Konsultation zur Ausgestaltung des Qualitätselements Netzzuverlässigkeit Strom im Rahmen der Anreizregulierung

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1 Konsultation zur Ausgestaltung des Qualitätselements Netzzuverlässigkeit Strom im Rahmen der Anreizregulierung Referat Anreizregulierung Bonn, Übersicht 1. Bisheriges und weiteres Vorgehen 2. Rechtliche Vorgaben 3. Eckpunkte der Umsetzung der Grundvariante 4. Formelles Prozedere - Festlegungsverfahren 2

2 1. Bisheriges und weiteres Vorgehen 3 1. Bisheriges und weiteres Vorgehen Bisherige Milestones: Beratungsprojekt zur Ausgestaltung des Q-Elements (Netzzuverlässigkeit Strom) mit Consentec/Frontier/FGH 1. Arbeitstreffen mit der Branche: Arbeitstreffen mit der Branche: Austausch mit den Landesregulierungsbehörden Gespräche mit Verbänden und Netzbetreibern 4

3 1. Bisheriges und weiteres Vorgehen Geplantes Vorgehen der BNetzA: Heute: Vorstellung der Eckpunkte der Umsetzung der Grundvariante Q-Element Netzzuverlässigkeit Strom Veröffentlichung der Eckpunkte im Internet Möglichkeit zur schriftlichen Stellungnahme bis Festlegungsverfahren zur Qualitätsregulierung (BK 8) 5 1. Bisheriges und weiteres Vorgehen Gründe für einen Start der Q-Regulierung zum : 19 (2) ARegV: Vorliegen belastbarer Datenreihen ( 52 EnWG) Einführung zur oder im Laufe der 1. Regulierungsperiode Q-Regulierung ist notwendiger Bestandteil der Anreizregulierung Internationale Erfahrungen mit Netzzuverlässigkeit liegen vor Durch Nichtberücksichtigung von Qualitätsaspekten liegt Schwerpunkt allein auf Kosteneffizienz (Nicht-)Investitionen wirken zeitverzögert auf die Versorgungsqualität Branche und Politik fordern Q-Element 6

4 1. Bisheriges und weiteres Vorgehen Keine Berücksichtigung der Netzleistungsfähigkeit: Bisher keine genaue Abgrenzung des Begriffs bzw. der möglichen Kennzahlen Bericht zu Kennzahlen nach 33 (3) ARegV unter Einbeziehung von Wirtschaft, Verbrauchern u. internationaler Erfahrung erforderlich Keine belastbaren Datenreihen vorhanden Keine internationalen Erfahrungen vorhanden Start der Qualitätsregulierung mit Grundvariante Netzzuverlässigkeit Strom Weitere Untersuchungen zur Netzleistungsfähigkeit erforderlich Zukünftige Berücksichtigung der Netzleistungsfähigkeit angestrebt 7 1. Bisheriges und weiteres Vorgehen Grundvariante: Einfach, transparent u. nachvollziehbar Ausbaufähiger, solider Anfang Erweiterungsvariante: Soll den erkannten Bedürfnissen Rechnung tragen, etwa durch Einbeziehung von kurzen Versorgungsunterbrechungen (< 3 Minuten) weiteren Kennzahlen, z.b. nicht gelieferte Energie oder nicht gedeckte Last Durchführung von Kundenumfragen Q-Regulierung als lernendes, sich fortentwickelndes System 8

5 2. Rechtliche Vorgaben 9 2. Rechtliche Vorgaben 4 Abs. 1 ARegV: Effizienzbasierte Erlösobergrenzen Anreize zur Effizienzsteigerung Zusätzliche Renditechance für Netzbetreiber Entlastung der Netzkunden durch niedrigere Netznutzungsentgelte Jedoch: Ausschließliche Fokussierung auf Kostensenkungen Gefahr, dass Kostensenkungen zu Lasten der Versorgungsqualität gehen Startzeitpunkt der Qualitätsregulierung Strom: 1. Januar

