Aktive Stromnetzbetreiber als Stützpfeiler eines stärker dezentralisierten Stromsystems: Rahmenbedingungen und Anreize Vortrag auf dem Kongress des BKWK KWK als Perspektive Perspektiven der KWK Prof. Dr. Uwe eprich Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES), Saarbrücken Berlin, den 24. November 2004 Folie Nr. 1
Agenda 1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem 2. Reagierende Stromverteilnetzbetreiber 3. Das eitbild des aktiven VNB 4. Regulierung des Netzbereichs: Innovationen durch Anreizregulierung 5. Aufbruchstimmung in Großbritannien Folie Nr. 2
1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem Dezentrale Stromerzeugung in der EU 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Dezentrale Erzeugung im Verhältnis zum Verbrauch in EU-Staaten 2003 DK CR SK N DE P UK HU IT KWK REG high medium low hier: KWK < 50 MW; Wasserkraft < 10 MW [T W h] 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 KW EU-25 Baseline Scenario Trends to 2030 19.1% 12.2% 21,5% 12.5% 21,4% 1995 2010 2020 2030 REG Fossile und nukleare Erzeugung KWK/REG in enhanced scenario 21,5% 13.4% 14.5% DG in enhanced scenario kein Offshore-Wind Quelle: Sustelnet 2004 Folie Nr. 3
1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem Ziele dezentraler Stromerzeugung in Deutschland REG: 12,5% (2010); > 20% (2020) aktuell ca. 8% KWK: Verdopplung bis 2020? - aktuell ca. 10 % Quelle: BMU 2004 Folie Nr. 4
1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem Nutzen dezentraler Erzeugung (für die Kunden, Energieunternehmen und die Gesellschaft; kurz-, mittel- und langfristig) netzbezogener Nutzen Reduktion von Netzverlusten (absolute oder temporäre) Vermeidung von zusätzlichen Netzkapazitäten (Verstärkung, Erweiterung) Vermeidung oder Verringerung von temporären Netzengpässen Erhöhung der Versorgungssicherheit durch Netzentlastung Folie Nr. 5
1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem Nutzen dezentraler Erzeugung (für die Kunden, Energieunternehmen und die Gesellschaft) energiebezogener Nutzen höhere Flexibilität für das Gesamtsystem (Einsatz, Anlagengröße, Erweiterbarkeit, Transportierbarkeit, geringe Erstellungszeiten ) Vermeidung von Überkapazitäten Verbesserung der Versorgungssicherheit Beiträge zur Spitzenlastreduzierung, Reservehaltung und Regelenergie bei planbaren/steuerbaren Anlagen Hinzu kommen natürlich erhebliche umweltpolitische Vorteile. Folie Nr. 6
1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem Steht ein Paradigmenwechsel bei der Stromerzeugung an? heute: zentral morgen: zentral + dezentral + integral G G Erzeugung Ü b e r t r a g u n g G G Automatisierung, Kommunikation, Intelligente Systeme G Erzeugung Ü b e r t r a g u n g G V e r t e i l u n g G V e r t e i l u n g G Gas Wärme / Wasser G G G G G BHKW G Trend: Integrierte geregelte Energieoptimierung von unten anstelle getrennter gesteuerter Verteilung einzelner Energieformen von oben. (Quelle:Siemens AG) Folie Nr. 7
1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem Welche Akteure haben Interesse am Umbau? Hersteller dezentraler Anlagen dezentrale Anlagenbetreiber Contractoren, Planer und Dienstleister grüne Stromhändler Umweltschützer ganzheitlich denkende Kommunen Stromnetzbetreiber?? Folie Nr. 8
Agenda 1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem 2. Reagierende Stromverteilnetzbetreiber 3. Das eitbild des aktiven VNB 4. Regulierung des Netzbereichs: Innovationen durch Anreizregulierung 5. Aufbruchstimmung in Großbritannien Folie Nr. 9
2. Reagierende Strom-VNB Welche Rolle können die Stromverteilnetzbetreiber bei einem Umbau des Stromsystems spielen? a) Hemmschuh / Sand im Getriebe b) Neutraler Akteur / Erfüllungsgehilfe der Marktteilnehmer und der Politik c) Aktiver Gestalter / Systemoptimierer Folie Nr. 10
2. Reagierende Strom-VNB Kernaktivitäten (nach Distribution Code) Netzgrundsatz- und ausbauplanung Netzbetriebsplanung und -führung Unterstützung bei Systemdienstleistungen Bereitstellung der Netzanschlüsse plus Zählerund Messeinrichtungen Netzdokumentation Folie Nr. 11
2. Reagierende Strom-VNB Alte und neue asten des VNB Wartung Investitionen Dividende (ÖPNV etc.)... NNE Unbundling EDM Abwicklung EEG Kalkulation NNE... Folie Nr. 12
