Die Bedeutung des Kapazitätstarifes für Netzbetreiber und Kommunen Berlin, 6. Juni 2008 Frederik Giessing Vattenfall Europe Distribution Hamburg GmbH
Inhaltsverzeichnis Klimaschutzziele und verbundene Anforderungen an Haushaltskunden und Verteilungsnetzbetreiber Wirtschaftliche Konsequenzen eines Smart Grids für Haushaltskunden und Verteilungsnetzbetreiber Kapazitätstarif als Lösung Auswirkungen eines Smart Grids auf das kommunale Konzessionsabgabeaufkommen Fazit
Übersicht Vattenfall Europe AG BU Sales Privat- und Gewerbekunden Geschäftskunden Handel Vattenfall Nordic (Schweden, Finnland, Dänemark) BU Mining & Generation Bergbau Kraftwerke Kernkraftwerke Vattenfall Europe AG BU Transmission BU Distribution Übertragungsnetzbetreiber TSO Verteilungsnetzbetreiber DSO Netzservice Vattenfall Europe (Deutschland) Vattenfall Europe Distribution Hamburg/Berlin GmbH betreibt das Verteilungsnetz in Hamburg und Berlin mit rd. 5,3 Mio. Einwohnern. Vattenfall Poland (Polen) BU Heat Asset Management Erzeugung Vertrieb/Netz Controlling Wärme
Was ein Kapazitätstarif nicht ist Kapazitätstarif Bildquelle: www.welt.de Ein Kapazitätstarif ist ein verbrauchsunabhängiges Netznutzungsentgelt und keine Strom-Flatrate für den Endkunden!
Klimaschutzziele und verbundene Anforderungen an Haushaltskunden und Verteilungsnetzbetreiber
Treiber und politische Maßnahmen Klimawandel Vereinbarungen von Meseberg: Deutliche Reduktion des Stromverbrauchs bis 2020 Begrenzte Ressourcen Energiesparendes Verhalten Erhöhung der Energieeffizienz Ausbau dezentraler Energieerzeugung
Umsetzung der politischen Maßnahmen 1. Energiesparendes Verhalten Liberalisierung der Messung (Smart Metering) Dynamische Tarife, etc. 2. Erhöhung der Energieeffizienz Beleuchtung, Haushaltsgeräte, Nachtspeicherheizungen, etc. Demand Side Managemet 3. Ausbau dezentraler Energieerzeugung Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen Virtuelle Kraftwerke, Microgrids, etc. Die Erreichung der gesetzten politischen Ziele verlangen eine intelligente Netzstruktur (Smart Grid) zur Integration aller Maßnahmen.
Smart Grid Definition und Merkmale Definition eines Smart Grids Intelligentes (selbstagierendes) Netz mithilfe des Einsatzes moderner Informationsund Kommunikationstechnik Wesentliche Merkmale eines Smart Grids Energiemanagement durch den Kunden (Smart Automation, Smart Home) Integration dezentraler Erzeugung (Virtuelle Kraftwerke, Microgrids) Kosteneinsparungen durch optimiertes Lastmanagement (u.a. Demand Side Management) Die kommenden technologischen Herausforderungen (Smart Grid) bedürfen eines Umbauakteurs. Diese Rolle kann nur ein aktiver Verteilungsnetzbetreiber ausfüllen.
Entwicklung und Fokus deutscher Netzbetreiber Fokus deutscher Netzbetreiber in Abhängigkeit der Jahre Bedeutung des Themas Versorgungssicherheit Wettbewerb und Kosten Qualität Technologie und Funktionalität 1990 2000 2010 2020 Jahre Bildquelle: A.T.Kearney 2007, in ET 57.Jg. (2007) Heft 11, Seite 56 Die kommende Herausforderung für Verteilungsnetzbetreiber werden Smart Meter und Smart Grids sein.
