Regulierungsmanagement TP17 - Workshop am 3. März 2021 - E-Bridge Consulting
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Regulierungsmanagement TP17 Workshop am 3. März 2021 Dipl.-Ing.-Oec. Steffen Boche Philipp Laschet
Agenda
1 Aktuelles und Rechtsprechung 10:00 – 10:30
2 NABEG 2.0 (Redispatch - kurzes Update) 10:30 – 10:45
3 Hinweise zum Basisjahr 2021 - Strom 10:45 – 11:00
4 Unbundlinganforderungen 11:00 – 11:10
5 In eigener Sache - Regulierungsmanagement 2.0 11:10 – 11:20
6 Sonstige Themen der Netzbetreiber 11:20 – 11:30
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 2
Agenda
1 Aktuelles und Rechtsprechung 10:00 – 10:30
2 NABEG 2.0 (Redispatch - kurzes Update) 10:30 – 10:45
3 Hinweise zum Basisjahr 2021 - Strom 10:45 – 11:00
4 Unbundlinganforderungen 11:00 – 11:10
5 In eigener Sache - Regulierungsmanagement 2.0 11:10 – 11:20
6 Sonstige Themen der Netzbetreiber 11:20 – 11:30
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 3
Effizienzwerte für das vereinfachte Verfahren in der 4. Regulierungsperiode
▪ In einer ersten Abschätzung hat PwC die Effizienzwerte für das vereinfachte Verfahren im Strom und im Gas ermittelt. Für
Strom beträgt er demnach 96,92 % und im Gasbereich 92,21 %.
▪ Die final von der BNetzA zu veröffentlichenden Werte können aber noch leicht höher ausfallen, da dann auch eine Bereinigung
von Effizienzwerten wegen struktureller Besonderheiten nach § 15 ARegV zu erwarten ist.
Fristen vereinfachtes Verfahren:
▪ Netzbetreiber, die die Voraussetzungen erfüllen, haben bis zum 31. März 2021 im Gasbereich und bis zum 31. März 2022 im
Strombereich abzuwägen, ob ein entsprechender Antrag auf Teilnahme am vereinfachten Verfahren für die
4. Regulierungsperiode gestellt werden soll.
▪ Vermutlich werden sich nahezu alle Netzbetreiber dafür entscheiden.
▪ Erfahrungsgemäß ist seitens der BNetzA mit einer Bekanntgabe der Effizienzwerte für die 4. Regulierungsperiode erst wenige
Wochen vor Fristablauf zu rechnen.
▪ Gem. § 24 Abs. 2 liegt die Verantwortung für den Effizienzwert bei der Landesregulierungsbehörde. In Bayern könnte im
Anschluss an die Veröffentlichung der BNetzA die Regulierungskammer eigene Werte ermitteln, wenn Sie die von der BNetzA
ermittelten Werte nicht übernehmen will.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 4
Meldetool zu den Versorgungsunterbrechungen Gas und Strom
▪ Gem. den Meldepflichten bei Versorgungsunterbrechungen gem. § 52 EnWG sind die Versorgungsunterbrechungen zum
30. April jeden Jahres zu melden.
▪ Die ersten Nachfragen nach dem Meldetool sind bereits vor 2 Wochen bei uns eingegangen.
▪ Beide Tools sind jetzt fertiggestellt.
▪ ..\..\Tools\Strom\Versorgungsunterbrechungen\Erfassung_VUS_8.3-Template-VUS-2021.xls
▪ ..\..\Tools\Gas\Versorgungsunterbrechung\Erfassung_VUG_5.2_2021-Template.xls
▪ Meldetool Strom und Gas sind bereits auf unserer Website veröffentlicht.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 5Monitoringabfrage 2021
04. Feb 13
18.01.2021 29.01.2021
22. Feb 13 22. Apr 13
17.03.2021 24. Mai 13
21.04.2021
Veröffentlichung der
Fragebögen zur Fragebögen 2020 im
Konsultation im Pdf- Excel-Format
Ende der ▪ Keine Behandlung der
Format Spätestes Abgabe-
Konsultationsfrist Monitoring-Thematik in
datum für die
ausgefüllten den Workshops,
Monitoringabfrage 2021 Fragebögen ▪ …aber Unterstützung
durch Interpretation
2. Gemeinsame Abfrage von BNetzA und BKartA und Verlinkung
§ 35 EnWG bzw. § 48 Abs.3 GWB ACER Bundesnetzagentur ▪ …und vor allem Bitte
Monitoring Energie um Übermittlung der
Kommentare, wenn nötig, an die folgenden Adressen:
