Mögliche Auswirkungen des Ausbaus dezentraler Erzeugung auf die Gestaltung der Netznutzungsentgelte in deutschen Verteilnetzen

INHALTSVERZEICHNIS

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

TABELLENVERZEICHNIS

1 EINLEITUNG
1.1 Abgrenzung des Themas und Ziel der Arbeit
1.2 Aufbau der Arbeit

2 VERTEILNETZE IN DEUTSCHLAND
2.1 Definition und historische Entwicklung
2.2 Funktionale und organisatorische Einordnung in das Gesamtsystem der Stromversorgung
2.2.1 Funktion im zentralen Gesamtsystem der Stromversorgung
2.2.2 Organisation und relevante Institutionen
2.3 Ausblick auf zu erwartende strukturelle Änderungen

3 AUSWIRKUNGEN DES AUSBAUS DEZENTRALER ERZEUGUNG AUF DIE VERTEILNETZE
3.1 Technische Herausforderungen durch den Ausbau dezentraler Erzeugung
3.2 Notwendige Anpassungen der Verteilnetze
3.2.1 Anpassungsmaßnahmen bei passivem Netzmanagement
3.2.2 Anpassungsmaßnahmen bei aktivem Netzmanagement
3.3 Wirtschaftliche Herausforderungen für die Verteilnetzbetreiber

4 KOSTEN DES AUSBAUS DEZENTRALER ERZEUGUNG UND IHRE VERTEILUNG ÜBER NETZNUTZUNGSENTGELTE
4.1 Zusatzkosten des Ausbaus der dezentralen Erzeugung
4.2 Anlehnung an die Theorie der externen Effekte: Sozialisierung und Internalisierung von Kosten
4.3 Status Quo der Kostenzuteilung über Netznutzungsentgelte
4.3.1 Anreizregulierung der Netzbetreiber mittels Erlösobergrenze
4.3.2 Das Prinzip der Netznutzungsentgelte
4.3.3 Vermiedene Netznutzungsentgelte als Entgelt für dezentrale Einspeisung
4.4 Kernmerkmale der gegenwärtigen Systematik als Quellen möglicher Ineffizienzen
4.4.1 Sozialisierung statt Internalisierung der Netzausbaukosten
4.4.2 Umlage der Netznutzungsentgelte über den Verbrauch bei hohen kapazitätsbedingten Fixkosten der Verteilnetzbetreiber

5 VORSCHLÄGE FÜR EINE EFFIZIENTERE GESTALTUNG DER NETZNUTZUNGSENTGELTE IN DEUTSCHEN VERTEILNETZEN
5.1 Berücksichtigung der Netzausbaukosten bei der Entgeltermittlung
5.1.1 Ineffizienzen der gegenwärtigen Systematik
5.1.2 Mögliche Ansätze für eine effizientere Gestaltung
5.1.2.1 Internalisierung statt Sozialisierung
5.1.2.2 Sozialisierung ü ber bundesweiten Ausgleichsmechanismus
5.2 Anrechnung vermiedener Netznutzungsentgelte
5.2.1 Ineffizienzen der gegenwärtigen Systematik
5.2.1.1 Gem äß EEG verg ü tete Anlagen
5.2.1.2 Konventionell betriebene Anlagen
5.2.2 Mögliche Ansätze für eine effizientere Gestaltung
5.2.2.1 Umlage ü ber die elektrische Leistung
5.2.2.2 Netznutzungsentgelte f ü r dezentrale Betreiber
5.2.2.3 Bundesweiter Belastungsausgleich

6 SCHLUSS

ANHANG A: WEITERE ABBILDUNGEN

ANHANG B: SONSTIGES

LITERATURVERZEICHNIS

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

Abbildung 1: Netzbetreiber Niederspannung

Abbildung 2: Netzbetreiber Mittelspannung

Abbildung 3: Einnahmen und Ausgaben eines Verteilnetzbetreibers

Abbildung 4: Prinzip der Anreizregulierung mittels Erlösobergrenze

Abbildung 5: Kostenwälzung im Rahmen der Entgeltermittlung

Abbildung 6: Situation ohne dezentrale Einspeisung

Abbildung 7: Vermiedene NNE als Entgelt für dezentrale Einspeisung

Abbildung 8: Belastung der Endverbraucher ohne bundesweiten Ausgleich der Netzausbaukosten

Abbildung 9: Belastung der Endverbraucher mit bundesweitem Ausgleich der Netzausbaukosten

Abbildung 10: Netznutzungsentgelte ohne DEA

Abbildung 11: Neue Situation mit EEG-vergüteter DEA

Abbildung 12: Höhere Netznutzungsentgelte durch EEG-vergütete DEA

Abbildung 13: Neue Situation mit konventioneller DEA ohne KWK

Abbildung 14: Höhere Netznutzungsentgelte und Windfallprofits durch konventionelle DEA ohne KWK

Abbildung 15: Wertschöpfungskette der Elektrizitätswirtschaft

Abbildung 16: Vom integrierten Verbundunternehmen zum entflochtenen Energiekonzern

Abbildung 17: Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber

Abbildung 18: Struktur der Bruttostromerzeugung nach Energiequellen und Kraftwerksarten

Abbildung 19: Haushaltsstrompreis

Abbildung 20: Funktion der Vergleichsparameter

Abbildung 21: Berechnung der Vermeidungsleistung

TABELLENVERZEICHNIS

Tabelle 1: Spannungsebenen in Deutschland

Tabelle 2: Drei Phasen der Dezentralisierung

Tabelle 3: Unterschiedliche Kapazitäten für gleiche Mengen elektrischer Arbeit

Tabelle 4: Einzel- vs. gesamtwirtschaftliche Standortwahl einer DEA

Tabelle 5: Internalisierung der Netzausbaukosten bei dezentralen Betreibern

1 EINLEITUNG

„[...] Weltweit rechnet die Internationale Energieagentur bis 2030 [ ] mit Investitionen von mehreren Billionen Dollar in Energieerzeugung, Verbrauchsmanagement und Netzaufr ü stung. [ ] Die j ä hrlichen Kosten f ü r Deutschland beziffert Greenpeace auf eine Milliarde. “¹