Wirtschaftliche Konsequenzen eines Smart Grids für Haushaltskunden und Verteilungsnetzbetreiber
Wirtschaftliche Konsequenzen in der Verteilungsebene Smart Grids senken die Entnahme aus dem öffentlichen Netz Verbraucherverhalten Übertragungsnetz -10 % 1 -?? % Kraft-Wärme-Kopplung Microgrid KWK -60 % 2-56 % 3 -?? % Geräteeffizienz Öffentliches Verteilungsnetz BHKW Wohnungsbaugesellschaft Die Netzkosten sind langfristig gebundene fixe Kosten. Solange die Erlöse der Netzbetreiber an die entnommene Energie gekoppelt sind, führt dies zu Erlösund Gewinneinbußen der Netzbetreiber. 1 VDE (2008): Effizienz- und Einsparpotentiale elektrischer Energie in Deutschland 2 Energie&Management, 15. Februar 2008, Seite 43 3 Studie des ISI (Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung) für die Enquete- Kommission des Deutschen Bundestages
Berechnungen an einem Musternetzbetreiber Kategorie KWK und BHKW Microgrids Entwicklung des Jahresverbrauches der Haushalte pro Jahr (inkl. Verhaltensänderung, Geräteeffizienz, Beleuchtung) Absatz der Nachtspeicherheizungen am Gesamtabsatz Summe pro Jahr zur Erreichung bis 2020 bis 2020 p.a. -0,4 % 1-0,2 % 2-0,7 % 3-0,9 % 4-2,2 % Folgende Annahme wird getroffen: Die Entnahme elektrischer Energie aus dem öffentlichen Netz sinkt zwischen 0 % bis 3 % pro Jahr über eine Regulierungsperiode. 1, 2, 4 Eigene Annahme 3EWU/Prognos (2007): Energieszenarien für den Energiegipfel 2007 - Endbericht
Netzentgeltentwicklung beim Musternetzbetreiber Veränderung des spezifischen Netzentgeltes in 2013 zum Basisjahr 2008 18% Änderung des spezifischen Netzentgeltes in % bis 2013 14% 9% 5% 0% -5% -9% -14% -18% 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0% Abnahme der Energie aus dem öffentlichen Netz in % p.a. Netzbetreiber mit Effizienzwert von 95 % Netzbetreiber mit Effizienzwert von 60 % Sinkt die Energieentnahme bei einem Netzbetreiber mit einem Effizienzwert nach ARegV von 95 % um mehr als 0,3 % p.a. aus dem öffentlichen Netz, so steigen trotz Anreizregulierung die spezifischen Netzentgelte.
Reaktionsmöglichkeiten nach ARegV 1. Anpassung spez. Netzentgelte zum 1.1. jeden Jahres Ergebnisse: Steigende spezifische Netzentgelte Politisch umsetzbar oder weiterer Regulierungsdruck? 2. Mindererlöse werden auf dem Regulierungskonto verbucht Verzögerte Ausschüttung entgangener Erlöse (bis 9 Jahre) 3. VNB ist verpflichtet Netzentgelte anzupassen bei: Änderung des Verbraucherpreisindexes ( 17 ARegV) Änderung der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile ( 17 ARegV) Kommt es zu einer kontinuierlichen geringeren Entnahme elektrischer Energie, so kann der Netzbetreiber seine entgangenen Erlöse kurz- bis mittelfristig nicht geltend machen. Bei aktiver Umsetzung zu einem Smart Grid manövriert er sich in eine wirtschaftlich bedrohliche Situation.
