Dezentrale ENergieSysteme und Aktive Netzbetreiber (DENSAN)
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Dezentrale ENergieSysteme und
Aktive Netzbetreiber (DENSAN)
Uwe Leprich / Dierk Bauknecht
DENSAN
Dieses Projekt wurde von den folgenden Unternehmen finanziert:
Stadtwerke Aachen AG (STAWAG); Stadtwerke Flensburg GmbH
Stadtwerke Jena-Pößneck GmbH; Stadtwerke Karlsruhe GmbH
Stadtwerke Leipzig GmbH; MVV Energie AG Mannheim
1 Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH
Agenda
1. Leitfragen
2. Zentral und/oder dezentral – wo geht es hin ?
3. Aktuelle Anreize für Verteilnetzbetreiber
4. Der „aktive“ Verteilnetzbetreiber
5. Ausblick
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2Leitfragen
Wer sind die Akteure für den Umbau des Stromsystems hin
zu einem nachhaltigeren und dezentraleren System im
liberalisierten Strommarkt ?
Welche Rahmenbedingungen benötigen Stromverteil-
netzbetreiber (VNB), um ein aktiver Umbauakteur zu
werden ?
– Wie kann der VNB dafür motiviert werden ?
– Wie kommt die Betriebswirtschaft zu ihrem Recht ?
– Ist das Unbundling ein Hemmnis, stehen die
Gemeindeordnungen dem entgegen ?
Ohne Beantwortung der Akteursfrage wird es keinen
DENSAN
nachhaltigen Umbau geben !
3DENSAN
4
Kraftwerksplanung in Deutschland 2005
Quelle: Boston Consulting Group 2005Drei Stufen der Entwicklung dezentraler Systeme (IEA)
• Anpassung
– Dezentrale Erzeugung wird in das bestehende System integriert
– Netzstruktur bleibt im Prinzip unverändert
– Beispiel: Virtuelles Regelkraftwerk der SaarEnergie
• Dezentralisierung
– Lokale Optimierung von Erzeugung und Verbrauch
– Verteilnetzbetreiber übernehmen zunehmend Kontroll- und
Steuerungsfunktionen
– Neue Netzphilosophie (z.B. Inselbildung)
– Beispiel: Dänemark
• Verbreitung
– Microgrids und Power Parks sind Standbein der Versorgung,
sie greifen nur in Notfällen auf das übergeordnete Netz zurück
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– Verteilebene als Koordination zwischen den einzelnen Netzen,
aber keine Kontrollfunktion
5Dezentralisierung in Dänemark DENSAN 6
Von der Nische zur Systemintegration
Mit zunehmendem Anteil kann dezentrale Erzeugung nicht
mehr in einer Nische betrieben werden:
• Paradigmenwechsel auf der Erzeugerseite:
– Von priority dispatch / rein betriebswirtschaftlicher Fahrweise
aus der Anlagenperspektive
– zur Integration in das Gesamtsystem
• Paradigmenwechsel auf der Netzseite:
– Verteilnetz kein „passiver Anhang“ des Transportnetzes mehr
– dezentrale Optionen werden als aktive Elemente integriert
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7Einige zentrale Punkte bisheriger Projekte
• Alle Projekte stoßen mehr oder weniger stark an
energiewirtschaftliche und institutionelle Grenzen
(Edison, KonWerl, Dinar, Dispower)
• Technische Möglichkeit für Steuerung und Vernetzung
im Prinzip vorhanden
• Umstritten jedoch, ob sich die Vernetzung kleiner
Anlagen lohnt und inwiefern mit einer Kostensenkung
bei IKT zu rechnen ist (Edison)
• Dezentrale Anlagen können höheren Beitrag zu
Systemdienstleistungen erbringen. Umstritten, inwieweit
sie selbst davon profitieren
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• Lastseite spielt in den Projekten bislang nur eine
untergeordnete Rolle
8Aktuelle Anreize für
Verteilnetzbetreiber
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9Anreize im Rahmen der freiwilligen Verbände-Vereinbarungen
Stärke des Anreizes
Anreiz
sehr stark
Investitionsabstinenz (CAPEX)
stark
Betriebskostensenkungen
(OPEX)