6 2. Rechtliche Vorgaben Vorgaben in ARegV bzgl. der Netzzuverlässigkeit: Erlösanpassung durch Bonus-/Malussystem bei Abweichung von Referenzwerten Zulässige Kenngrößen zur Bildung von Referenzwerten: Dauer und Häufigkeit von Versorgungsunterbrechungen u.a. Referenzwerte sind unter Heranziehung von Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet zu ermitteln sind als gewichtete Durchschnittswerte aller NB zu ermitteln hierbei sind gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen Rechtliche Vorgaben Vorgaben in ARegV bzgl. der Netzzuverlässigkeit: Analytische Methoden und/oder Kundenumfragen zur Bestimmung des Wertes einer nicht gelieferten Energiemenge Monetarisierung der Abweichung der Kennzahl vom Referenzwert Qualitätsregulierung Strom muss spätestens zu Beginn der zweiten Regulierungsperiode eingeführt werden, soll aber bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode implementiert werden, soweit hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen 12

7 3. Eckpunkte der Umsetzung der Grundvariante Eckpunkte der Grundvariante Qualitäts-Erlös-Funktion Bonus SAIDI/ASIDI NB2 Qualität SAIDI/ASIDI Ref 100% SAIDI/ASIDI NB1 Malus 14

8 3. Eckpunkte der Grundvariante Die Steigung der Qualitäts-Erlös- Funktion ist höher als die individuellen Grenzkosten einer Maßnahme des NB zur Qualitätsänderung Anreiz zur Qualitätserhöhung Bonus Qualität 100% individuelle Grenzkosten der Maßnahme Qualitäts-Erlös-Funktion (Anreizrate, Qualitätspreis) Malus Eckpunkte der Grundvariante Selbstregulierendes System (1): Kosten-/Nutzenanalyse der Netzbetreiber ausschlaggebend für die Entwicklung des Qualitätsniveaus Keine Vorgabe von Zielwerten bzw. Entwicklungspfaden D.h. Entwicklung des Qualitätsniveaus nicht festgelegt Verschlechterung des Qualitätsniveaus kurz bis mittelfristig unwahrscheinlich, denn Q-Regulierung orientiert sich am derzeitigen Niveau Oftmals bewirken schon kostengünstige Maßnahmen eine Qualitätsverbesserung Veröffentlichungspflicht nach 31 ARegV von Q-Kennzahlen wirkt motivierend auf Netzbetreiber 16

9 3. Eckpunkte der Grundvariante Selbstregulierendes System (2): Malusabschlag für Netzbetreiber mit unterdurchschnittlicher Qualität sachgerecht? Nur durch diese Sanktion funktioniert das Qualitäts- Anreizsystem Falsche Impulse, wenn man schlechte Netzbetreiber durch Boni unterstützen würde: Q-Element würde ad absurdum geführt Eckpunkte der Umsetzung der Grundvariante a) Auswahl einer geeigneten Kennzahl b) Berechnung des Kennzahlenwertes durch NB c) Meldung des Kennzahlenwertes an die BNetzA d) Plausibilisierung durch die BNetzA e) Berechnung der Referenzwerte und der individuellen Abweichungen f) Monetarisierung der Abweichung g) Ggf. Kappung der Erlösauswirkung h) Berechnungsturnus 18

10 a) Auswahl einer geeigneten Kennzahl Eckpunkte der Grundvariante 20 (1) ARegV: Zulässige Kennzahl zur Bewertung der Netzzuverlässigkeit: Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung NS: SAIDI = (Dauer*unterbrochene LV) angeschlossene LV (Dauer*inst. Bemessungsscheinleistung der ausgefallenen NKT und LVT) MS: ASIDI = inst. Bemessungsscheinleistung aller NKT und LVT SAIDI = System Average Interruption Duration Index ASIDI = Average System Interruption Duration Index LV = Letztverbraucher NKT = Netzkuppeltransformatoren LVT = Letztverbrauchertransformatoren 20