Anlässlich der Veröffentlichung der Greenpeace-Studie „(r)enewables 24/7“ im November 2009 veröffentlichte Spiegel Online einen Artikel, aus dem obiges Zitat entnommen ist. Ziel dieser Studie ist es, die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen eines klimagerechten Stromnetzes der nahen Zukunft aufzuzeigen, das eine umfassende Versorgung mit Erneuerbaren Energien gewährleistet.² Im Kern stützt sich die Studie dabei auf den massiven Ausbau der dezentralen Erzeugung in Form von Windenergie- und Photovoltaikanlagen, Mikroturbinen, Brennstoffzellen, Blockheizkraftwerken etc. Dezentrale Kleinkraftwerke dieser Art sollen zukünftig über hochentwickelte Kommunikations- und Steuerungstechnologien miteinander zu sogenannten intelligenten Stromnetzen verbunden werden.³

In dem Artikel heißt es weiter: „ Aus Sicht der Unternehmen lohnen sich diese Investitionen. Das schlaue Stromnetz gilt unter Experten als einer der gro ß en Mega-M ä rkte der kommenden Jahrzehnte. “⁴

Viele Unternehmen wittern in diesem grundlegenden Umbruch der Energiewirtschaft große Chancen. Welche unmittelbar spürbaren Folgen aber hat der Ausbau der dezentralen Erzeugung für die an die Verteilnetze angeschlossenen Verbraucher? Welche für die Betreiber von dezentralen Energieerzeugungsanlagen?

1.1 Abgrenzung des Themas und Ziel der Arbeit

Unmittelbar spürbar ist der Ausbau der dezentralen Erzeugung u.a. dann, wenn er sich auf die finanzielle Situation eines Individuums oder eines Unternehmens auswirkt. Dieser Wirkungszusammenhang ergibt sich für die Endverbraucher über die

Abgrenzung des Themas und Ziel der Arbeit

Netznutzungsentgelte in den deutschen Verteilnetzen, für die Betreiber von dezentralen Energieerzeugungsanlagen über das Entgelt für die Stromeinspeisung. Im seit jeher zentralistisch aufgebauten Gesamtsystem der deutschen Stromversorgung müssen die Nutzer der Verteilnetze nur für den Bezug von Strom ein Entgelt an die Verteilnetzbetreiber entrichten. Die Wurzeln des Ermitt-lungsprinzips dieser Netznutzungsentgelte reichen weit zurück bis in die Zeit vor der Liberalisierung der deutschen Stromwirtschaft. Dementsprechend sind die Netznutzungsentgelte darauf ausgelegt, lediglich Kosten des Strombezugs mög-lichst effizient und gerecht zu verteilen, da der Stromeinspeisung aus dezentraler Erzeugung seinerzeit keine Bedeutung zugemessen wurde

Durch den Ausbau der dezentralen Erzeugung kommen nun jedoch auch Kosten auf die Netzbetreiber und die Netznutzer zu, die im gegenwärtigen Ermittlungsprinzip der Netznutzungsentgelte nicht angemessen berücksichtigt werden. Wodurch entstehen diese Kosten? Was geschieht mit ihnen im Rahmen der Entgeltermittlung? Wer muss sie am Ende tragen?

Das Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, diese Fragen zu beantworten und aus den erarbeiteten Resultaten mögliche Ansätze für eine effizientere Gestaltung der Netznutzungsentgelte abzuleiten

1.2 Aufbau der Arbeit

Die Arbeit ist in sechs Kapitel unterteilt. Nach der Einleitung gibt Kapitel zwei einen allgemeinen Überblick über Stromverteilnetze in Deutschland. In diesem Rahmen erfolgt in Abschnitt 2.1 zunächst eine Bestimmung des Begriffes Verteilnetz, gefolgt von einem geschichtlichen Abriss zur Entstehung der deutschen Verteilnetze. Abschnitt 2.2 ordnet die Verteilnetze funktional und organisatorisch in das Gesamtsystem der deutschen Stromversorgung ein. Abschließend gibt Abschnitt 2.3 einen Ausblick auf zu erwartende strukturelle Änderungen der Verteilnetze in Form des Ausbaus der dezentralen Erzeugung

Kapitel drei verdeutlicht die möglichen Auswirkungen, die der Ausbau der dezentralen Erzeugung auf die Verteilnetzbetreiber haben kann. Dabei werden in Abschnitt 3.1 zunächst technische Herausforderungen betrachtet. Darauf aufbauend schildert Abschnitt 3.2 wesentliche Maßnahmen, die die Verteilnetzbetreiber ergreifen müssen, um diese technischen Herausforderungen zu bewältigen. Die Aufbau der Arbeit sich aus diesen Maßnahmen ergebenden wirtschaftlichen Herausforderungen der Verteilnetzbetreiber werden abschließend in Abschnitt 3.3 untersucht. Das vierte Kapitel stellt die gegenwärtigen gesetzlichen Regelungen zur Verteilung der Kosten der Verteilnetzbetreiber auf die Netznutzer dar. Zunächst werden in Abschnitt 4.1 weitere Kosten beschrieben, die mit dem Ausbau der de-zentralen Erzeugung in direktem Zusammenhang stehen. Abschnitt 4.2 legt in An-lehnung an die Theorie der externen Effekte die Prinzipien der Sozialisierung und der Internalisierung von Kosten dar. Mit einer Darstellung der Prinzipien der An-reizregulierung, der Ermittlung der Netznutzungsentgelte sowie den vermiedenen Netznutzungsentgelten beschreibt Abschnitt 4.3 den Status Quo der Kostenvertei-lung auf die Netznutzer. Abschnitt 4.4 fasst die für diese Arbeit relevanten Kern-merkmale der beschriebenen Prinzipien zusammen und betrachtet sie als Quellen möglicher Ineffizienzen