sehr stark
Quersubventionierung
stark
Mengenmaximierung
stark
Erschwerung von Eigenver-
sorgung oder Versorgung
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durch Dritte
10Dokumentation von „Investitionsabstinenz“
Netzinvestitionen in Deutschland
Quelle: VIK 2005
DENSAN
Jahr
11Anreize durch Strommarktliberalisierung
• Veränderung durch Interessenentflechtung der
Wertschöpfungsstufen
– Abtrennung der Handels-/Einkaufsstufe vom Netzbetrieb
– keine Unterscheidung zwischen unternehmenseigenen oder
externen Anlagen durch den Netzbetreiber
• Kosten- und Rationalisierungsdruck auf das Netz
– Tendenz zur zustandsorientierten Wartung der Netze
– Tendenz zur spartenübergreifenden Zusammenfassung der
Netze
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12Anreize durch VNNE
VV II -> §18 Strom-NEV:
• VNNE zwar sachgerecht, aber:
– Kurzfristig keine eingesparten Kosten beim Netzbetreiber
– Vermiedene Kosten bei VNB können niedriger sein als VNNE
• Insgesamt unter gegebenen Rahmenbedingungen in den
meisten Fällen keine Anreize für VNB, dass Netznutzung
vermieden wird
• Weiterentwicklung zu einem Instrument der
Systemoptimierung zwischen Netzinvestitionen und
dezentralen Optionen wünschenswert
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13Anreize durch EEG und KWK-G
• Transaktionskosten
– Abwicklung der durch EEG und KWK-G festgelegten Geld- und
Stromflüsse
– Zusätzliches Personal und Kosten
• Netzausbaukosten
– Können bei der Ermittlung des Netznutzungsentgelts in Ansatz
gebracht werden
– aber: Anreize der Netzbetreiber gegen zusätzliche Kosten
• Profilwälzung
– Wälzung des Einspeiseprofils – kein Problem für den VNB
– Lieferung eines Grundlastbandes durch ÜNB kann zu
Opportunitätskosten auf der Vertriebsseite führen
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14Anreize durch neue Strom-NEV
Beispiel:
• Netzlast > maximale Anschlussleistung
• dezentrale Anlagen speisen ständig ein
• Vergütung für dezentrale Anlagen, die über VNNE
hinausgeht, ist in Strom-NEV nicht vorgesehen
• Aufstockung der Netzanschlusskapazität vermutlich
unproblematisch => Kosten werden anerkannt
Verteilnetzbetreiber hat Anreiz, den bequemen
Weg der Aufstockung zu gehen
dezentrale Anlagen u. U. nicht wirtschaftlich zu
betreiben
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15Der „aktive“
Verteilnetzbetreiber
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16Prämissen
• Stärkere Dezentralisierung der Erzeugung als Ziel der
Energiepolitik
• Dezentral erzeugter Strom muss von den Netzbetreibern
abgenommen werden; Beibehaltung „politischer
Funktionen“ der Netzbetreiber wie im EEG und KWKG
• Entgelt für dezentrale Einspeisung im Rechtsrahmen
festgeschrieben (Strom-NEV); die Frage der
Kostenvermeidung dezentraler Einspeisung ist damit
politisch geklärt
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17Ordnungspolitisches Selbstverständnis
Überall dort, wo vor- und nachgelagerte
Teilmärkte wettbewerblich organisierbar sind und
dritte Akteure zum Zug kommen können, fungiert
der VNB als fördernder Koordinator oder „market
maker“ (z.B. durch Ausschreibungsverfahren für
Regelenergie).
Bildlich gesprochen ist der Netzbetreiber der
Manager der Stromautobahn, ohne die es keinen
Verkehr geben würde, er nimmt aber keinen
Einfluss auf die Art der (Motor-)Fahrzeuge, die
sich auf der Autobahn bewegen, noch trifft er die
Entscheidungen, wer an welchen Stellen einen
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Service für die Autobahnnutzer anbietet.
