Ausbaubedarf für die Netze Wo liegen die Herausforderungen im Verteilnetz

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1 Ausbaubedarf für die Netze Wo liegen die Herausforderungen im Verteilnetz netconomica Mai 2012 Eric Ahlers

2 2010: 103 TWh Ausbau Erneuerbarer Energien Netzintegration hauptsächlich in den Verteilnetzen Bruttostromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in TWh Quellen: Istzahlen bis 2010: BMU, Zeitreihen zur Entwicklung Erneuerbarer Energien, Juli 2011 Prognosen bis 2030: ewi/gws/prognos, Energieszenarien 2011 für BMWi, Juli 2011 andere erneuerbare Biomasse Geothermie Photovoltaik Wind Offshore Wind Onshore Wasserkraft Seite 2

3 Wie verändern sich die Verteilnetze? Andreas Kuhlmann Seite 3

4 Vergleich von zukünftigen Herausforderungen in Mittel- und Niederspannungsnetzen im städtischen und ländlichen Bereich Kriterien Netzstrukturen: Verkabelungsgrad / Vermaschungsgrad Leistungsreserven Spannungshaltung bei der Einspeisung erneuerbarer Energien ländliches Verteilnetz mittel / gering mittel herausfordernd städtisches Verteilnetz hoch / hoch mittel derzeit kein Problem, zukünftig?? Perspektiven städtisches Verteilnetz Leistungsverstärkungen in bestimmten Netzbereichen Erneuerbare Energien (PV, Wind): Installationsgrad / Zuwachs Verhältnis von Erzeugung / Verbrauch Speicherung hoch / stetig wachsend temporär >> 1 gering (Biomasse) gering / gering (PV) bisher << 1 heute nicht existent Steigerung des Automations- und Interaktivitätsgrads, Aufbau von Speichersystemen Mobilitätsbedarf: Zuwachs (nicht nur e-mobility) CO 2 -Bilanz Elektrifizierungsgrad (PKW, öffentliche Verkehrssysteme) eher gering mittel bis günstig sehr gering ansteigend zunehmend ungünstiger gering Aufbau von Ladeinfrastruktur, effiziente und intelligente Transportmittel Energiemanagement in Gebäuden: Status Zukünftiger Bedarf Verhältnis von Erzeugung / Verbrauch gering leicht steigend gering bis mittel gering stark steigend Ziel ist 1 (Null-Energiehaus) Demand Side Management, intelligente Netzsteuerung Quelle: RWE Deutschland AG

5 Wie verändern sich die Gas-Verteilnetze? Bei der Umsetzung des Energiekonzeptes muss dem klimaschonenden Erdgaseinsatz ausreichend Beachtung geschenkt werden! 5

6 Die Verteilnetze werden Smart? Ein Smart Grid ist ein Energienetzwerk, das das Verbrauchs- und Einspeise- Verhalten aller Marktteilnehmer, die mit ihm verbunden sind, integriert. Es sichert ein ökonomisch effizientes, nachhaltiges Versorgungssystem mit niedrigen Verlusten und hoher Verfügbarkeit. Andreas Kuhlmann Seite 6

7 Wo entstehen Smart Grids schon heute? Technische Komponenten Seite 7

8 BDEW-ZVEI-Analyse Smart Grids in Deutschland 3 Handlungsfelder / 8 Komponenten: I. Informationssituation verbessern Sensorik im Netz II. Verteilnetz-Automatisierung Regelbare Ortsnetztransformatoren Steuerbare, blindleistungsfähige Wechselrichter Kommunikations- und Dateninfrastruktur Netzleittechnik III. Systemorientierte Ein- und Ausspeisung Regelbare Photovoltaik- und Windenergie- Anlagen Wärmepumpen-Anlagen Mini- / Mikro-Kraft-Wärme- Kopplungsanlagen Andreas Kuhlmann Seite 8

9 Netzinvestitionen in Mio. Die Investitionen in die Stromnetze steigen weiter an! Investitionen der Stromnetzbetreiber lt. BNetzA-Monitoringbericht Erhalt/Erneuerung VNB Neubau/Ausbau/Erweiterung VNB Erhalt/Erneuerung ÜNB Neubau/Ausbau/Erweiterung ÜNB Seite 9

10 Regulierung setzt auf Effizienz: Netzentgelte Strom seit 2006 gesunken Quelle: BNetzA-Energiekennzahlen Seite 10

11 Netzentgelte sanken auch 2011 Zusammensetzung des Strompreises für Haushaltskunden ,48 4,66 2,58 5,26 2,81 5,47 2,91 3,71 5,18 5,68 5,79 6, ,49 5,9 7,19 8,36 8,1 8,41 5 7,3 6,34 5,92 5,8 5,81 5, Netzentgelt Energiebeschaffung und Vertrieb (inkl. Marge) Steuern Abgaben Eigene Darstellung, Daten aus BNetzA-Monitoringbericht Seite 11