Tulpenfeld 4 Fragebögen zur
53113 Bonn Auswertung.
Per E-Mail:
monitoring.energie@bnetza.de
Betreff: Stellungnahme Fragebögen Monitoring 2021
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 6Leitsätze gerichtlicher Entscheidungen
▪ Die Berücksichtigung von Rückstellungen für das Regulierungskonto sowie für die periodenübergreifende Saldierung im Abzugskapital
nach § 7 Abs. 2 Nr. 1 ARegV hat nicht zwingend die Anerkennung entsprechenden Umlaufvermögens nach § 7 Abs. 1 Satz 2 Nr. 4 ARegV
zur Folge. Dies gilt auch für bilanziell miteinander in Zusammenhang stehende Positionen. Etwas anderes folgt auch nicht aus den
Regelungen für das Regulierungskonto in § 5 Abs. 2, 4 ARegV oder aus denen für die periodenübergreifende Saldierung in § 10 GasNEV
i.V.m. § 34 ARegV.
▪ Ob aufgrund eines erhöhten Abzugskapitals ein erhöhter Liquiditätsbedarf tatsächlich besteht und den Vorhalt entsprechenden
Umlaufvermögens erfordert, beurteilt sich allein anhand der Betriebsnotwendigkeit des Umlaufvermögens. Welche Vermögenswerte
betriebsnotwendig sind, unterliegt der Darlegungs- und Nachweispflicht des Netzbetreibers. Insoweit bedarf es einer
Gegenüberstellung der Mittelzuflüsse und des Umfangs sowie des Fälligkeitszeitpunkts der zu erfüllenden Verbindlichkeiten.
▪ Die von der Bundesnetzagentur vorgenommene pauschale Kürzung des Umlaufvermögens auf 1/12 ist nicht zu beanstanden. Richtige
Bezugsgröße sind jedoch nicht die anerkannten Netzkosten, sondern die, eine reale rechnerische Größe bildenden Jahresumsatzerlöse.
▪ Rückstellungen für Mehrerlöse stellen eine Besonderheit des Basisjahres der Höhe nach i.S.d. § 6 Abs. 3 ARegV dar, wenn und soweit
der Mehrabsatz auf den extremer Witterungsbedingungen des Basisjahres beruht. In diesem Umfang können sie nicht im Abzugskapital
nach § 7 Abs. 1 Satz 2 Nr. 1 ARegV berücksichtigt werden.
▪ § 4 Abs. 5 GasNEV erfordert es nicht, bei der Berechnung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung im Pachtmodell das
überschießende Abzugskapital des Netzbetreibers bei der Berechnung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung der
Verpächtergesellschaft in Ansatz zu bringen. Die von der Bundesnetzagentur gewählte Methode zur Berechnung der Verzinsung des
negativen Eigenkapitals beim Netzbetreiber, insbesondere die Anwendung des EK-I Zinssatzes für Neuanlagen nach § 7 GasNEV, ist
nicht zu beanstanden.
▪ Ein im Basisjahr aufgelöster Betrag für Rückstellungen wegen unterbliebener Instandhaltungsmaßnahmen in den Vorjahren stellt keine
Besonderheit i.S.v. § 6 Abs. 3 Satz 1 ARegV dem Grunde nach dar und ist daher grundsätzlich als Ertrag nach § 9 Abs. 1 GasNEV in die
Netzkostenermittlung einzubeziehen.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 7BGH Entscheidung zum Produktivitätsfaktor (Xgen Gas)
▪ Die deutschen Gasnetzbetreiber haben in Sachen Anreizregulierung vor dem Bundesgerichtshof (BGH) eine Niederlage
einstecken müssen. Der Energiekartellsenat des Karlsruher Gerichts hat die Festlegung der Bundesnetzagentur zur
Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für Gasnetzbetreiber in der 3. Regulierungsperiode für
rechtmäßig erklärt.
▪ Dies geht aus dem am 26. Januar verkündeten Beschluss (EnVR 101/19) hervor.