In Kapitel fünf werden auf Basis dieser Kernmerkmale Vorschläge für eine effizientere Gestaltung der Netznutzungsentgelte entwickelt. Dazu fokussiert Abschnitt 5.1 auf die Berücksichtigung der Netzausbaukosten im Rahmen der Entgeltermittlung und veranschaulicht zunächst Ineffizienzen, die diesbezüglich aus der gegenwärtigen Gestaltung der Netznutzungsentgelte resultieren können. Darauf aufbauend werden Möglichkeiten zur Vermeidung dieser Ineffizienzen aufgezeigt, untersucht und bewertet. Abschnitt 5.2 beschreibt den Effekt, den vermiedene Netznutzungsentgelte als Entgelt für dezentrale Einspeisung auf die Netznutzungsentgelte haben können. Wiederum werden zunächst Ineffizienzen, die aus der gegenwärtigen Gestaltung der (vermiedenen) Netznutzungsentgelte resultieren, veranschaulicht. Darauf aufbauend werden unterschiedliche Ansätze zur Vermeidung dieser Ineffizienzen betrachtet und bewertet Kapitel sechs zieht ein Resumée aus den wesentlichen Erkenntnissen der Arbeit und gibt einen abschließenden Ausblick auf weitere Untersuchungsaspekte

2 VERTEILNETZE IN DEUTSCHLAND

Als Einstieg ins Thema liefert Abschnitt 2.1 zunächst eine Abgrenzung des Begriffes „Verteilnetz“ und gibt einen Überblick über die Entstehung der deutschen Stromversorgung. In Abschnitt 2.2 werden die Funktion der Verteilnetze im Rahmen des Gesamtsystems der Stromversorgung sowie relevante Institutionen beschrieben. Abschnitt 2.3 gibt einen Ausblick auf strukturelle Änderungen, denen die Verteilnetze in absehbarer Zukunft unterliegen werden

2.1 Definition und historische Entwicklung

Eine klare Definition des Verteilnetzes (VN) durch eine Festlegung auf eine bestimmte Spannungsebene ist nicht üblich. Vielmehr können Leitungen auf der Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene bis 110 Kilovolt (kV) Verteilungsfunktionen übernehmen.⁵

In dieser Arbeit werden in Anlehnung an Tietz, H.-P. (2007) und VDN (2007) diejenigen Netzabschnitte als VN betrachtet, in denen „ ...Strom zu den Verbrauchern in kleinen Mengen bei geringen Leistungen, ü ber kurze Entfernungen und an viele Abnehmer... “⁶ gelangt und „... der Leistungsfluss im Wesentlichen durch die Kundenbelastung bestimmt... “⁷ ist. Dies entspricht der Niederspannungsebene sowie teilweise der Mittelspannungsebene. Des weiteren sei erwähnt, dass in der Arbeit häufig von den Verteilnetzen die Rede ist, obwohl es sich physikalisch um „ ...die Gesamtheit aller verbundenen Betriebsmittel gleicher Nenn- spannung... “⁸, also um ein zusammenhängendes Netz handelt. Die Bezeichnung in der Mehrzahl liegt darin begründet, dass es sowohl auf der Nieder- als auch auf der Mittelspannungsebene zahlreiche Netzbetreiber gibt, die „ihr eigenes“ Netz betreiben⁹

Bei einem Blick auf die Gebietskarten der deutschen Stromnetzbetreiber sticht dem Betrachter sofort die zerstückelte Struktur ins Auge

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Netzbetreiber Niederspannung ¹⁰

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Netzbetreiber Mittelspannung ¹¹

Um sie zu durchschauen und die Entstehung der deutschen VN nachvollziehen zu können, lohnt es sich, einen Blick auf den Beginn der Elektrifizierung im Deutschen Reich des späten 19. Jahrhunderts zu werfen.¹²

Zu dieser Zeit gab es seitens des Staates keine Überlegungen bezüglich eines landesweiten Stromnetzes zur Versorgung des ganzen Reiches. Vielmehr waren es private und städtische Initiativen, die die Erbauung erster Dampfmaschinen und Wasserräder zur Stromerzeugung vorantrieben. Die Verteilung des durch diese Kleinkraftwerke erzeugten Gleichstroms war dabei auf umliegende Häuser, später auf einzelne Gemeinden, begrenzt. Diese kleinflächigen Versorgungsstrukturen können gewissermaßen als Vorläufer der heutigen VN angesehen werden. Ländliche Regionen hinkten in der Elektrifizierung zunächst hinterher. Erst in den 1890er Jahren setzte sich mit der Entwicklung von Drehstromgeneratoren der Wechselstrom rasch gegen den Gleichstrom durch. Die Verbreitung des Wechselstroms, der sich leicht auf eine höhere Spannung transformieren lässt, hatte in ländlichen Regionen die Gründung sogenannter Überlandzentralen zur Folge, die mit einer höheren Spannung eine größere Fläche als die kommunalen und privaten Kleinkraftwerke versorgen konnten Zu Beginn des 20. Jahrhunderts wurde der Ausbau der Ortsversorgungen und der Überlandzentralen weiter vorangetrieben. Mit der Verbindung einzelner regionaler Versorgungsgebiete begann dann nach dem ersten Weltkrieg der Aufbau des deutschen Verbundnetzes, das gegenwärtig Teil des europäischen Verbundnetzes ist

2.2 Funktionale und organisatorische Einordnung in das Gesamtsystem der Stromversorgung

In Abschnitt 2.2.1 wird der zentrale Aufbau der heutigen Stromversorgung sowie die Funktion der VN in diesem System verdeutlicht, bevor Abschnitt 2.2.2 einen Überblick über relevante Institutionen und Einrichtungen in Bezug auf die deutschen VN gibt

2.2.1 Funktion im zentralen Gesamtsystem der Stromversorgung

Das heutige Gesamtsystem der Stromversorgung in Deutschland setzt sich aus verschiedenen Spannungsebenen zusammen, die in Tabelle 1 zusammengefasst sind

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Spannungsebenen in Deutschland ¹³

Diese Struktur lässt sich vor dem historischen Kontext damit begründen, dass die Höhe der wirtschaftlich optimalen Spannungsebene bei der Stromübertragung mit Funktionale und organisatorische Einordnung in das Gesamtsystem der Stromversorgung der übertragenen Leistung ansteigt und gleichzeitig die Übertragungsverluste mit höherer Spannung abnehmen.¹⁴