2. Reagierende Strom-VNB Bisherige Anreizstruktur der Verteilnetzbetreiber (1) Der Anschluss dezentraler Anlagen verursacht Aufwand und Kosten, die nicht zusätzlich erstattet werden (Transaktionskosten, mögliche Netzverstärkungen etc.), sie vermindern bei Eigenerzeugung das Absatzvolumen, sie erschweren das Energiedatenmanagement, sie erhöhen das Risiko falscher astprognosen, sie erhöhen möglicherweise den Regelenergiebedarf etc. Objektversorgungen und Arealnetze verringern den Umsatz, führen zum Verlust der Kunden und verteuern kurz- und mittelfristig für die übrigen Kunden das Netz Folie Nr. 13
2. Reagierende Strom-VNB Bisherige Anreizstruktur der Verteilnetzbetreiber (2) Stromeffizienzaktivitäten der Verbraucher schmälern das Absatzvolumen Ausgaben für Forschung & Entwicklung / Innovationen werden nicht erstattet bzw. honoriert Im Schraubstock zwischen Vergleichsmarktkonzept (v.a. angewendet von Medien und Politik) und Dividendenerwartungen der Anteilseigner sind die VNB derzeit gezwungen, alle unnötigen Ausgaben tunlichst zu vermeiden. Folie Nr. 14
2. Reagierende Strom-VNB Netznutzungsentgelte Strom im europäischen Vergleich Quelle: 2. Benchmarkingbericht der Europäischen Kommission, April 2003 Folie Nr. 15
2. Reagierende Strom-VNB Quelle: Pfaffenberger 2004 Folie Nr. 16
2. Reagierende Strom-VNB Quelle: König 2003 Folie Nr. 17
Agenda 1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem 2. Reagierende Stromverteilnetzbetreiber 3. Das eitbild des aktiven VNB 4. Regulierung des Netzbereichs: Innovationen durch Anreizregulierung 5. Aufbruchstimmung in Großbritannien Folie Nr. 18
3. Das eitbild des aktiven VNB Merkmale eines aktiven Verteilnetzbetreibers Er optimiert sein Netz unter systematischer Berücksichtigung ökonomisch und ökologisch sinnvoller dezentraler Angebots- und Nachfrageoptionen Er sorgt für den standortoptimierten Anschluss dezentraler Erzeugungsanlagen an das Netz ( Connectivity Highway ) und ermöglicht ihren optimalen Einsatz Er vernetzt die Anlagen über moderne Steuerungs- und Regelungstechniken Ziel: Bereitstellung derjenigen Netzkonfiguration, die es bei geringst möglichen volkswirtschaftlichen Kosten den Verkäufern und Käufern von Strom erlaubt, ihren Austauschprozess abzuwickeln Folie Nr. 19
3. Das eitbild des aktiven VNB Aufgabenfelder eines aktiven Verteilnetzbetreibers VNB als dezentraler Energiemanager VNB als Partner dezentraler Akteure zur Vermittlung / Unterstützung der Teilnahme an den Systemdienstleistungsmärkten VNB als Initiator ökonomisch und ökologisch sinnvoller Arealnetz- und Objektversorgungen VNB als Effizienzpartner für die Endkunden/Vermittler => positives eitbild des VNB als Systemoptimierer, Marktpartner und wichtiger Akteur für den Umbau der Stromversorgung zu einem nachhaltigen System Folie Nr. 20
3. Das eitbild des aktiven VNB Ergänzung: Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung die Methoden dieser Systemplanung festzulegen oder die Bundesregulierungsbehörde damit zu beauftragen. Folie Nr. 21
3. Das eitbild des aktiven VNB Netzentgeltverordnung (Entwurf vom 13.09.2004) Festlegung des Prinzips der Nettosubstanzerhaltung Festlegung eines Eigenkapitalzinssatzes von 6,5% Festlegung von Strukturklassenmerkmalen Berücksichtigung von Vergleichsverfahren bislang keine Festlegung eines Verfahrens zur Anreizregulierung Folie Nr. 22
Agenda 1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem 2. Reagierende Stromverteilnetzbetreiber 3. Das eitbild des aktiven VNB 4. Regulierung des Netzbereichs: Innovationen durch Anreizregulierung 5. Aufbruchstimmung in Großbritannien Folie Nr. 23
4. Innovationen durch Anreizregulierung Jede Regulierung der Netznutzungsentgelte ist eine Anreizregulierung! Folie Nr. 24
4. Innovationen durch Anreizregulierung Methodik der Entgeltfestlegung Regulierungsansatz Erlöstreiber Hauptanreiz Sonstiges Rate-of-Return (ROR) verteilte kwh; Höhe des betriebsnotw. V. Absatzmaximierung; Rate-Base-Maxim. kein Anreiz zur Kostenminimierung Price-Cap (PC) verteilte kwh Absatzmaximierung; Kostenminimierung Versorgungssicherheit gefährdet Revenue-Cap (RC) verteilte kwh Absatzmaximierung; Kostenminimierung Versorgungssicherheit gefährdet Anzahl der Kundenanschlüsse Revenue-percustomer-cap (RPCC) Maximierung der Kundenzahl Anreiz zur Unterversorgung der Kunden Multiple Driver Target (MDT) multiple: Höchstlast, Netzlänge,... je nach Ausgestaltung gute Datenlage Voraussetzung pures Benchmarking verteilte kwh Absatzmaximierung; Kostenminimierung Versorgungssicherheit gefährdet Folie Nr. 25