▪ Hieraus leitet sich unseres Erachtens eine Signalwirkung auf die Stromnetzbetreiber ab.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 8Agenda
1 Aktuelles und Rechtsprechung 10:00 – 10:30
2 NABEG 2.0 (Redispatch - kurzes Update) 10:30 – 10:45
3 Hinweise zum Basisjahr 2021 - Strom 10:45 – 11:00
4 Unbundlinganforderungen 11:00 – 11:10
5 In eigener Sache - Regulierungsmanagement 2.0 11:10 – 11:20
6 Sonstige Themen der Netzbetreiber 11:20 – 11:30
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 9Zur Reduktion der Kosten für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen werden ab Oktober
2021 in Deutschland Erzeuger >= 100 kW in den Redispatch-Prozess eingebunden.
Die Gesamtkosten für Netz- und Redispatch im Verteilnetz ersetzt ab Über 80.000 Anlagen nehmen dann
Systemsicherheitsmaßnahmen sind dem 1.10.2021 das Einspeisemanagement in Deutschland am Redispatch teil.
in den letzten Jahren enorm gestiegen (Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes
vom April 2019)
Anzahl am Redispatch beteiligter Anlagen
80.00
1.510
1.438
0
1.118 Faktor 1.000
Mio. EUR p.a.
862
269
198 176
100
50 80
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
1. HJ 2019 ab 10/2021
nach Umsetzung
von NABEG
Damit müssen auch Verteilnetzbetreiber planwertbasiertes Engpassmanagement betreiben:
Während im Einspeisemanagement im Moment einer Betriebsmittelüberlastung reagiert wird (Anlagen abgeregelt werden),
werden beim Redispatch die Maßnahmen (Abregelung von Anlagen) bereits im voraus geplant.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 | 10Die konkreten gesetzlichen Änderungen von NABEG 2.0 im Überblick
Regelungen zum Einspeisemanagement nach § 14, Es gibt eine Pflicht der Netzbetreiber zur
§ 15 und § 18 EEG entfallen, inkl. Vergütung der Führung eines Redispatchbilanzkreises
Anlagenbetreiber und Kostenwälzung durch
Netzbetreiber
Redispatch wird auf alle Einspeiseanlagen ab Ausgleich des Redispatchbilanzkreises über
100 kW erweitert Börsenhandel ist zulässig („Energetischer
Ausgleich“)
Nachrangig ist eine Teilnahme aller durch Die absolute Nachrangigkeit der Erneuerbaren
Netzbetreiber steuerbaren Anlagen < 100 kW am Anlagen gegenüber konventionellen Kraftwerken
Redispatch angedacht durch wirksamkeitsorientierte Nachrangigkeit
(KWK-Anlagen Faktor 5, EE-Anlagen Faktor 10)
ersetzt
Bidrektionaler Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für Anspruch der abgerufenen Anlagen auf
Redispatchmaßnahmen gegeben: Anlagenbetreiber hat finanzielle Entschädigung vergleichbar mit
Anspruch auf bilanziellen Ausgleich – Netzbetreiber hat EinsMan
Anspruch auf Abnahme des bilanziellen Ausgleichs
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 11Rahmenbedingungen werden in „Connect+“ und „BDEW Redispatch 2.0“ entwickelt –
jeder Netzbetreiber hat seine eigenen „Hausaufgaben“
Umsetzungsprojekt
Redispatch
▪ 4 Übertragungs- und 17 Verteilnetzbetreiber
▪ Erarbeitung der notwendigen Fähigkeiten Schnittstellen, ▪ Datenwege (Marktakteure-Netzbetreiber,
▪ Dabei Abstimmung mit vor- und Datenformate Netzbetreiber-Netzbetreiber)
nachgelagerten Netzbetreibern ▪ Entwicklung Datenformate (Vorschlag)
Festlegungen
Netzzustandsanalyse Energetischer
Ausgleich
Redispatch-
dimensionierung
▪ Netzbetreiber und Marktakteure
…
Prozesse, ▪ Festlegung Redispatchprozesse (EG Flex)
Rahmenbedingungen ▪ Datenbedarf (AG Datenbedarf und Detailprozesse)