Etwa 80% der öffentlich verbrauchten Energie werden von den Betreibern der zentralen Großkraftwerke in die 380 kV und 220 kV-Ebenen des Höchstspannungsnetzes eingespeist und gelangen von dort über die verschiedenen Spannungsebenen zum Endverbraucher.¹⁵ Die restlichen etwa 20% kommen aus industrieller Eigenstromerzeugung, erneuerbaren Energiequellen (EE) und kommunalen Anlagen zur Kraftwärmekopplung (KWK). Dieser Anteil wird auf den verschiedenen Ebenen des VN eingespeist, wobei die Einspeisung auf der Niederspannungsebene bisher sehr gering ist.¹⁶ Gleichzeitig werden aber auf dieser Ebene etwa 50% des gesamten Stroms verbraucht.¹⁷ Auf Grund dieser Top-Down-Struktur spricht man auch von einem zentralen Aufbau der Stromversorgung

Das Höchstspannungsnetz transportiert den Strom über weite Strecken zu Umspannwerken in verschiedenen Regionen und verbindet einzelne Übertragungsnetze zum europäischen Verbundnetz.¹⁸ Verbraucher sind auf dieser Spannungsebene nicht angeschlossen, da sie ein reines Transportnetz darstellt und im Gegensatz zu den nachrangigen Netzen keinerlei Verteilungsfunktionen erfüllt. Ältere Teile des Höchstspannungsnetzes werden auch mit 220 kV betrieben. Sie haben die gleichen Funktionen, jedoch speisen hier auch Kraftwerke mit einer Leistung zwischen ca. 300 MW und 700 MW ihre Energie ein Das nachgelagerte Hochspannungsnetz mit einer Spannung von 110 kV bezieht einen Großteil seiner Energie über Umspannwerke aus dem Höchstspannungsnetz und vereinzelt aus Kraftwerken mit einer Leistung von bis zu 300 MW. Seine Aufgabe ist neben der überregionalen Stromübertragung vor allem in städtischen Gebieten mit hoher Lastdichte¹⁹ immer häufiger die Grobverteilung von Strom an Transformatorstationen. Vereinzelt sind auch Industriebetriebe an diese Spannungsebene angeschlossen Funktionale und organisatorische Einordnung in das Gesamtsystem der Stromversorgung Das Mittelspannungsnetz (MSN) wird in ländlichen Gebieten mit einer Spannung von 20 kV, in städtischen Gebieten mit 10 kV betrieben. Es bezieht seine Energie aus dem übergelagerten Hochspannungsnetz sowie von Industriebetrieben und Kraftwerken mit einer Leistung von bis zu 10 MW und verteilt den Strom an Netzstationen, an denen die Einspeisung in das Niederspannungsnetz erfolgt sowie an einzelne Endverbraucher

Im Niederspannungsnetz werden etwa 50% der gesamten Energie verbraucht. Es wird überwiegend mit einer Spannung von 400 Volt (V) zur Verteilung des Stroms von den einzelnen Netzstationen in die Häuser und mit 230V innerhalb von Häusern betrieben. In der Regel gibt es jedoch auch dort einzelne Verbraucher, z.B. Elektroherde, die mit einer Spannung von 400 V betrieben werden. Die Funktion des Niederspannungsnetzes ist somit die Feinverteilung des Stroms an die Endverbraucher. In sogenannten Industrienetzen, also Niederspannungsnetzen, an die größere Industriebetriebe angeschlossen sind, sind vereinzelt auch Spannungen von bis zu 1000 V zu finden, da die 0,4 kV-Ebene nur für Lasten bis maximal 300 Kilowatt (kW) ausgelegt ist

Strukturbedingt wirken sich Störungen innerhalb der VN stärker negativ auf die Versorgungssicherheit aus, als Störungen in der Übertragungsebene. Durch redundante Verknüpfungspunkte zwischen den VN untereinander und mit dem Übertragungsnetz herrscht in der deutschen Stromversorgung als Gesamtsystem jedoch eine hohe Versorgungszuverlässigkeit.²⁰

2.2.2 Organisation und relevante Institutionen

Im Zusammenhang mit der Liberalisierung und Privatisierung des Strommarktes in den späten 1990er Jahren haben sich seine institutionelle und die organisatorische Zusammensetzung stark verändert.²¹

Vor der Liberalisierung waren vertikal integrierte Verbundunternehmen von der Erzeugung über die Übertragung und die Verteilung bis zum Vertrieb des Stroms für alle Stufen der Wertschöpfungskette verantwortlich.²²

Funktionale und organisatorische Einordnung in das Gesamtsystem der Stromversorgung Seit Inkrafttreten des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts 1998 sieht das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) u.a. eine Entflechtung der Wertschöpfungskette vor.²³ Die vier Energiekonzerne RWE, Eon, EnBW und Vattenfall gliederten daher die beiden Stufen Stromtransport und Stromverteilung in einzelne Tochterunternehmen aus.²⁴ Diese Unternehmen verblieben im Konzernverbund, sind jedoch seitdem nach den Vorgaben des EnWG buchhalterisch, informationell, operationell sowie rechtlich von den anderen Unternehmen des Konzernverbundes getrennt.²⁵,²⁶ Beide Stufen stellen jeweils natürliche Monopole dar. Somit wurde auf ihnen kein Wettbewerb eingeführt, da dies zu höheren Kosten führen würde.²⁷ Die Stufen Erzeugung, (Groß-)Handel und Vertrieb wurden jedoch für den Wettbewerb geöffnet.²⁸