11 b) Berechnung des Kennzahlenwertes durch NB Eckpunkte der Grundvariante Datengrundlage: Berichtspflichten der NB an BNetzA nach 52 EnWG bei Versorgungsunterbrechungen Ungeplante Versorgungsunterbrechungen Rückwirkungsstörungen Atmosphärische Einwirkung Einwirkung Dritter Zuständigkeit des NB / Kein erkennbarer Anlass Höhere Gewalt Geplante Versorgungsunterbrechungen Zählerwechsel Sonstiges Meldung von VU > 3 Minuten 22

12 3. Eckpunkte der Grundvariante Qualitätsregulierung: Berechnung des Kennzahlenwertes durch den NB unter Einbezug folgender Versorgungsunterbrechungen: Ungeplante Versorgungsunterbrechungen Rückwirkungsstörungen Atmosphärische Einwirkung Einwirkung Dritter Zuständigkeit des NB / Kein erkennbarer Anlass Höhere Gewalt Geplante Versorgungsunterbrechungen Gewichtung 50% Zählerwechsel Sonstiges HS/HöS: Keine Berücksichtigung in Grundvariante 23 c) Meldung des Kennzahlenwertes an die BNetzA 24

13 3. Eckpunkte der Grundvariante Übermittlung eines Erhebungsbogens an die BNetzA SAIDI/ASIDI 2007 SAIDI/ASIDI 2008 SAIDI/ASIDI NB SAIDI/ASIDI 2009 Jahreshöchstlast 2009 zur Berechnung der geografische Fläche Lastdichte in der MS Anzahl LV Mittelwert über 3 Jahre zur Minimierung stochastischer Schwankungen 25 d) Plausibilisierung durch die BNetzA 26

14 3. Eckpunkte der Grundvariante Plausibilisierung durch Datenabgleich Von den Netzbetreibern über Erhebungsbogen gemeldete Werte In der Vergangenheit gemäß 52 EnWG durch die BNetzA erhobene Werte Nutzung anderer Quellen zur Plausibilisierung Quervergleiche Ggf. Rücksprache mit NB 27 e) Berechnung der Referenzwerte und der individuellen Abweichungen 28

15 3. Eckpunkte der Grundvariante 19 (1) ARegV: Referenzwerte sind unter Heranziehung von Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet zu ermitteln 24 (3) ARegV: NB im vereinfachten Verfahren unterliegen keiner Qualitätsregulierung 20 (2) ARegV: Aus den Kennzahlenwerten sind die Referenzwerte als gewichtete Durchschnittswerte zu ermitteln Gewichtung mit Anzahl der Letztverbraucher in NS und MS Eckpunkte der Grundvariante Eine Über- oder Unterschreitung der gewichteten Durchschnittswerte könnte durch strukturelle Unterschiede begründet sein Strukturelle Unterschiede sind gemäß 20 (2) ARegV bei der Ermittlung der Referenzwerte zu berücksichtigen kann in unternehmerischen Entscheidungen der Vergangenheit begründet sein Bezugnahme auf individuelle historische Werte würde zu windfall profits/losses führen Identifikation geeigneter Strukturparameter für Unterteilung in Strukturklassen problematisch (Verzerrung an Klassengrenzen) 30

16 3. Eckpunkte der Grundvariante Keine Zielvorgaben und Anpassungspfade im Sinne von bindenden Vorgaben für Netzplanung und - betrieb Anreizsystem mit Referenzwerten, die eine Überoder Unterschreitung zulassen (unternehmerisches Kalkül des Netzbetreiber) Eckpunkte der Grundvariante Modelluntersuchungen ergaben funktionalen Zusammenhang zwischen Lastdichte und Versorgungszuverlässigkeit y(x) = a x c + b mit y: Versorgungsunterbrechungen (SAIDI/ASIDI) x: Lastdichte a, b, c: zu bestimmende Konstanten Statistische Untersuchung der Daten nach 52 EnWG für die Jahre MS: Lastdichte bietet den höchsten Erklärungsbeitrag NS: Lastdichte nicht einschlägig Lastdichte soll zur Bestimmung der Referenzwerte herangezogen werden, sofern sich dieser Parameter in den statistischen Analysen mit der finalen Datenbasis als belastbar erweist 32