…
▪ Prozesse zukünftiger Abrechnung (AG Abrechnung)
▪ Prozesse zukünftiger Bilanzierung (AG Bilanzierung)
Redispatch 2.0-Prozess beim Netzbetreiber
▪ Betreuung der Ergebnisse (AG Qualitätssicherung)
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 12Die neuen Anforderungen an die Verteilnetzbetreiber im Überblick
Datenaustausch Redispatchdimensionierung Anlagensteuerung Echtzeit
Schnittstellen zum Prozess für Dimensionierung von Anpassung des
Datenaustausch über Connect+ Redispatchmaßnahmen unter Leitsystems an die neuen
und IT-Kommunikationswege Berücksichtigung von Engpässen, Anforderungen für kuratives
innerhalb des Netzbetreibers und technischen Einschränkungen und Engpassmanagement
Muss durch jeden NB mit Anlagenbetreibern Maßnahmen anderer Netzbetreiber bei Abrufen durch
umgesetzt werden bei eigenen vorg. NB
Engpässen
Prognose und Validierung Netzzustandsanalyse Energetischer Ausgleich Bilanzierung und Abrechnung
Erstellung von Prognosen und Entwicklung einer Netzzustands- Bewirtschaftung des energetischen Umsetzung von Prozessen zur
Entwicklung von Funktionen zur prognose für beobachtbare und Ausgleichs der Engpassmaßnahmen Abwicklung des bilanziellen
Optimierung, Verschneidung und engpassbehaftete Teile des Netzes Fahrplanmanagement für geschädigte Ausgleichs, Marktkommunikation
Validierung der Prognosequalität unter Berücksichtigung von Bilanzkreisverantwortliche in der sowie Abwicklung von
Prognosen und Planungsdaten Planwertoption (ggf. automatisiert 24/7) Abrechnungsprozessen
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 131. Schritt zu Ihrer Redispatch 2.0 – Umsetzung: Betroffenheit analysieren
1
Sind in meinem Netz Erzeugungsanlagen >= 100 kW installiert?
Ja → Redispatch 2.0 ist relevant
Nein → keine Betroffenheit
Ihre Betroffenheit
von Redispatch 2.0:
▪ Keine
Betroffenheit
2
Treten in meinem Netz Engpässe auf?
▪ Keine Abrufe Ja → alle Prozesse umsetzen
Nein → Netzberechnungen und energetischer Ausgleich nicht notwendig
▪ Abrufe durch vorg.
NB
▪ Eigene Engpässe
3
Sind Abrufe von meinen vorg. NB zu erwarten? (und keine eigenen Engpässe)
Ja → Prognose, Datenaustausch, Abrufe, Bilanzierung und Abrechnung umsetzen
Nein → Nur Prognose und Datenaustausch umsetzen
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 14Energetischer
Abrechnung Netzzustands-
Prognosesystem Ausgleich Datenmanagement RD-Dimensionierung Anlagensteuerung
& Bilanzierung prognose
2. Schritt zu Ihrer Redispatch 2.0 – Umsetzung: Anbieterauswahl
▪ Muss immer umgesetzt ▪ Bei eigenen Engpässen ▪ Umzusetzen, wenn eigene ▪ Umzusetzen, wenn eigene
werden umzusetzen Engpässe oder Abrufe Engpässe oder Abrufe
durch vorg. NB durch vorg. NB
▪ Prozesse: Tägliche ▪ Prozesse: Erkennen
Lieferung/Verarbeitung eigener Engpässe, ▪ Bisherige technische ▪ Notwendig nach RD-
von Planungsdaten und Auswahl der Anlage und Anforderungen aus §9 Abruf
Verwaltung von Höhe des Abrufs, EEG bleiben bestehen
Stammdaten Beschaffung ▪ Reaktionszeit von 12
Ausgleichsenergie ▪ Empfehlung: Umsetzung
Minuten notwendig (VDE- mit bestehenden
AR-N 4140 „Kasakde“) EDM- und
▪ Empfehlung: ▪ Empfehlung: Spezifische Abrechnungssystemen
Umsetzung durch Bewertung der ▪ Empfehlung: Umsetzung ▪ Dienstleister bieten
Dienstleister Betroffenheit und über Dienstleister, wenn Bilanzierung
Umsetzung mit keine eigene 24/7 /Marktkommunikation
Dienstleister besetzte Leitstelle und Abrechnung meist