Als Ü bertragungsnetzbetreiber (ÜNB) bezeichnet man die Unternehmen, deren Aufgabe Planung, Bau, sicherer und störungsfreier Betrieb und Pflege der Höchstspannungsnetze innerhalb des eigenen Netzgebietes sowie die Koordination mit den anderen Netzgebieten ist. Im eigenen Netzgebiet sind die ÜNB jeweils auch für die notwendigen Systemdienstleistungen Frequenz- und Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau und Betriebsführung verantwortlich.²⁹ Die Netzgebiete der ÜNB werden daher auch als Regelzone bezeichnet.³⁰ ÜNB sind somit verantwortlich für den Stromtransport sowie die zentrale Kontrolle und Steuerung der Stromversorgung Monopol vor, wenn ein einzelner Anbieter die Nachfrage nach einem bestimmten Gut zu niedrigeren Kosten befriedigen kann, als es mehrere (kleinere) Anbieter zusammen könnten. Bei den Gütern „Stromtransport“ und „Stromverteilung“ ist dies der Fall, da beide Vorgänge an eine Infrastruktur - die Stromnetze - gebunden sind. Sie macht einen Großteil der Kosten aus. Mehrere parallele Netze von unterschiedlichen Anbietern würden hohe Kosten verursachen, ohne dabei zusätzlichen Nutzen zu stiften Die Aufgabe der Verteilnetzbetreiber (VNB) ist neben Netzplanung und Netzausbau die Gewährleistung der technischen Sicherheit und Qualität sowie der Zuverlässigkeit der Stromversorgung auf den VN-Ebenen und somit für die Verteilung des Stroms Die Aufgaben der Kraftwerksbetreiber (KWB) sind Planung, Bau und Betrieb der Kraftwerke auf den Spannungsebenen oberhalb der Niederspannung sowie teilweiser Verkauf des erzeugten Stroms auf Großhandelsebene an Strom- h ä ndler ohne eigenes Netz. Diese wiederum verkaufen den Strom an Vertriebsun- ternehmen oder lokale Versorger, die ihn an die Endverbraucher veräußern Endverbraucher, die z.B. mittels einer PV-Anlage auf dem Hausdach, einer Windenergieanlage (WEA) oder einer KWK-Anlage Strom selbst produzieren und in das VN einspeisen, werden als Kleinsterzeuger oder dezentrale Betreiber bezeichnet Zugang zu und Nutzung der weiterhin monopolistisch organisierten Übertragungs- und Verteilnetze sollen für alle Marktteilnehmer auf den verschiedenen Stufen der Wertschöpfungskette möglichst leicht, diskriminierungsfrei und transparent erfolgen.³¹ Zudem soll eine marktbeherrschende Stellung der großen Energiekonzerne auf den vor- und nachgelagerten Märkten der Stromübertragung bzw -verteilung verhindert werden.³² Daher müssen die Netzbetreiber ihre Netze allen Nutzern entgeltlich zur Verfügung stellen Seit 2006 wird in Bezug auf das Entgelt für den Netzzugang das Modell des sogenannten „Regulierten Netzzugangs“ verfolgt.³³ In Bezug auf das Entgelt für die Netznutzung wird seit 2009 das Modell einer Anreizregulierung verfolgt.³⁴ Für die Überwachung der Netzentgelte - also der Summe aus den Netzzugangsge- bühren und den Netznutzungsentgelten - auf Bundesebene ist die Bundesnetz- agentur (BNetzA) auf Basis verschiedener Gesetze und Richtlinien zuständig. Ihre Kernaufgaben sind die Kontrolle samt evt. Korrektur und Genehmigung bzw. Festlegung der Netzentgelte, die Überwachung der Entflechtung sowie die Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs. Landesregulierungsbeh ö rden sind für alle Netzbetreiber zuständig, deren Netz die Grenzen eines Bundeslandes nicht überschreitet und die weniger als 100.000 Anschlüsse versorgen

2.3 Ausblick auf zu erwartende strukturelle Änderungen

Mittel- bis langfristig ist davon auszugehen, dass dezentrale Energieerzeugungsanlagen (DEA) zunehmend an Bedeutung gewinnen und die gegenwärtige zentrale Struktur der Stromversorgung stark verändern werden, wie der folgende Abschnitt zeigt

In der Literatur gibt es bisher keine allgemein akzeptierte Definition von dezentraler Erzeugung. Einige Ansätze differenzieren dezentrale von zentraler Erzeugung anhand der Spannungsebene, auf der die Anlagen angeschlossen sind. Andere wiederum bezeichnen Anlagen mit einer geringen Leistung oder in unmittelbarer Nähe der Endverbraucher als DEA.³⁵ In Anlehnung an die International Energy Agency (IEA) (2002) und Ackermann, T./Andersson, G./Söder, L. (2000) werden in dieser Arbeit solche Anlagen als DEA aufgefasst, die ihre Energie entweder direkt in die Nieder- oder die Mittelspannungsebene einspeisen oder zunächst den Eigenbedarf eines Kunden decken und dann evt. überschüssige Energie ins VN einspeisen.³⁶ Es werden Anlagen aller vorhandenen Technologien als DEA betrachtet. Darunter fallen sowohl konventionell betriebene Anlagen als auch Anlagen zur Erschließung von EE (jeweils mit und ohne Kraft-Wärme-Kopplung)

Im Zusammenhang mit der Dezentralisierung der Stromversorgung spielen neben den DEA noch weitere dezentrale Optionen eine wichtige Rolle. Im Einzelnen sind dies Anlagen zur Energiespeicherung sowie Maßnahmen und Programme zur Energieeffizienzsteigerung im Bereich der Endkunden (Demand-Side-Mana- gement/DSM) und die Möglichkeit des Lastmanagements durch gezielte Abschaltung von elektrischen Verbrauchern.³⁷

Die IEA (2002) und Leprich, U./Bauknecht, D./Evers, E./Gaßner, H./Schrader, K. (2005) gehen davon aus, dass die Transformation der zentralen hin zu einer dezentralen Stromversorgung in drei Phasen unterteilt ist

3 Verbreitung Strom wird größtenteils von DEA bereitgestellt

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2: Drei Phasen der Dezentralisierung ³⁸

In der sogenannten Anpassungsphase werden DEA in das bestehende Gesamtsystem der Stromversorgung integriert.³⁹ Die zentrale Kontrolle und Steuerung des Gesamtsystems obliegt jedoch weiterhin den ÜNB. Auch die zentrale Netzstruktur bleibt erhalten. DEA müssen sich also an bestehende Verhältnisse anpassen und beispielsweise in einem virtuellen Kraftwerk zusammenschließen.⁴⁰ Lastnahe Erzeugung spielt in dieser Phase noch kaum eine Rolle

Die folgende Dezentralisierungsphase ist gekennzeichnet durch ein weiteres Ansteigen der Anzahl der DEA sowie einer Dezentralisierung der Netzstrukturen. Durch die angestrebte lokale Optimierung von Stromerzeugung und -verbrauch spielt die lastnahe Stromerzeugung in dieser und der nächsten Phase eine sehr wichtige Rolle. VNB übernehmen dementsprechend zunehmend Steuerung und Kontrolle von den ÜNB