17 3. Eckpunkte der Grundvariante Niederspannungsebene: SAIDI NBx entspricht dem Mittelwert der Werte SAIDI 2007, SAIDI 2008, SAIDI 2009 SAIDI Ref = (SAIDI NB1 * LV NB1 )+ + (SAIDI NBx * LV NBx ) Summe aller LV SAIDI SAIDI NB1 SAIDI NB1 Mit der Anzahl der Letztverbraucher gewichteter Mittelwert = Referenzwert SAIDI Ref SAIDI NB2 SAIDI NB2 NB Eckpunkte der Grundvariante Mittelspannungsebene: Funktionaler Zusammenhang zwischen dem exogenen Strukturparameter Lastdichte und der Nichtverfügbarkeit (ASIDI) des Netzes Lastdichte = Jahreshöchstlast [kw] geografische Fläche [km 2 ] ASIDI ASIDI NB1 ASIDI NB1 strukturbereinigte Referenzwerte ASIDI NB2 ASIDI NB2 Lastdichte 34

18 3. Eckpunkte der Grundvariante HS/HöS-Ebene unterliegen nicht der Qualitätsregulierung: Es kommt nur selten zu VU auf diesen Spannungsebenen hohe Stochastik Bisher keine einheitliche Definition, welche installierten Leistungen vor dem Hintergrund der üblicherweise vorhandenen Redundanz bei Unterbrechungsausmaß und Bezugsgröße anzusetzen sind Untersuchungen mit erweiterter Datenbasis vonnöten Überlegungen notwendig, inwieweit HS/HöS-Ebene in Zukunft in die Qualitätsregulierung einbezogen werden kann (Netzleistungsfähigkeit?) 35 f) Monetarisierung der Abweichung 36

19 3. Eckpunkte der Grundvariante Niederspannungsebene: Mittelspannungsebene: SAIDI NB1 ASIDI NB1 SAIDI Ref ASIDI Ref SAIDI NB2 ASIDI NB2 Bonus/Malus = (Q Ref Q i ) * Letztverbraucher i * Qualitätspreis in /min/kunde/a Bonus SAIDI/ASIDI NB2 Qualität SAIDI/ASIDI Ref 100% SAIDI/ASIDI NB1 Malus Eckpunkte der Grundvariante Methoden zur Monetarisierung: Probates Mittel: Kundenumfragen (international gebräuchlich), aber bisher in Deutschland nicht durchgeführt, jedoch in der Erweitungsvariante angedacht teuer und bedürfen guter Vor- und Nachbereitung Akzeptanz der Methode? Analytische Methoden in 20 (3) ARegV als gleichrangige Alternative vorgesehen Verwendung eines makroökonomischen Ansatzes in Grundvariante 38

20 3. Eckpunkte der Grundvariante Makroökonomischer Ansatz Vorteil: Geringer Erhebungsaufwand durch Rückgriff auf leicht verfügbare statistische Daten Für jedermann nachvollziehbar Beruht aber auf vereinfachenden Annahmen: Industrie: Wert einer kwh ergibt sich aus dem Verhältnis der Wertschöpfung zum Gesamtstromverbrauch (lineare Produktionsfunktion) Haushaltsbereich: linearer Zusammenhang zwischen dem Wert der Freizeit und dem Stromverbrauch (= jede unterbrochene Stunde entspricht einer Stunde Freizeit) Weitere Annahmen zu Arbeits- und Freizeit, Löhnen, etc Eckpunkte der Grundvariante Makroökonomischer Ansatz: Abschätzung Ausfallkosten im Bereich Industrie / Gewerbe Quelle: Frontier Economics 40