nicht an.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 15Kooperation
Redispatch-Umsetzung mit den Kooperationen KOS, KOV, City-USE Netzbetreiber
Anlagen
EIV
Steuerung (Duldungsfall)
NKK / PVK
Planungsdaten, angereicherte Stamm-
Stammdaten, daten
Netzbetreiber
Stammdaten,
RD-Abrufe Planungsdaten
Leitsystem
Neues
Ausschreibungsgegenstand „Redispatchsystem“ Anlagensteuerung
Schnittstelle zu Connect+ Datenmanagement Prognose und Validierung
Neues System zur Engpassprognose
„Berechnungstool“ für Dokumentation und
Berechnung Ausfallarbeit Netzzustands- RD-
netztechn. Wirksamkeiten Berichtswesen Lastprognose
prognose Dimensionierung
Berechnung Bestimmung
netztechnische topologischer
Kooperation Wirksamkeiten Maßnahmen
EDM-System Energetischer EIV Abrechnung
Finanzieller
Ausgleich (bei Abruf) Ausgleich
Marktkommunikation Beschaffung Berechnung der Höhe des
(Übermittlung Ausgleichsenergie finanziellen Ausgleichs
Ausfallarbeitszeitreihen) an Börse
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 16Agenda
1 Aktuelles und Rechtsprechung 10:00 – 10:30
2 NABEG 2.0 (Redispatch - kurzes Update) 10:30 – 10:45
3 Hinweise zum Basisjahr 2021 - Strom 10:45 – 11:00
4 Unbundlinganforderungen 11:00 – 11:10
5 In eigener Sache - Regulierungsmanagement 2.0 11:10 – 11:20
6 Sonstige Themen der Netzbetreiber 11:20 – 11:30
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 17Die Eigenkapitalverzinsung
▪ Die Methodik der Eigenkapitalverzinsung in der Anreizregulierung
abzüglich Fremd- und
= E Betriebsnotwendiges Vermögen
Abzugskapital
Steueranteil SoPo-Rücklageanteil
A = Unterstellte Restwerte
des Sachanlagevermögens
F
40% / 60%-Quotierung
Altanlagen (Bestandsanlagen,
Anschaffung vor 2006) Fremdkapital
G
40% des Restwertes bewertet zu
Tagesneuwerten
Abzugskapital
60%
Altanlagen (Bestandsanlagen,
(z.Bsp. Zuschüsse
H
Anschaffung vor 2006)
Rückstellungen usw.)
60% des Restwertes bewertet zu
Anschaffungskosten Verzinsung wie
aktiviertes Anlagevermögen nach 2005 Fremdkapital + Risiko 2,71% 3. RP
inklusive Grundstücke
B
Eigenkapitalverzinsung
(bewertet zu Anschaffungskosten) betriebsnotwendiges 6,91%-3.RP
I
Buchwert Eigenkapital
40%
D
Umlaufvermögen (gedeckelt) (Altanlagen 5,12%, aber
Buchwert ohne Relevanz für
C
Finanzanlagen NeuConnect) 6,91% 3. RP
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 18Methodik und Behandlung der Eigenkapitalverzinsung
lfd. Nr. Pos. Grafik Formel Bezeichnung Bilanzposition Mittelwert
Kalkulatorische Restwerte des
A
1 Sachanlagevermögens 100
2 B Anschaffungskosten Grundstücke 10
3 C Bilanzwerte der Finanzanlagen 5
4 D Bilanzwerte des Umlaufvermögens 15
Steueranteil der Sonderposten mit
F
5 Rücklageanteil 10
6 E-F = 1+2+3+4-5 betriebsnotwendiges Vermögen 120
7 H Abzugskapital 40
8 G verzinsliches Fremdkapital 10
9 I = 6-7-8 betriebsnotwendiges Eigenkapital 70
10 = 9/6 Eigenkapitalquote 58,333%
betriebsnotwendiges Eigenkapital
11 L min(6x40%; 9) 40% (BEK 2) 22 erfasst.
12a Fremdkaital-Zinssatz zzgl. Risikoaufschlag = 2,71% ▪ Zu den kurzfristigen Vermögenswerten gehören Bargeld und Bankguthaben. Die
BNetzA reduziert das Umlaufvermögen auf die, für das operative Geschäft
unbedingt notwendige Liquidität.
13 M = 11 x 11a Eigenkapitalzinden für EK 40% 0,5962 "Null". Der Durchschnittswert in diesem ersten Jahr beträgt nur 50% des Wertes
15 = 13+14 Summe Eigenkapitalverzinsung 3,913 am Ende des Jahres.