In der Verbreitungsphase wird schließlich der Großteil der verbrauchten Energie durch DEA erzeugt. Erzeugung, Kontrolle, Steuerung und Verbrauch finden i.d.R. im VN statt. Ein Rückgriff auf höhere Spannungsebenen ist nur noch im Notfall notwendig. Dementsprechend dienen verbleibende zentrale Großkraftwerke nur noch als Notreserve, jedoch nicht mehr als Hauptquelle für den verbrauchten Strom Die Gründe für diese strukturellen Änderungen im VN sind vielfältig, lassen sich jedoch in kommerzielle, regulatorische und umweltpolitische Kategorien einordnen.⁴¹ Zu den kommerziellen Gründen zählt u.a. die Schonung fossiler Ressourcen und dadurch Minderung der Importabhängigkeit. Dies kann durch die Umwandlung fossiler Rohstoffe in hocheffizienten - i.d.R. dezentralen - KWK-Anlagen geschehen. Des Weiteren können durch Errichtung und Betrieb von DEA Arbeitsplätze vor Ort geschaffen oder gesichert und somit die regionale Wertschöpfung erhöht werden.⁴²

Die Kategorie der regulatorischen Gründe umfasst im Wesentlichen die Liberalisierungs- und Privatisierungsbestrebungen, durch die das Betreiben von DEA z.B. durch Privatpersonen überhaupt erst möglich wird.⁴³

Der Hauptgrund liegt jedoch in den Vorgaben der Bundesregierung zur Erreichung ihrer klimapolitischen Ziele, d.h. in der Reduktion der Treibhausgasemissionen bis zum Jahr 2020 um 40% gegenüber 1990. Zur Erreichung dieser Ziele wurden mehrere strategische Maßnahmen ergriffen.⁴⁴ Die wichtigste Maßnahme ist der angestrebte weitere Ausbau der erneuerbaren Energien im Strombereich.⁴⁵ So soll der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch von heute 17,8% auf 35,2% im Jahr 2020, auf 58,7% im Jahr 2030 und weiter auf 84% im Jahr 2050 steigen.⁴⁶ Eine weitere Maßnahme ist die angestrebte Effizienzsteigerung im Strombereich. Dazu soll die Stromproduktivität bis 2020 im Vergleich zum heutigen Wert um 34%, bis 2050 um ca. 100% steigen.⁴⁷ Der angestrebte Ausbau der KWK (fossil und regenerativ) ist das dritte wichtige Element zur Erreichung der klimapolitischen Ziele. Ihr Anteil an der Stromerzeugung soll von heute 14,5% auf 22,4% im Jahr 2020 und weiter auf 25,8% im Jahr 2050 steigen.⁴⁸

Alle drei Maßnahmen gehen einher mit der Dezentralisierung der Stromversorgung. Von großen (Offshore-)Windparks und solarthermischen Kraftwerken abgesehen ist die Nutzung des Stroms aus EE i.d.R. auf den Ort oder die direkte Umgebung der Anlagen beschränkt und somit dezentral, da ein Transport über längere Strecken auf der Niederspannungsebene unwirtschaftlich ist.⁴⁹ Des Weiteren besteht bei der Nutzung von Wind- und Solarkraft die Notwendigkeit, die natürliche Fluktuation des regenerativen Dargebots auszugleichen. Dies ist mit Energiespeichern möglich, in die die Anlagen den Strom einspeisen. Das Gebilde aus DEA und Speicher gibt dann den Strom gleichmäßig ins VN ab.⁵⁰ Diese stationären Speicher stellen eine lokale Zwischenstation zwischen Erzeugung und Verbrauch dar und sind somit ebenfalls dezentral.⁵¹

Mobile Speicher in Form von Elektrofahrzeugen stellen in diesem Zusammenhang einen Sonderfall dar. Bis zum Jahr 2020 sollen nach dem Entwicklungsplan Elektromobilität der Bundesregierung 1 Mio. Elektrofahrzeuge in Deutschland genutzt werden. Deren Batterien sollen auch die Funktion einer Netzspeicherkomponente mit Rückspeisemöglichkeiten in das Stromnetz erfüllen. Sie sollen so als großer virtueller Speicher dienen, der zwar nicht unbedingt in Anlagennähe installiert ist, aber dennoch eine dezentrale Struktur mit vielen kleinen und räumlich verteilten Einheiten aufweist und die Fluktuationen von EE ausgleichen kann.⁵²

Beim Ausbau der KWK werden in den nächsten Jahren vor allem dezentrale Anlagen in Form von Miniblockheizkraftwerken zur Versorgung einzelner Häuser oder Wohn- und Industrieblöcke einen überproportionalen Zuwachs erfahren.⁵³

Darüber hinaus setzen die Steigerungen der Effizienz im Strombereich und der Stromproduktivität die verbreitete Nutzung von Informationstechnologie (IT) voraus, wie sie in allen Integrationskonzepten für dezentrale Erzeuger vorgesehen ist.⁵⁴

3 AUSWIRKUNGEN DES AUSBAUS DEZENTRALER ERZEUGUNG AUF DIE VERTEILNETZE

Der Ausbau der dezentralen Erzeugung wird sich erheblich auf die VN auswirken. Abschnitt 3.1 erläutert die wesentlichen technischen Herausforderungen, vor denen die VNB bei einem steigenden Anteil dezentraler Erzeugung in ihrem Netz stehen. Bedeutende Anpassungsmaßnahmen, mit denen die VNB auf diese Herausforderungen reagieren, werden in Abschnitt 3.2 vorgestellt. Abschnitt 3.3 betrachtet die Kosten dieser Anpassungsmaßnahmen als wirtschaftliche Herausforderungen für die VNB

3.1 Technische Herausforderungen durch den Ausbau dezentraler Erzeu- gung

Der Ausbau der dezentralen Erzeugung bietet für VNB und Endverbraucher sowohl Vor- als auch Nachteile Jeweils unter bestimmten Voraussetzungen sind hier neben einem positiven Beitrag zur Spannungshaltung sowie der Reduktion von Netzverlusten und Emissionen auch eine höhere Energieeffizienz sowie eine höhere Versorgungssicherheit als bedeutende Vorteile zu nennen.⁵⁵ Ein durch DEA bedingtes Mehr an Wettbewerb in der Stromerzeugung kann zudem zu Preisanpassungen auf dem Strommarkt führen, von denen die Endverbraucher profitieren.⁵⁶