21 3. Eckpunkte der Grundvariante Makroökonomischer Ansatz: Abschätzung Ausfallkosten im Haushaltsbereich Quelle: Frontier Economics Eckpunkte der Grundvariante Mittelwert von Industrie/Gewerbe & Haushaltsbereich 42

22 3. Eckpunkte der Grundvariante Ableitung der Anreizrate: Anreizrate = Schadenskosten (VoLL) * durchschnittliche Last pro Endkunde 43 g) Ggf. Kappung der Erlösauswirkung 44

23 3. Eckpunkte der Grundvariante Kappungsgrenzen notwendig, um die Auswirkungen stochastischer Schwankungen auf Erlöse zu begrenzen Vorschlag der Berater: Gewährleistung der Erlösneutralität durch asymmetrische Kappung BNetzA präferiert symmetrische Kappung, da bei asymmetrischer Kappung Ungleichgewicht entsteht (geringere Bonuszuschläge als Malusabschläge) Kappungsband 2-4% Exakte Festlegung der Kappungsgrenze mit finaler Datenbasis Orientierung am Gebot der Erlösneutralität Bezugsgröße: Erlösobergrenze abzüglich - dauerhaft nicht beeinflussbarer Kosten - Kosten für Hoch- und Höchstspannung Eckpunkte der Grundvariante Kein Totband/Konfidenzband um den Referenzwert, da sonst keine bzw. verminderte Erlöswirkung in diesem Bereich Kappungsgrenze zu hoch und damit zu große Auswirkungen der Q-Regulierung? Kappungsgrenze wird nur in Ausnahmefällen erreicht Fällt ein Netzbetreiber wiederholt in die Kappungsgrenze (Malus), so ist dies kein Effekt der Stochastik, sondern Ergebnis einer verhältnismäßig schlechten Qualität und muss daher zu einem spürbaren Malus führen Erlöswirkung muss spürbar sein, um eine Anreizreizwirkung zu entfalten 46

24 h) Berechnungsturnus Eckpunkte der Grundvariante Berechnungsturnus: Jährliche Berechnung (Empfehlung des Beraters) BNetzA: zu aufwendig für alle Beteiligten Einmalige Berechnung für gesamte Regulierungsperiode: Zeitverzögerte Erlöswirkung von Qualitätsveränderungen und deshalb verminderter Anreiz Überlegung daher: 3-/2-Jahres-Berechnungsrhythmus Q-Periode: 2 Jahre Q-Periode: 3 Jahre Q-Periode: 2 Jahre Q-Periode: 3 Jahre Berechnung Q-Element Berechnung Q-Element Berechnung Q-Element Berechnung Q-Element Berechnung Q-Element 48

25 Übersicht: Eckpunkte Grundvariante 49 Übersicht: Eckpunkte der Grundvariante Eckpunkte Konzeptentwurf BNetzA (1): Kennzahlen: SAIDI/ASIDI Datengrundlage: an BNetzA nach 52 EnWG zu übermittelnde Versorgungsunterbrechungen (VU) für die Jahre Folgende VU fließen in die Kennzahlen SAIDI/ASIDI ein: Atmosphärische Einwirkung Einwirkung Dritter Zuständigkeit des NB / Kein erkennbarer Anlass Geplante VU mit dem Störungsanlass Sonstiges (Gewichtung 50%) Folgende VU fließen nicht in die Kennzahlen SAIDI/ASIDI ein: Rückwirkungsstörungen Höhere Gewalt Zählerwechsel Berücksichtigung von VU > 3 Minuten 50

