Zukunft der Dezentralisierung & der Verteilnetze die Sicht der Schweizer Energiepolitik Dr. Aurelio Fetz

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1 Zukunft der Dezentralisierung & der Verteilnetze die Sicht der Schweizer Energiepolitik Dr. Aurelio Fetz, 29. Oktober 2015

2 Inhalt 1. Energiestrategie 2050 und Ausbau dezentraler Energien 2. Herausforderungen im zukünftigen Strommarkt 3. Nutzung der Flexibilitäten und Koordinationsbedarf 4. Koordination der Schnittstelle Netz Markt 5. Laufende Arbeiten zu Flexibilitäten und zur Schnittstelle Netz - Markt 2

3 ES 2050: Wirkung des ersten Massnahmenpakets und Entwicklung des Elektrizitätsangebots TWh (c) Prognos bestehende Wasserkraftwerke neue Wasserkraftwerke bestehende Kernkraftwerke bestehende fossile KW bestehende Bezugsrechte bestehende Erneuerbare* 10 neue fossile WKK neue Erneuerbare* neue Kombikraftwerke neue Kernkraftwerke neue Importe Bruttonachfrage *) gekoppelt und ungekoppelt Elektrizitätsangebot Szenario Politische Massnahmen, Variante C&E Hydrologisches Jahr 3

4 Stromerzeugung der neuen erneuerbaren Energien wird langfristig angegangen Flexibilitäten haben zunehmende Bedeutung für zukünftiges Energiesystem durch den Ausbau der neuen erneuerbaren Energien TWh (c) Prognos AG KVA (50 % EE-Anteil) ARA Deponiegas Biomasse (Holzgas) Biomasse (Holz) Biogas Photovoltaik Windenergie Geothermie 4

5 Herausforderungen im zukünftigen Strommarkt Ausgleich von Angebot und Nachfrage wird im zukünftigen Stromsystem komplexer. Zukünftig besteht ein erhöhter Bedarf an Flexibilitäten durch den Zubau von neuen erneuerbaren Energien für Systembilanzausgleich für Netzengpassmanagement auf Übertragungsnetzebene (Redispatch) für Netzengpassmanagement auf Verteilnetzebene Dies erfordert den vermehrten Einsatz von Flexibilitäten im Stromsystem wie: flexible Stromerzeugung flexibler Verbrauch Speicherung 5

6 Ziele der Nutzbarmachung von Flexibilitäten Wirtschaftlich sinnvolle Nutzbarmachung von Flexibilität Befriedigung aller Flexibilitätsbedürfnisse im Markt; Engpässe im Netz durch Ausbau verhindern Befriedigung Flexibilitätsbedürfnisse nur im Rahmen des bestehenden Netzes Möglichst diskriminierungsfreier Zugriff auf Flexibilität für alle Akteure Schaffung der grundsätzlichen Voraussetzungen für netzdienliche Nutzung von Flexibilitätsoptionen Alternative zum konventionellen Netzausbau 6

7 Problematik an der Schnittstelle Markt - Netz Einsatz von Flexibilität kann Engpass beseitigen, aber auch auslösen oder verstärken Koordinationsbedarf der Flexibilität durch VNB an der Schnittstelle Markt Netz: Rein marktbasierte Koordination kann sicheren und effizienten Netzbetrieb gefährden Netzbetreiber fragt Flexibilität nach, kommt aber nicht ausreichend zum Zuge Marktmacht seitens Flexibilitätsanbieter oder VNB aufgrund mangelnder Entbündelung 7

8 Mögliche Optionen zur verstärkten Nutzung von Flexibilitäten Beispiele für Nutzungskonflikte: Rundsteuerung zur netzdienlichen Nutzung kann Marktakteure einschränken Pooler kann durch marktdienliche Nutzung Netzengpässe oder Fahrplanabweichungen verursachen Marktdienliche Nutzung Direktvermarktung Stärkung des Energy-only-Marktes Netzausbau Netzentgelte Koordinationsbedarf an der Schnittstelle Markt und Netz nötig Regelenergiepooling Stärkung Bilanzgruppentreue Rundsteuerung Einspeisemanagement Systemdienliche Nutzung Netzdienliche Nutzung 8