18Handlungsfelder (1)
Dezentrale Einspeisung durch Dritte:
• Klärung des Netzzugangs nach KWKG und der
Messung
• Ermittlung des volkswirtschaftlich günstigsten
Verknüpfungspunktes von EEG-und KWK-Anlagen
mit dem Netz
• Informationsbereitstellung zur Optimierung der
VNNE
• Sicherung vorgelagerter Netzreserve
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19Handlungsfelder (2)
Dezentrale Anlagen der Netzbetreiber:
• Marktorientierte Beschaffung von Verlustenergie für
Netzbetreiber mit über 100.000 Kunden
• Netzbetreiber unter 100.000 Kunden müssen keinen
Wirtschaftlichkeitsnachweis eigener Erzeugung
erbringen
eigene KWK-Anlagen und Spitzenlastaggregate
sinnvoll
– Anlagenoptimierung wie bei Anlagen Dritter
– Einbeziehung in ein aktives Netzlastmanagement
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20Handlungsfelder (3)
Dezentrale Eigenerzeugungsanlagen:
• Netzzugang und Messung
– Klärung der vorzuhaltenden Kapazität
– Leistungskomponente VNNE nur mit registrierender Messung
der Erzeugung
• Optimierung NNE
– Minimierung NNE durch Netzlastregelung des Einspeisers
– Generierung von VNNE in energiewirtschaftlicher
Zusammenarbeit mit dem Netzbetreiber durch Aufschaltung der
Netzlast (Kaskade)
– Netzreserve des Anschlussnetzes
• Effekte
– Optimale Verbrauchsnähe der Erzeugung
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– Reservekapazität als Funktion der Anzahl unabhängiger
Eigenerzeugungen
– Anpassung der langfristigen Netzkonfiguration
21
– Netzanschlusskapazität wandelt sich in NetzreservekapazitätHandlungsfelder (4)
Aktive Stromverbraucher:
• Mengeneinsparung
– Effizienzprogramme
– Negawatt-Auktionen
• Leistungsverschiebung
– Lastabwurfschaltungen zur Optimierung der NNE
– Generierung von VNNE in energiewirtschaftlicher
Zusammenarbeit mit dem Netzbetreiber durch Aufschaltung der
Netzlast (Kaskade)
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22Das „virtuelle Netzlastkraftwerk“
Netzlastkraftwerk
M M
~ ~
R R R
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Einspeiser Eigenerzeuger Aktive Verbraucher
~ M R
Stromerzeuger Stromverbraucher Messung und Regelkreis
23Handlungsfelder (5)
Dezentrale Effizienz:
• Optimiertes Zusammenspiel aller Einzelmaßnahmen des
Netzlastmanagements im virtuellen Netzlastkraftwerk
• Ziel dezentraler Effizienz ist die Verminderung zentral
vorzuhaltender Versorgungssysteme
• Verminderung der Verteilverluste durch Absenken der
Netzbelastungen
• Dezentrale Effizienz schafft Netzkapazität
• Dezentrale Effizienz wird nur "erzeugt", wenn sie in den
Strukturmerkmalen der Netze Berücksichtigung findet
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24Ausgestaltung der
Rahmenbedingungen
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25Erwünschte allgemeine Regulierungsanreize
1. Anreize zur Effizienzsteigerung im Hinblick auf die
beeinflussbaren Kosten
2. Anreize zur Aufrechterhaltung eines definierten
Standards an Versorgungsqualität
3. Anreize zur Steigerung der Servicequalität gegenüber
allen Netznutzern (Endkunden, Anlagenbetreiber,
Drittversorger)
4. Neutralisierung des Mengenanreizes
5. Anreize zur Optimierung der künftigen Netzinvestitionen
unter volkswirtschaftlichen Aspekten
(„Systemoptimierung“)
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26Künftige Festlegung der Netznutzungsentgelte
Ermittlung einer §§ 4 – 11 Ermittlung der Startwerte §§ 15 –
„akzeptierbaren“ Strom- auf korr. Kostenbasis 17
NEV plus Netzentgelte Strom-
Kostenbasis
vorgelagerter NB und NEV
(OPEX / CAPEX) staatliche Belastungen
§§21,3 u.
Anpassung der §§ 21a
21a,5
evtl. Korrektur der EnWG Startwerte während EnWG
Kostenbasis durch des Regulierungs-
§§ 22-24
Effizienzvergleich zyklus
Strom-
NEV („Entwicklungspfad“)
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27Ansätze bei der Ermittlung der Kostenbasis / OPEX
• Bei der Prognose der Betriebskosten ist abzusichern, dass die
absehbaren Kosten, die durch die Erschließung dezentraler
Optionen künftig anfallen, als Kostenart explizit berücksichtigt
werden. Möglicherweise können hier Kennziffern entwickelt
werden, die einen Bezug zwischen der dezentralen Option und
ihren durchschnittlich verursachten Kosten für den
Netzbetreiber herstellen.