16 Gewerbesteuermesszahl (3,5%)
17 Gewerbesteuerhebesatz (z.B. 380%) ▪ Der Zinssatz, für das 40% übersteigende Eigenkapital könnte in der
18 = 15x16x17 kalkulatorische Gewerbesteuer 0,520429
Regulierungsperiode deutlich sinken.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 19Keine Anerkennung von Personalzusatzkosten bei DL-Verträgen
▪ Gemäß § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 9 ARegV gelten Kosten aus „betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu
Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen…“ als dnbKA.
▪ Werden diese Personalzusatzkosten (PZK) als nicht beeinflussbare Kostenanteile (dnbKA) anerkannt, senkt dies die
bereinigte Kostenbasis nach § 14 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 ARegV, da die dnbKA von den zuvor ermittelten Gesamtkosten
abgezogen werden.
▪ Mit dem Beschluss vom 12.11.2019 hat der BGH eindeutig entschieden, dass eine Anerkennung von PZK als dnbKA im
sog. Dienstleistungsmodell grundsätzlich nicht in Betracht kommt.
▪ Er stellt mit dieser Entscheidung klar, dass PZK nur dann als dnbKA bei Verteilernetzbetreibern anerkannt werden, wenn
diese Kosten auch direkt (originär) als Aufwand für Lohnzusatz- oder Versorgungsleistungen beim
Verteilernetzbetreiber anfallen.
▪ Damit erteilt der Kartellsenat des BGH möglichen Konstruktionen eine Absage, die dazu dienen, eine Anerkennung von
PZK für durch andere Unternehmen erbrachte Dienstleistungen gem. § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 9 ARegV als dnbKA allein
durch entsprechende vertragliche Gestaltungen zu erlangen.
▪ Das Thema dürfte sich daher für die Branche weitgehend erledigt haben.
▪ Die Ungleichbehandlung verschiedener Konzernstrukturen im Effizienzvergleich besteht so allerdings leider fort.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 20Der generelle sektorale Produktivitätsfortschritt im Gas bestätigt
▪ Für die ersten beiden Regulierungsperioden wurde per Verordnung ein Faktor von 1,5 beziehungsweise 1,25 angesetzt.
▪ Für die dritte Regulierungsperiode musste die Bundesnetzagentur erstmals einen Wert "nach Maßgabe von Methoden, die
dem Stand der Wissenschaft entsprechen" berechnen.
▪ In einem ersten Festlegungsentwurf hatte die Bundesnetzagentur einen Wert für den Xgen Gas von 0,88 Prozent ermittelt.
▪ Sie musste sich aber später aufgrund von Rechenfehlern korrigieren und senkte den Wert auf 0,49 Prozent.
▪ Mit diesem Wert zeigten sich die Netzbetreiber nicht einverstanden und legten vor dem Oberlandesgericht Düsseldorf
Rechtsmittel gegen den Beschluss der Bundesnetzagentur aus Februar 2018 ein.
▪ Als federführendes Verfahren hatte das OLG die Beschwerde der Netze BW verhandelt und in der Folge mit den Beschlüssen
vom 10. Juli 2019 die Festlegung der Regulierungsbehörde aufgrund von Ermittlungs- und Bewertungsdefiziten aufgehoben.
▪ Gegen die Entscheidung des Oberlandesgerichts Düsseldorf hatte die Regulierungsbehörde wiederum Rechtsbeschwerde
beim BGH eingelegt, der sich nun in seinem aktuellen Beschluss auf die Seite der Behörde gestellt hat.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 21Agenda
1 Aktuelles und Rechtsprechung 10:00 – 10:30
2 NABEG 2.0 (Redispatch - kurzes Update) 10:30 – 10:45
3 Hinweise zum Basisjahr 2021 - Strom 10:45 – 11:00
4 Unbundlinganforderungen 11:00 – 11:10
5 In eigener Sache - Regulierungsmanagement 2.0 11:10 – 11:20
6 Sonstige Themen der Netzbetreiber 11:20 – 11:30
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 22Platzhalterfolie zum Thema Unbundlingabschlüsse
▪ Das Thema Unbundlinganforderungen wird aus Zeitgründen in einen speziell dafür stattfindenden Workshop übernommen
und insbesondere das Thema Messtellenbetrieb weiter ausgearbeitet.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 23Agenda
1 Aktuelles und Rechtsprechung 10:00 – 10:30
2 NABEG 2.0 (Redispatch - kurzes Update) 10:30 – 10:45
3 Hinweise zum Basisjahr 2021 - Strom 10:45 – 11:00
4 Unbundlinganforderungen 11:00 – 11:10
5 In eigener Sache - Regulierungsmanagement 2.0 11:10 – 11:20
6 Sonstige Themen der Netzbetreiber 11:20 – 11:30
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 24Gute Hinweise zur Weiterentwicklung von Regulierungsmanagement 2.0
Welche Leistungen im Projekt "Regulierungsmanagement" haben für Sie einen großen Mehrwert?