26 Übersicht: Eckpunkte der Grundvariante Eckpunkte Konzeptentwurf BNetzA (2): Netzbetreiber übermitteln per Erhebungsbogen für NS: SAIDI-Mittelwert aus den Jahren für MS: ASIDI-Mittelwert aus den Jahren weitere Daten (Jahreshöchstlast, Anzahl Letztverbraucher etc.) Berechnung der Referenzwerte: Unter Heranziehung der Netzbetreiber aus gesamten Bundesgebiet Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede 51 Übersicht: Eckpunkte der Grundvariante Eckpunkte Konzeptentwurf BNetzA (3): Monetarisierung: Ermittlung des Wertes einer ausgefallenen kwh durch makroökonomischen Ansatz: 0,18 /min/kunde/a Plausibilisierung durch Metaanalyse und europäische Vergleiche Umsetzung in die Erlösobergrenze: Bonus/Malus = (Q Ref Q i ) * Letztverbraucher i * 0,18 /min/kunde/a Kein Totband/Konfidenzband um den Referenzwert Symmetrische Kappung zwischen 2-4% der Erlösobergrenze abzüglich dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten und Kosten der HS/HöS-Ebene Endgültige Bestimmung der Kappungsgrenze erst mit finalen Daten unter dem Gesichtspunkt der Erlösneutralität 52

27 Übersicht: Eckpunkte der Grundvariante Eckpunkte Konzeptentwurf BNetzA (4): Berechnungsturnus: Bestimmung Q-Element im Wechsel für 3 bzw. 2 Jahre HS/HöS-Ebene unterliegen nicht der Qualitätsregulierung Erweiterungsvariante angestrebt, z.b. durch: Einbezug weiterer Kennzahlen Berücksichtigung von VU < 3 Minuten Durchführung von Kundenumfragen Formelles Prozedere - Festlegungsverfahren 54

28 4. Formelles Prozedere - Festlegungsverfahren Drei Beschlüsse notwendig: 1. Festlegung zur Grundvariante des Q-Elements durch BNetzA und LRegB 2. Festlegung zur Datenabfrage durch die BNetzA BNetzA führt Datenabfrage bei allen NB durch Nur auf diese Weise können den LRegB die Informationen nach 20 (4) ARegV zur Verfügung gestellt werden (Kennzahlenvorgaben etc.) 3. Individuelle Beschlüsse für Q-Element zur Anpassung der Erlösobergrenze durch BNetzA und LRegB 55 Dr. Bodo Herrmann Leiter des Referats Anreizregulierung Bodo.Herrmann@BNetzA.de 56

29 Back up 57 zu: Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede (Auswertung Berichtsjahre ): exogen Untersuchte Parameter, die eine geringere Signifikanz hinsichtlich der Versorgungszuverlässigkeit in der MS-Ebene haben: dezentrale Einspeiseleistung / geografische Fläche (dezkva/km2) dezentrale Einspeisepunkte / geografische Fläche Anzahl Anschlüsse / Jahreshöchstlast (Ans./JHL) Anteil installierter Leistung in Letztverbrauchertransformatoren an installierter Bemessungsscheinleistung (LVAnteil) Untersuchte Parameter, die einen signifikanten Einfluss auf die Versorgungszuverlässigkeit in der MS-Ebene haben: Lastdichte (Jahreshöchstlast / geografische Fläche (JHL/km2)) installierte Bemessungsscheinleistung / geografische Fläche (MVA/km2) Stromkreislänge / geografische Fläche (SKL/km2) Anzahl Ortsnetzstationen MS/NS / geografische Fläche (ONS/km2) Anschlussdichte (Anzahl Anschlüsse / geografische Fläche (Ans./km2)) Stromkreislänge / Jahreshöchstlast (SKL/JHL) Anzahl Ortsnetzstationen MS/NS / Jahreshöchstlast (ONS/JHL) Kabelanteil an Stromkreislänge 58

30 zu: Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede (Auswertung Berichtsjahre ): Kombination mehrerer Parameter (Lastdichte, Anschlussdichte, Kabelanteil) ergibt kein signifikant verbessertes Bestimmtheitsmaß und damit auch keine verbesserte Abbildung der gebietsstrukturellen Unterschiede (Grund: starke Korrelation der Parameter untereinander) Lastdichte höchste Signifikanz und eignet sich besonders aufgrund des exogenen Charakters und aufgrund der analytischen Untersuchungen 59