Der prognostizierte Ausbau der dezentralen Erzeugung stellt die VNB jedoch auch vor große Herausforderungen, da das VN - und hier vor allem die Niederspannungsebene - technisch i.d.R. nicht für den Anschluss von Erzeugungsanlagen ausgelegt ist.⁵⁷ Ein wachsender Anteil der DEA an der Stromerzeugung birgt daher auch die Gefahr, die bestehende Systemstabilität zu gefährden und sich negativ auf die Versorgungsqualität auszuwirken

Die Versorgungsqualität in der Stromversorgung wird u.a. über die Spannungsqualität und die Versorgungszuverlässigkeit definiert.⁵⁸ In Bezug auf die Spannungsqualität sind Spannung und Frequenz des Stroms die beiden entschei-Technische Herausforderungen durch den Ausbau dezentraler Erzeugung denden Einflusskriterien.⁵⁹ Auf der Niederspannungsebene gilt eine Nennspannung von 230 V bzw. 400 V mit einer Toleranz von ± 10%. Für das gesamte europäische Wechselstrom-Verbundnetz (ohne Bahnstrom) gilt eine Sollfrequenz von 50 Hertz (Hz) mit einer Toleranz von ± 1%.⁶⁰ Im Gegensatz zu Frequenzschwankungen (s.u.) treten Spannungsschwankungen i.d.R. nur in lokal oder regional begrenzten Bereichen auf und werden auch vor Ort ausgeglichen.⁶¹

Die Einspeisung von Strom aus DEA in das VN kann eine solche lokale Schwankung in Form eines Spannungsanstiegs in der Umgebung des Einspeisepunktes zur Folge haben.⁶² Der Anschluss relativ weniger DEA mit einer geringen Leistung ist i.d.R. unproblematisch in Bezug auf die Spannungsstabilität im betreffenden VN. Bei relativ vielen und/oder größer dimensionierten Anlagen über 100 kW kann die Einspeisung aus DEA lokal jedoch zu einem unzulässig hohen Spannungsanstieg führen, der eine Notabschaltung einzelner DEA verursacht. Zwar kann man „ dem Spannungsanstieg entgegenwirken, indem man die DEA teilweise Blindleistung aufnehmen l ä sst. Es ist jedoch darauf zu achten, dass dabei die DEA nicht ü berlastet werden.“⁶³ Zudem steigen mit der Menge der im Netz vorhandenen Blindleistung auch Netzbelastung und Netzverluste an.⁶⁴

Ein optimaler Anteil an dezentraler Erzeugung kann nicht pauschaliert werden und muss mittels einer genauen Untersuchung der Netztopologie und des Lastverhaltens im entsprechenden Netzabschnitt ermittelt werden. Er hängt aber auch davon ab, inwiefern die installierten DEA bestimmte Kriterien erfüllen.⁶⁵ Zusätzlich zur lokalen Spannungsanhebung können vor allem Anlagen zur Erschließung von EE durch ihre volatile Einspeisung einen negativen Effekt auf weitere Einflusskriterien der Spannungsqualität haben und Netzrückwirkungen wie z.B. das sogenannte Flicker-Phänomen o.ä. hervorrufen.⁶⁶

[...]

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¹ Spiegel Online, (2009), o.S

² Greenpeace, (2009), S

³ Greenpeace, (2009), S

⁴ Spiegel Online, (2009), o.S

⁵ VDN, (2007a), S

⁶ Tietz, H.-P., (2007), S

⁷ VDN, (2007a), S

⁸ Schwab, A., (2009), S

⁹ Siehe Tabelle

¹⁰ Ene´t, (2010)

¹¹ Ene´t, (2010)

¹² Vgl. für den folgenden Abschnitt Heuck, K./Dettmann, K.-D./Schulz, D., (2007), S. 1; Heu raux, C., (2004), S. 31f; Müller, L., (2001), S. 30f

¹³ Eigene Darstellung nach Erdmann, G./Zweifel, P., (2008), S. 295; Heuck, K./Dettmann, K. D./Schulz, D., (2007), S. 78, 83; eMail-Verkehr mit Ene´t GmbH

¹⁴ Erdmann, G./Zweifel, P., (2008), S. 296; Heuck, K./Dettmann, K.-D./Schulz, D., (2007), S

¹⁵ Schwab, A., (2009), S

¹⁶ Leprich, U. (2005), S

¹⁷ Bendel, C./Nestle, D./Malcher, S., (2005), S

¹⁸ Vgl. für den folgenden Abschnitt Heuck, K./Dettmann, K.-D./Schulz, D., (2007), S. 78, 80ff; Kiwit, W., (2001), S. 28f; Müller, L., (2001), S. 163f

¹⁹ Vgl. Müller, L., (2001), S. 102: Lastdichte = Verhältnis von Höchstlast eines Gebietes in kW zur Fläche eines Gebietes in km² für einen bestimmten Zeitraum

²⁰ ETG, (2006), S

²¹ Vgl. für diesen Abschnitt Crastan, V., (2009), S. 112f; Schwab, A., (2009), S. 11 - 15; Tietz, H.-P., (2007), S. 61 - 67; VDN, (2007a), S. 6; VDN, (2007b), S. 7f

²² Siehe Abbildung „Wertschöpfungskette der Elektrizitätswirtschaft“ in Anhang A

²³ §§6 - 10 EnWG (2005)

²⁴ Die genannten vier Energiekonzerne sind in einem umfassenden Konsolidierungsprozess im Rahmen der Liberalisierung aus der Vielzahl der ehemaligen Verbundunternehmen entstanden

²⁵ Vgl. Blatzheim, H., (2008a), o.S.: Bei der rechtlichen Trennung von Geschäftseinheiten unter scheidet man zwischen einer gesellschaftsrechtlichen Trennung, bei der die Netze in eine Netz gesellschaft ausgegliedert werden und einer eigentumsrechtlichen Trennung, bei der die ausge gliederten Gesellschaften zusätzlich verkauft werden