9 Überlegungen zur Koordination der Schnittstelle Markt - Netz Netzentgeltsystematik Koordinationsmodelle Redispatch im Übertragungsnetz Flexibilitätsmarkt mit Ampelmodell Regeln für Engpassbeseitigung und Engpassbewirtschaftung bei Zugriff auf Flexibilität im Verteilnetz 9

10 Weiterentwicklung des Netznutzungsmodells Empfehlungen der Studie bzgl. Netzdienlichkeit: Weitere regionale Differenzierung der Netzentgelte auf Verteilnetzebene erscheint angesichts der Vielzahl der Verteilnetzbetreiber in der Schweiz nicht sinnvoll Eine stärkere zeitliche Differenzierung der Netzentgelte sollte auf Netznutzer mit Leistungsmessung beschränkt sein und insb. auf Verteilnetzebene zunächst nur optional angeboten werden Beanreizung netzdienlicher Einsatzregimes bei dezentralen Speichern und virtuellen Kraftwerken durch: Netzentgeltbefreiung mit Kopplung an Vorschriften für das Einsatzregime Flexibilitätsdienstleistung G-Komponente: Abwägung zwischen Vorteilen bei Verursachergerechtigkeit und Anreizwirkung mit Modellierungsaufwänden und Wettbewerbseffekten auf Erzeugungsmärkten 10

11 Überlegungen zur Koordination der Schnittstelle Netz - Markt Koordinationsmodelle Flexibilitätsmarkt mit Ampelmodell Gutachten von Ecofys/ swiss economics schlägt Ampelmodell mit 3 Phasen und einer Engpassprognose für VNB vor (DSO Congestion forecast, angelehnt an den bestehenden TSO Congestion forecast) Regeln für Engpassbeseitigung und Engpassbewirtschaftung bei Zugriff auf Flexibilität im Verteilnetz Recht auf Nutzung und Vermarktung von Flexibilität grundsätzlich beim Flexibilitätsanbieter, im Falle von kritischen Netzsituationen soll der VNB jedoch das Recht haben, Flexibilitäten zu beschaffen bzw. einzuschränken 11

12 Ampelmodelllösung für die Schweiz Empfehlungen der Studie: Grundsätzlich kann Aktivierung von Flexibilität durch den VNB eine sinnvolle Alternative zum Netzausbau darstellen, wenn ausreichend (diverse) Flexibilität vorhanden ist, um die absehbare Engpasssituation zu bewältigen Bedarf für ein Ampelmodell in der Schweiz nicht dringend, da sich lokale Netzengpässe v.a. mit dem starken Ausbau dezentraler Energien ergeben Ampelmodell in städtischen Gebieten (lastgeprägt) gegenüber ländlichen Gebieten (einspeisegeprägt) von Vorteil Kosten eines Flexibilitätsmarktes mit Ampelmodell hoch im Vergleich zu Alternativen Eher zu bevorzugen ist ein Koordinationsmodell mit bilateralen Vereinbarungen zwischen Netzbetreiber und Flexibilitätsanbieter (geringere Kosten) 12

13 Laufende Arbeiten zu Flexibilitäten und der Schnittstelle Netz - Markt Fokus bei Revision des Stromversorgungsgesetzes und der ES2050: Marktintegration Erneuerbare (Direktvermarktung, Investitionshilfen, Lenkungssystem) Schnittstelle Markt Netz (VNB): Koordinationsmodelle untersuchen und «Ampel-Modelle» prüfen Pflichten / Rechte bei DSM und Einspeisemanagement Zusammenarbeit ÜNB VNB Integration Speicher Verantwortung Bilanzgruppen stärken Smart Grid Opportunitäten 13

14 Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! 14

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