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 25Gute Hinweise zur Weiterentwicklung von Regulierungsmanagement 2.0
Wie häufig nutzen Sie die Möglichkeit, individuelle Anfragen an E-Bridge zu stellen? (Hotline)
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 26Gute Hinweise zur Weiterentwicklung von Regulierungsmanagement 2.0
Nutzen Sie die im Rahmen des Projektes zur Verfügung gestellten Tools?
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 27Gute Hinweise zur Weiterentwicklung von Regulierungsmanagement 2.0
Welche im Rahmen des Projektes zur Verfügung gestellten Tools nutzen Sie?
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 28Gute Hinweise zur Weiterentwicklung von Regulierungsmanagement 2.0
Gefällt Ihnen die derzeitige digitale Durchführung der Workshops?
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 29Gute Hinweise zur Weiterentwicklung von Regulierungsmanagement 2.0
Was muss am Projekt „Regulierungsmanagement“ verbessert werden, um einen zusätzlichen Mehrwert zu generieren?
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 30Konkrete Ansatzpunkte zur Verbesserung des Mehrwertes für die Teilnehmer
Workshops 2.0
Abwechselnd digital/physisch - Feste Agendapunkte: Aktuelles / Update zu Tools / 1
Praxistipps Erlösobergrenze / Praxistipps Tagesgeschäft (Fallbeispiele) / Deep Dives
Spezialfragen 2.0
Möglichkeit für Spezialfragen im breiten Spektrum mit (anonymer) Dokumentation und 2
Veröffentlichung im Projekt als Fallbeispiele
Benchmark 2.0
Einfache Möglichkeit zum (anonymen) Vergleich mit anderen Netzbetreibern
3
Rundschreiben 2.0
E-Insight zweimal pro Jahr sowie zusätzliches Regulierungsschreiben
4
Sharepoint 2.0
Professionelleres Hosting der Daten und Wissensmanagement (Fragen/Fallbeispiele)
5
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 31Agenda
1 Aktuelles und Rechtsprechung 10:00 – 10:30
2 NABEG 2.0 (Redispatch - kurzes Update) 10:30 – 10:45
3 Hinweise zum Basisjahr 2021 - Strom 10:45 – 11:00
4 Unbundlinganforderungen 11:00 – 11:10
5 In eigener Sache - Regulierungsmanagement 2.0 11:10 – 11:20
6 Sonstige Themen der Netzbetreiber 11:20 – 11:30
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 32Von der automatischen Frequenzentlastung (AFE) zum Unterfrequenzabhängigen Lastabwurf (UFLA)
Was heißt das?
Netzabwurfplan
▪ Zur Frequenzhaltung im Übertragungsnetz sind die
Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen ihrer
Verantwortung für den zuverlässigen Systembetrieb zur
Vorhaltung von Primärregel (PRL)-, Sekundärregel (SRL)-
und Tertiärregelreserve (TRL) verpflichtet.
▪ Reicht das nicht, sind weiterer Maßnahmen notwendig:
▪ Abwurf von Speicherpumpen
▪ Abschaltung von kleineren Netzlasten
▪ Wenn trotz diesen Maßnahmen die Frequenz weiter
sinkt, werden zusätzliche Maßnahmen beim Auszug: „Leitfaden Technischen Anforderungen an die automatische
Verteilnetzbetreiber zwischen 49,0 Hz und 48,0 Hz Frequenzentlastung“
automatisch aktiviert:
▪ Abschaltung von großen Netzlasten
▪ Zuschaltung von Induktivitäten (Ladestromspulen) ▪ Gemäß FNN-Hinweis “Technische Anforderungen an die
▪ Bei 47,5 Hz trennen sich zusätzlich die automatische Frequenzentlastung AFE”
Erzeugungsanlagen vom Netz. ▪ 5-Stufen-Plan
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 33Von der automatischen Frequenzentlastung (AFE) zum Unterfrequenzabhängigen Lastabwurf (UFLA)
Was kommt auf Verteilnetzbetreiber zu?
