post und Verkehr Ca. 40 wissenschaftliche Mitarbeiter 10

12 Tätigkeitsbereiche Abteilung Energiemärkte und Energieregulierung Themenschwerpunkte Transformation des Energiesystems Smart Grid, Smart Market und Smart Metering Energieeffizienz Elektromobilität Netzausbau und Finanzierung Speicher Hybridnetze (PtG, PtH) Marktdesign Integration erneuerbarer Energien Kapazitätsmärkte Europäischer Binnenmarkt Regulierungsdesign Anreizregulierung Produktivitäts- und Effizienzmessung Qualität und Versorgungssicherheit Energiemärkte und Energieregulierung Produkte Diskussionspapiere, Studien, Policy Paper Ordnungspolitische Handlungsempfehlungen Unterstützung bei der Geschäftsmodellentwicklung Internationale Vergleichsmarktanalysen Quantitative Analysen (Preisentwicklungen, Benchmarking) Expertenbefragungen, Marktforschungsaktivitäten Workshops, Trainings zu spezifischen Fragestellungen 11

13 Einsparpotenziale durch Smart Grids 12

14 Weiterentwicklungsoptionen der Areg Zwischenergebnisse der Evaluierung der ARegV Generelle Anmerkungen zum Erweiterungsfaktor (EF) Vom EF sollen stärkere Investitions- und Innovationsanreize ausgehen Technologieneutralität Erhöhung Treffsicherheit (Vermeidung von Über- und Unterdeckung) 4 Reformmodelle: ARegV-Reform (1): - Modifizierter EF (Beseitigung Zeitverzug, Erhöhung Treffgenauigkeit z.b. durch Anpassung Schwellenwerte in der Umspannebene, EF als Summand) - Efficiency-Carry-Over (Überperiodige Effizienz- und Investitionsanreize z.b. für intelligenten Netzausbau) Kapitalkostenabgleich (Schäfer Modell) (2) Gesamtkostenabgleich mit Bonus ( 4): Reg.periode 2 J., Planwerte für Neuinvestitionen, Bonus für NB die auf DEA-Frontier liegen) Differenzierte Regulierung ( 3): Investitionsmaßnahmen ( 23 AregV) gelten auch für besonders von der Energiewende betroffene Netzbetreiber 13

15 Über die Vorschläge der BNetzA hinausgehende Handlungsoptionen Herstellung von Technologieneutralität: Derzeit sehr attraktive Verzinsung von CAPEX Adaption einer marktgerechten Verzinsung über Netzentgeltverordnung (NEV) Effizienzvergleich Statischer Charakter: Berücksichtigung der zukünftigen Versorgungsaufgabe anstatt der derzeitigen Link zu Netzausbauplänen, Potenzialatlas Problem: beziehe derzeitige Kosten auf zukünftige Aufgabe Benachteiligung von Smart Grid Investitionen Aufnahme adäquater Smart Grid Parameter Herstellung von Exogenität der Parameter (z.b. Modellnetzlänge in AT) Anreizkompatible Ausgestaltbarkeit von Yardsticking und Optionsmenüs: Yardstick Regulierung: Notwendigkeit der Vereinfachung der NEV, Sliding Scales: tatsächliche Wahlmenüs für Netzbetreiber und keine Vorselektion a la Vereinfachtes Verfahren 14