• Vergütungen, die Netzbetreiber an dezentrale Anlagenbetreiber
auf Grund einer dauerhaften Minderung der Netzlast zahlen,
sind ebenfalls als Bestandteil der Betriebskosten
anzuerkennen.
• Im Hinblick auf die Abdeckung der Netzverluste ist zu prüfen,
ob diese für alle Netzbetreiber grundsätzlich durch dezentrale
Anlagen ausgeglichen und über ein wettbewerbliches
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Ausschreibungsverfahren für alle dezentralen Anbieter
akquiriert werden könnten.
28Ansätze bei der Ermittlung der Kostenbasis / CAPEX
• Netzbetreiber werden zur Alternativenkalkulation im
Sinne des § 14 Abs. 2 verpflichtet. Falls Alternativen zu
Netzinvestitionen zu geringeren Gesamtkosten führen,
werden nur Kosten bis zu dieser Höhe anerkannt.
• Alternativ dazu ist die Vorgabe eines Investitionsbudgets
zu prüfen.
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29Ansätze beim Effizienzvergleich
• Begründete und nachgewiesene Betriebskosten, die mit der
Erschließung dezentraler Optionen anfallen, sollten beim
Effizienzvergleich vor die Klammer gezogen werden.
• Ein Effizienzvergleich ohne Qualitätsvergleich ist unzureichend, da
niedrige Kosten/Erlöse/Entgelte noch nichts darüber aussagen, ob
Versorgungsqualität und Service den Anforderungen genügen. An
dieser Stelle wäre es wichtig, neben den üblichen
Qualitätskennziffern auch solche mit einzubeziehen, die etwas über
die dezentrale Effizienz der einbezogenen dezentralen Optionen
aussagen. Mögliche Kennziffern wären hier:
- Anteil der dezentralen Optionen an der Deckung der Netzhöchstlasten
(Einspeiser)
- Anteil der Netzreservekapazitäten im Verhältnis zu den Netzhöchstlasten
(Einspeiser und Eigenerzeuger)
- Entwicklung der Vollbenutzungstunden der Netzentnahmen
(Eigenerzeuger und Nachfrageseite)
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• Je nach Gewichtung dieser oder anderer Kennziffern würde eine
Abweichung der Netznutzungsentgelte um einen bestimmten
Prozentsatz nach oben toleriert.
30Ansätze bei der Festlegung des Entwicklungspfades
• Die nicht vorhergesehenen Kosten in Verbindung mit der
Erschließung dezentraler Optionen sind rückwirkend
durch einen jährlichen Ausgleichsfaktor in der
Anpassungsformel für die Netzentgelte zu
berücksichtigen.
• Zur Neutralisierung des Mengenanreizes bedarf es einer
periodenübergreifenden Mengensaldierung, bei der der
jeweilige preisbewertete Mengensaldo entweder jährlich
oder im nächsten Regulierungszyklus im Rahmen der
Startwertfestlegung berücksichtigt wird.
DENSAN
31Positive Anreize
• Qualitätskennziffern, die etwas über die dezentrale
Effizienz der einbezogenen dezentralen Optionen im
Netzgebiet aussagen, werden beim Effizienzvergleich
dergestalt berücksichtigt, dass eine gute Qualität eine
Abweichung der Netzentgelte nach oben rechtfertigt.
• Belohnungen / Sanktionen für die Erfüllung/
Nichterfüllung von Qualitätszielen im Hinblick auf die
Erschießung dezentraler Optionen sollten unmittelbar in
den Z-Faktor der festzulegenden Anpassungsformel
einfließen.
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32Ausblick DENSAN 33
Weiterführende inhaltliche Anknüpfungspunkte
• Entwicklung von aussagekräftigen Qualitätskennziffern
zur Beurteilung „dezentraler Effizienz“ von
Netzbetreibern
• Zusammenhang von „dezentraler Effizienz“ und Umwelt-/
Klimaschutz
• Bereitstellung von Systemdienstleistungen durch den
VNB / Zusammenarbeit mit dem ÜNB
• Praxistest Innovationszone: modellhafter regulatorischer
Umgang mit den Ansätzen eines aktiven Netzbetreibers
DENSAN
34Herzlichen Dank für Ihre
Aufmerksamkeit !
Institut für ZukunftsEnergieSysteme
Altenkesselerstr. 17
66115 Saarbrücken
Tel. 0681 – 9762 840
Fax 0681 – 9762 850
email: leprich@izes.de
DENSAN
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