▪ Dem FNN Hinweis folgte Ende 2018 der europäische
Netzkodex über den Notzustand und den
Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes.
▪ Er legt europaweit verbindliche Anforderungen an
automatische Letztmaßnahmen fest, in DE national
durch die VDE-Anwendungsregel:
▪ „Automatische Letztmaßnahmen zur Vermeidung von
Systemzusammenbrüchen“ (VDE-AR-N 4142). Vor dem ▪ Neu: 10-Stufen-Plan
Hintergrund des Ausbaus fluktuierender Erzeugung passt die
VDE-AR-N 4142 das Konzept an die gestiegenen
Anforderungen der Erhaltung der Systemsicherheit durch die ▪ Der VDE richtet sich mit seiner Anwendungsregel an alle
präzisere Reaktion der . Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen und daran
angeschlossene Netznutzer. Von den Regelungen des UFLA
konkret betroffen sind alle Netzbetreiber und Netznutzer, deren
▪ Das neue Abwurfkonzept ist bis spätestens Stromverteilernetze mit Lastverhalten an HS-/MS-Trafos oder
18.12.2022 umzusetzen. an MS-Abgängen betrieben werden.
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 34Von der automatischen Frequenzentlastung (AFE) zum Unterfrequenzabhängigen Lastabwurf (UFLA)
Konkrete Maßnahmen
▪ Ziel des nunmehr in 10 (statt bisher 5) Frequenzstufen ▪ Zukünftig soll nach der VDE-AR Letztmaßnahmen ein
aufgegliederten Abwurfkonzepts ist es, die Abwurfleistung Abwurfkonzept mit 10 Frequenzstufen festgelegt werden.
über die einzelnen Stufen (auch räumlich) möglichst
▪ Diese müssen „45 % +/- 7 %-Punkte“ der so genannten
gleichmäßig zu verteilen.
Gesamtlast umfassen.
▪ Die Maßnahmen nach der VDE-AR Letztmaßnahmen
greifen erst, wenn manuelle Maßnahmen im Rahmen der §§ ▪ Fehlerklärungszeit zwischen Eintritt der Unterfrequenz bis
14, 13 Abs. 1 und 2 EnWG nicht mehr ausreichen. zum Trennen der Last vom Netz 200 Millisekunden. Bisher
▪ Vorrangig ist daher die Kaskade umzusetzen, deren galten hier 350 Millisekunden.
Ausgestaltung bereits die VDE-AR 4140 näher geregelt hat. ▪ Mögliche Abwurfpunkte sind Einspeise- oder
▪ Dazu gehört unter anderem die Einhaltung der 12- Abgangsfelder in der Mittelspannung.
minütigen Kaskadenstufenzeit ▪ Die Bestimmung der Abwurfpunkte und die Zuordnung zu
▪ Der VDE richtet sich mit seiner Anwendungsregel an alle den einzelnen Frequenzstufen obliegen dabei dem
Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen und daran jeweiligen Netzbetreiber. (Diskriminierungsfreiheit)
angeschlossene Netznutzer. Von den Regelungen des UFLA
konkret betroffen sind alle Netzbetreiber und Netznutzer, ▪ Ist es für betroffene Netzbetreiber nicht möglich, den
deren Stromverteilernetze mit Lastverhalten an HS-/MS- UFLA eigenständig umzusetzen, müssen sie sich mit der
Trafos oder an MS-Abgängen betrieben werden. Option des Gruppenabwurfkonzepts
auseinandersetzen..
Regulierungsmanagement TP 17 März 2021 35Markterklärung intelligente Messsysteme 6000 kWh bis 100000 kWh und >100.000 kWh ▪ Im Bereich Digitalisierung standen Ende des Jahres 2019 insgesamt drei zertifizierte Smart-MeterGateways (SMGW) und 39 zertifizierte SMGW-Administratoren voneinander unabhängiger Hersteller zur Verfügung, sodass mit der Anfang 2020 aktualisierten Marktanalyse des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) die technische Möglichkeit des Einbaus von intelligenten Messsystemen durch das BSI formal festgestellt wurde (Markterklärung 31.01.2020). ▪ Die Markterklärung gilt vorerst für Letztverbraucher zwischen 6.000 bis 100.000 kWh. ▪ Ein Einbau von iMSys
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