12 BDEW-Verteilnetzstudie: Keine überzogene Schätzung des Ausbaubedarfs bis 2020 BDEW- Verteilnetzstudie Energieszenarien BMU-Leitszenario 2010 Erwartungen der Länder lt. dena ÜNB- Szenariorahmen (BNetzAgenehmigt) Install. Leistung PV Wind Onshore 33,3 GW 33,3 GW 51,8 GW 35,8 GW 47,0 GW 68,5 GW Szenario A/B/C GW GW Netzausbaubedarf Stromverteilnetz km (+11,5%) km (+22,4%)?? Kosten Mrd. Euro Mrd. Euro incl. Umspannung ohne Ersatz plus Mehrkosten 110-kV-Erdkabel plus Mehrkosten 110-kV-Erdkabel?? Seite 12

13 Quelle: BNetzA-Energiekennzahlen 2010 Energiewende vs. Anreizregulierung Regulierung setzt auf Kosteneffizienz Netzaus- und -umbau ist Schlüssel zur Energiewende Netzentgelte Netzentgelte sind deutlich gesunken Anteil am Strompreis z.zt. bei etwa 25% Netzausbaubedarf: Übertragungsnetz bis 2020: km Verteilnetz bis 2020: bis km Investitionskosten ÜNB / VNB: 23 bis 56 Mrd. Euro Die politischen Regulierungsvorgaben aus 2005 stehen im Widerspruch zu den energiepolitischen Zielen Die erfolgreiche Energiewende setzt eine Anpassung der politischen Vorgaben für die Regulierung voraus Seite 13

14 Kapitalgeber (Kommunen/Markt) Wenn es sich lohnt, zu investieren, gibt es keinen Finanzierungsengpass. Kapital Netzbetreiber Kapital Investition in Netzanlagen und resultierende Netzkosten/-entgelte Kapital Kapital Verzinsung Diskussionsfelder Lohnt es sich zu investieren? (Rendite, Zeitverzug) Finanzierungsbedarf (Ausbaubedarf) Ursache und Wirkung dürfen nicht verwechselt werden Investitionen benötigen Wirtschaftlichkeit und Finanzierung Seite 14

15 Wagniszuschlag inkl. Investitionszuschlag (%) Wagniszuschlag für deutsche Verteilnetze unterhalb fast aller EU-Wagniszuschläge 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,6 3,6 3,6 Wagniszuschläge für Investitionen in Verteilnetze 7,2 7,3 6,9 6,0 6,0 6,1 5,6 4,8 4,9 4,7 4,5 4,6 4,6 4,4 4,4 4,1 4,0 3,4 3,4 3,7 4,7 5,1 EU-Wagniszuschläge auf vergleichbar gemachten Daten berechnet β Wagniszuschlag = verschulde t Marktrisikoprämie 3,0 2,0 1,0 0,0 GER 3,0 N.V. GER DEN FRA BEL FIN GBR LUX NED POR IRL AUT ITA EU15 Alle Beta-Werte konsistent auf 40% EK-Quote angepasst Wagniszuschlag inklusive Investitionszuschlag in Italien (ITA), Portugal (POR) und Österreich (AUT) Strom Gas 15

16 Zeitverzug frisst Rendite Strom Gas 5-Jahres-Erlösobergrenze berücksichtigt Kostensituation im Basisjahr. Investitionen in Stromnetze von 2007 bis 2011 fließen in Erlösobergrenze der 2. Regulierungsperiode ( ) ein. Zeitverzug 3 bis 7 Jahre! Ballwieser 2008: Erreichbare Rendite sinkt auf bis zu 4,1 %. Hauptursache: Zeitverzug! ,29 4, Seite 16

17 Zeitverzug ist heilbar! Im europäischen Ausland wurden erfolgreich Lösungsansätze zur Behebung des methodenbedingten Zeitverzugs implementiert. (z.b. Österreich: Investitionsfaktor) Nur in Deutschland + 2 weiteren Ländern ist Zeitverzug ( CAPEX time shift problem ) ungelöst. Overview of Countries where the CAPEX time shift has/has not been solved Quelle: Eurelectric, Regulation for Smart Grids", Feb 2011, Seite Seite 17

18 Erweiterungsfaktor in der Praxis Erweiterungsfaktor für Änderungen der Versorgungsaufgabe während Regulierungsperiode bei VNB. Parameter wie Fläche, Anzahl Anschlusspunkte, Jahreshöchstlast und Anzahl Einspeisepunkte dezentraler Erzeugungsanlagen maßgeblich für Berechnung. Anwendung von Schwellenwerten und Erheblichkeitsgrenzen. Kein direkter Bezug zu Kostensteigerungen. Erweiterungsfaktor setzt richtige Signale, aber erhebliche Lücke zwischen Modell und Realität. Erheblich gestiegene Betriebskosten (für Integration und Abwicklung EEG) werden nicht gesondert berücksichtigt. Diese müssen auch über Erweiterungsfaktor abgedeckt werden. 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Investitionsbudget Erweiterungsfaktor PIZ Erweiterungsinvestitionen Praxisbeispiel Darstellung: Normierte Kapitalkosten aus Erweiterungsinvestitionen mit 2011 = 100%. Im Praxisbeispiel wurden Instrumente vereinfachend vollständig zur Abdeckung der Kapitalkosten herangezogen. Anstieg der Betriebskosten ist noch nicht berücksichtigt Seite 18

19 Energiewende und Regulierung Zeitverzug im Verteilnetz beseitigen! Andreas Kuhlmann Seite 19

20 BDEW-Symposium am 30. Mai Seite 20

21 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! BDEW Bundesverband der Reinhardtstraße Berlin Telefon /