4. Innovationen durch Anreizregulierung Regulierung der Netznutzungsentgelte (1) Multiple Driver-Verfahren passt die Netznutzungsentgelte an die Entwicklung der tatsächlichen Kostentreiber an gibt geeignete Effizienzanreize, ohne die Versorgungsqualität zu beeinträchtigen ermöglicht eine neutrale Abwägung zwischen Netzund Anlageninvestitionen berücksichtigt die zusätzlichen Kosten des aktiven Netzbetreibers korrigiert die Volumenprognose im Nachhinein Folie Nr. 26
4. Innovationen durch Anreizregulierung Regulierung der Netznutzungsentgelte (2) NNE max = max. Erlöse (pro Anschluss) / kwh-volumen *(1+I-X) * gewichtete Kostentreiber + Z-Faktor mit Erlöse pro Anschluss Kostenorientierung X beinhaltet Vergleichsmarkt Anpassung durch Kostentreiber Anreizregulierung Z individueller Kostenfaktor für Innovationen Folie Nr. 27
Handlungsfeld Netzzugang/Anschlussgebühren prioritärer Netzzugang für dezentrale Erzeuger flache Anschlussgebühren Netzbetreiber trägt induzierte Netzverstärkung / Netzausbau regionale und zeitliche Staffelung der Gebühren korrekte Preissignale Folie Nr. 28
Netzanschlussgebühren: Allokation der induzierten Kosten Verteilnetz mit ausreichenden Kapazitäten Hochspannung DG Mittel-/Niederspannung Verteilnetz mit Engpässen Hochspannung DG Mittel-/Niederspannung Konzepte für die Erhebung der Anschlussgebühren flache Gebühren: Problem für den VNB tiefe Gebühren: Problem für dezentrale Erzeuger Folie Nr. 29
Netzanschlussgebühren: Allokationssignale für dezentrale Erzeuger DG Mittel-/Niederspannung Hochspannung DG DG DG Mittel-/Niederspannung DG Die optimale Platzierung von dezentralen Anlagen kann dazu beitragen, Netzverstärkungen bzw. den Netzausbau zu verschieben oder überflüssig zu machen Folie Nr. 30
Agenda 1. Ein stärker dezentralisiertes Stromsystem 2. Reagierende Stromverteilnetzbetreiber 3. Das eitbild des aktiven VNB 4. Regulierung des Netzbereichs: Innovationen durch Anreizregulierung 5. Aufbruchstimmung in Großbritannien Folie Nr. 31
5. Aufbruchstimmung in Großbritannien Ziele für dezentrale Stromerzeugung in Großbritannien: REG: 10% (2010); 20% (2020) KWK: 10 GW (2010) Forschungs- und Entwicklungsausgaben als Anteil am Gesamtumsatz in Großbritannien ( Innovationsindikator ): Gesamtdurchschnitt: 2,5% Stromverteilnetzbetreiber: < 0,1% Folie Nr. 32
5. Aufbruchstimmung in Großbritannien Ansätze in Großbritannien zur Unterstützung aktiver Netzbetreiber (1) Innovation Funding Incentive (IFI) Anreiz für Verteilnetzbetreiber für verstärkte F&E- Aktivitäten in den Bereichen Netzdesign, -betrieb und wartung ex-ante-anerkennung der prognostizierten Kosten in den Netznutzungsentgelten Darstellung des Nutzens für die Verbraucher Teilnahme an der Entwicklung eines nationalen eitfadens für ein gutes Innovationsmanagement Folie Nr. 33
5. Aufbruchstimmung in Großbritannien Ansätze in Großbritannien zur Unterstützung aktiver Netzbetreiber (2) Registered Power Zones (RPZ) Freiraum für Verteilnetzbetreiber, neue effiziente Möglichkeiten für den Anschluss und den Betrieb dezentraler Erzeugungsanlagen zu entwickeln und zu demonstrieren Erhöhung der Netznutzungsentgelte um einen festgelegten Betrag pro MW registrierte Anschlussleistung Durchführung von Nutzen-Kosten-Analysen in den RPZs Folie Nr. 34
5. Aufbruchstimmung in Großbritannien Quelle: OFGEM 2004 Siemens welcomes the concept of Innovation Funding Incentives (IFI) and Registered Power Zones (RPZ). We feel the proposals... are well thought out and will genuinely encourage the innovation which has been lacking in distribution networks over recent years. Statement Siemens für OFGEM, 9.10.2003 Folie Nr. 35
Fazit Verteilnetzbetreiber spielen eine Schlüsselrolle beim Umbau des zentralisierten hin zu einem stärker dezentralisierten Stromsystem. Ohne unternehmerische Anreize durch Regulierung ist dieser Umbau zum Scheitern verurteilt. Folie Nr. 36
Ich danke Ihnen für Ihre Aufmerksamkeit! Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES) Altenkesselerstr. 17, Gebäude A1 66115 Saarbrücken Tel. 0681 9762 840 Fax 0681 9762 850 email: leprich@izes.de Homepage www.izes.de Folie Nr. 37