Kapazitätstarif als Lösung
Kapazitätstarif Merkmale und Vorteile Merkmale Anschlussleistung ist einziges Kriterium zur Netznutzungsabrechnung Kosten- und verursachungsgerechte Preisbildung in der Netznutzung Vorteile Unabhängigkeit der Erlöse von der entnommenen Energie Keine Gefahr einer Finanzierungslücke durch zeitverzögerte (bis 9 Jahre) Ausschüttung des Regulierungskontos Anreiz für Netzbetreiber (da keine wirtschaftliche Bedrohung) das politisch gewünschte Konzept eines Smart Grids aktiv zu unterstützen und voran zu treiben
Ansätze zur Tariffierung des Kapazitätstarifes Preismerkmal Tarif nach fester kw- Anschlussleistung (Zählervorsicherung) Tarif nach weicher kw- Anschlussleistung (realisierbar über Smart Meter), d.h. individuell abonnierbar. Vorteil: Spitzenlastreduktion durch Leistungs- /Lastbegrenzung Ein fester Tarif für alle Standardlastprofilkunden, ggf. Absenken der 100.000 kwh-grenze auf 30.000 kwh
Weiterer Vorteil: Vereinfachtes Abrechnungswesen Zukünftig muss in Billing und Rating unterschieden werden Billing System (IS-U): Erstellt Rechnungen für den Kunden Rechnet zukünftig keine verschiedenen Tarifmodelle mehr ab (für den Netzbetreiber ohnehin nur höhere Kosten ohne Mehrwert) Rating System: Generiert aus unterschiedlichsten (u.a. zeitabhängigen) gespeicherten Tarifen mithilfe der ausgelesenen Zähldaten die Abrechnungsgrundlage des Lieferanten und überführt sie in das/sein Billing System (IS-U) Netzbetreiber Billing System (IS-U) Lieferant Billing System (IS-U) Rating System
Auswirkungen eines Smart Grids auf das kommunale Konzessionsabgabeaufkommen
Konzessionsabgabe Rechtliche Grundlagen Grundlagen der Konzessionsabgabe 1 Abs. 2 KAV und 48 Abs. 1 Satz 1 EnWG 2005: Konzessionsabgaben sind Entgelte, die Energieversorgungsunternehmen für die Einräumung des Rechts zur Benutzung öffentlicher Verkehrswege für die Verlegung und den Betrieb von Leitungen,, entrichten. 2 Abs. 1 KAV Konzessionsabgaben dürfen nur in Centbeträge je gelieferten Kilowattstunde vereinbart werden. Diese Festbetragsregelung schließt Abreden aus, nach denen die Konzessionsabgabe nach Prozentsätzen bemessen wird (war vor 1992 verbreitet). Damit soll die Konzessionsabgabe eine fest kalkulierbare Einnahmequelle der Kommunen sein und ist von Schwankungen im Strompreis bzw. in den Netznutzungsentgelten unabhängig. Solange die kommunalen Einnahmen aus der Konzessionsabgabe an die entnommene Energie gekoppelt sind, führt dies bei konsequenter Umsetzung hin zu Smart Grids zu Einnahmeausfällen der Kommunen.
Smart Grids verringern das Konzessionsabgabeaufkommen Konzessionsabgabeaufkommen des Musternetzbetreibers Konzessionsabgabenaufkommen in Mio. EUR p.a. 14 12 10 8 6 4 2 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Jahre Fall 1: Netzentnahme -1% p.a. und Nachtspeicherheizungen -1% p.a. Fall 2: Netzentnahme -3% p.a. und Nachtspeicherheizungen -10% p.a. Sinkt die Entnahme im Extremfall um 3 % pro Jahr aus dem öffentlichen Netz, so ist das Konzessionsabgabeaufkommen in 2018 um -28 % pro Jahr geringer.
Fazit
Fazit Eine Unabhängigkeit der Erlöse von der entnommenen Energie schafft Anreize für die Netzbetreiber das politisch gewünschte Konzept eines Smart Grids aktiv zu unterstützen und voranzutreiben Ein vereinfachtes Abrechnungswesen schafft Kostenreduktionen Kommunen geraten bei der Beibehaltung der Konzessionsabgabesystematik in eine Finanzierungslücke Kapazitätstarif beeinflusst nur kaum die Steuerungswirkung des gesamten Strompreises für die Energieeffizienz, da der Anteil der Netzentgelte am gesamten Strompreis nur 25 % bis 30 % mit fallendem Charakter ausmacht
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Kontaktdaten: Vattenfall Europe Distribution Hamburg GmbH Frederik Giessing Bramfelder Chaussee 130 22177 Hamburg Email: frederik-hubertus.giessing@vattenfall.de Tel: 040 49 202 8578