²⁶ Vgl. Spiegel Online, (2010), o.S.: Die Übertragungsnetze der Betreiber Transpower (Tochter des Eon-Konzerns) und 50Hertz (Tochter des Vattenfall-Konzerns) wurden im Februar bzw. März 2010 an ausländische Investoren verkauft und sind seitdem aus ihren ursprünglichen Konzernverbünden herausgelöst

²⁷ Vgl. Nüßler, A./Merz, C., (2008), o.S.: Nach der klassischen Definition liegt ein natürliches

²⁸ Siehe Abbildung „Entwicklung vom integrierten Verbundunternehmen zum entflochtenen Energiekonzern“ in Anhang A

²⁹ Zu den technischen Vorgängen der Systemdienstleistungen siehe Abschnitt

³⁰ Siehe Abbildung „Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber“ in Anhang A

³¹ Vgl. für diesen Abschnitt Nüßler, A./Merz, C., (2008), o.S.; Blatzheim, H., (2008b), o.S

³² Die Gefahr einer marktbeherrschenden Stellung ist vor allem durch die Möglichkeit der Diskri minierung des Netzzugangs konzernfremder Marktteilnehmer - z.B. durch zu hohe Preise - ge geben

³³ Beim Regulierten Netzzugang wird gesetzlich festgelegt, welche Kosten des Netzzugangs der Netznutzer und welche der Netzbetreiber zu tragen hat. In Deutschland wird dabei das Prinzip des „Shallow Charging“ verfolgt, das in Abschnitt 3.3 erläutert wird. Von 1998 bis 2006 ver folgte man in Deutschland das Modell des „Verhandelten Netzzugangs“, bei dem die Höhe der Netzentgelte als Summe der Netzanschlussgebühren und der Netznutzungsentgelte Verhand lungssache zwischen den Netzeigentümern und den Netznutzern ist. Dieses Modell hatte je doch Diskriminierungen Dritter beim Netzzugang sowie überhöhte Netzentgelte zur Folge und führte somit nicht zum gewünschten Wettbewerb

³⁴ Das Modell der Anreizregulierung und das Prinzip der Netznutzungsentgelte werden in Ab schnitt 4.3.1 und 4.3.2 erläutert

³⁵ Vgl. Pepermans, G./Driesen, J./Haeseldonckx, D./Belmans, R./D´haeseleer, W., (2003), S. 787f

³⁶ Ackermann, T./Andersson, G./Söder, L., (2000), S. 201; IEA, (2002), S

³⁷ Leprich, U./Bauknecht, D./Evers, E./Gaßner, H./Schrader, K., (2005), S

³⁸ Eigene Darstellung nach IEA, (2002), S. 98; Leprich, U./Bauknecht, D./Evers, E./Gaßner, H./Schrader, K., (2005), S

³⁹ Vgl. für folgenden Abschnitt Leprich, U./Bauknecht, D./Evers, E./Gaßner, H./Schrader, K., (2005), S. 19 -

⁴⁰ Das Konzept eines virtuellen Kraftwerks wird in Abschnitt 3.2.2 erläutert

⁴¹ Peças Lopes, J.A./Hatziargyriou, N./Mutale, J./Djapic, P./Jenkins, N., (2006), S

⁴² Bayod-Rújula, A.A., (2008), S

⁴³ Pepermans, G./Driesen, J./Haeseldonckx, D./Belmans, R./D´haeseleer, W., (2003), S

⁴⁴ BMU, (2009a), S

⁴⁵ Siehe Abbildung „Struktur der Bruttostromerzeugung nach Energiequellen und Kraftwerksar ten“ in Anhang A

⁴⁶ BMU, (2009a), S

⁴⁷ BMU, (2009a), S

⁴⁸ BMU, (2009a), S

⁴⁹ Leprich, U./Bauknecht, D./Evers, E./Gaßner, H./Schrader, K., (2005), S

⁵⁰ Schnyder, G./Mauchle, P./Höckel, M./Lüchinger, P./Fritz, O./Häderli, C./Jaggy, E., (2003), S

⁵¹ Bayod-Rújula, A.A., (2008), S

⁵² BMWI, (2009), S. 9, 12 &

⁵³ BMU, (2009a), S

⁵⁴ Siehe Abschnitt

⁵⁵ Chiradeja, P./Ramakumar, R., (2004), S. 765; Haber, A./Bliem, M.G., (2010), S

⁵⁶ Bayod-Rújula, A.A., (2008), S

⁵⁷ Ackermann, T./Andersson, G./Söder, L., (2000), S

⁵⁸ ETG, (2006), S. 8f. Das dritte Entscheidungskriterium in Bezug auf die Versorgungsqualität ist die Servicequalität. Da sich dieser Abschnitt jedoch auf die technischen Auswirkungen des Ausbaus dezentraler Erzeugung bezieht, wird dieses Kriterium nicht weiter betrachtet

⁵⁹ Schnyder, G./Mauchle, P./Höckel, M./Lüchinger, P./Fritz, O./Häderli, C./Jaggy, E., (2003), S

⁶⁰ DIN EN 50160 & DIN IEC 38 zitiert nach ETG, (2006), S

⁶¹ Die Spannungshaltung im VN ist daher die Aufgabe der VNB

⁶² Vgl. für den folgenden Abschnitt Bayod-Rújula, A.A., (2008), S. 380; Schnyder, G./Mauchle, P./Höckel, M./Lüchinger, P./Fritz, O./Häderli, C./Jaggy, E., (2003), S. 18ff,

⁶³ Schnyder, G./Mauchle, P./Höckel, M./Lüchinger, P./Fritz, O./Häderli, C./Jaggy, E., (2003), S

⁶⁴ Auf den technischen Hintergrund der Blindleistung soll an dieser Stelle nicht weiter eingegan gen werden. Für nähere Informationen vgl. Flosdorff, R./Hilgarth, G., (2005), S. 109ff

⁶⁵ Siehe Abschnitt

⁶⁶ Der technische Hintergrund des Flicker-Phänomens soll an dieser Stelle nicht weiter betrachtet werden. Für nähere Informationen vgl. Bayod-Rújula, A.A., (2008), S