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Von Smart Metering zu Smart Grids: Anforderungen aus Sicht der Netzbetreiber und Netznutzer
VDI Kongress „Smart Grids“Düsseldorf, 1./2. Dezember 2010
Dr.-Ing. Jens BüchnerE-Bridge Consulting GmbH, Bonn
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Agenda
1. Smart Grid ist mehr als Smart Metering
2. Zu erwartende Änderung der „Versorgungsaufgaben“ des Netzbetreibers
3. Gestaltungsspielräume des Netzbetreibers
4. Kooperation zwischen Telekommunikation und Energieversorgung
5. Regulatorische Anforderungen
6. Thesen zur Einführung von Smart Grids
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Was ist ein Smart Grid?
• Vernetzung von Haustechnik, Elektrogräten und Multimedia.• Intelligente Eigenversorgung mit Energie.• Das Internet der Energie.• Integration von Smart Metering, Smart Home und E-Mobility.• Intelligente Systemsteuerung und sparsames Verhalten und effiziente Geräte.• Intelligentes Energiemanagement von dezentraler Erzeugung, Speichern und
Verbrauchern.
Die Begriffe „Smart Grid“, „Smart Metering“ und „Smart Energy“ werden oft synonym verwendet. Einige Meinungen und Zitate:
Verwendung der Definition der Europäischen Technologieplattform „Smart Grids“A Smart Grid is an electricity network that can intelligently integrate the actions of all users connected to it - generators, consumers and those that do both – in order
to efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supplies.
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Versuch einer Definition von SmartnessAbsenkung der Kosten für die Energieerzeugung, -übertragung und -verteilung
mit dem Ziel einer Maximierung des volkswirtschaftlichen Nutzens.
Smart Generation(integrierte Energie-
umwandlung und Steuerung von
(virtuellen) Kraftwerken)
Smart Grid(Durch verbesserte
Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit
(Leittechnik, IKT) „automatisierte“ und
„flexible“ Netze)
Smart Home(Anwendungen im
Verbraucherbereich, einschließl. DSM, z.B.
Bundesinitiative „e-Energy“, etc.)
Smart Metering (Standardisierte Erfassung von
Erzeugungs-, Last- und Lastflussdaten)
Smart Energy
„Smart Grid“ als Teil von „Smart Energy“
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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• Welche neuen Anforderungen kommen auf den Netzbetreiber zu?• Wie kann sich ein Verteilnetzbetreiber pro-aktiv und smart auf die kommenden
Herausforderungen vorbereiten?• Welche Anforderungen werden an die Regulierung gestellt?
Die Diskussion richtet sich auf Verteilnetzbetreiber, da vor allem hier die Auswirkungen der erwarteten Änderungen durch eine aktive Beteiligung von Haushalts- und Industriekunden am Strommarkt erwartet werden.
Die Diskussion richtet sich auf die originäre Aufgabe des Netzbetreibers und nicht auf seine zusätzliche Rolle als Messstellenbetreiber oder Messdienstleister.
Ziel des Vortrages
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Smart Meter ist notwendige Voraussetzung für die Umsetzung der Ziele eines Smart GridHauptziele von
„Smart Grid“Aufgabe des
NetzbetreibersAnforderungen an „Smart Metering“
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Realisierung der gewünschten Ein-u. Ausspeiseprofile der Kunden
Verbesserte Kenntnis des Kundenverhaltens und direkte
Steuerung der Kundenanlagen im Wartungs- und Störungsfall
Aktive Steuerung der Lastflüsse oder Einschränkung des Marktes
Verbesserte Kenntnis des Netzes, betriebliche Steuerungsmaßnahmen, Beeinflussung des Kundenverhaltens
Erhöhung der Versorgungsqualität Intelligentes Spannungs- und Entstörungsmanagement
Daten aus dem Netz und entsprechende Steuerung
Reduktion der Instandhaltungs-und Ersatzinvestitionskosten
Intelligente Instandhaltungs-strategie
Verbesserte Kenntnis der Betriebsmittelbelastung und
-zustände
Ein Smart Grid benötigt nicht nur zusätzliche Informationen über das Netz, sondern auch erhöhte Steuerbarkeit von Betriebsmitteln sowie Beeinflussbarkeit von Netzkunden.
Unterstützung des Marktes
Vermeidung oder Verzögerung des Netzausbaus sowie Reduktion der
Netzkosten
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Agenda
1. Smart Grid ist mehr als Smart Metering
2. Zu erwartende Änderung der „Versorgungsaufgaben“ des Netzbetreibers
3. Gestaltungsspielräume des Netzbetreibers
4. Kooperation zwischen Telekommunikation und Energieversorgung
5. Regulatorische Anforderungen
6. Thesen zur Einführung von Smart Grids
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Die Versorgungsaufgaben der Verteilnetze verändern sich durch Art und Steuerbarkeit der Anschlussgeräte
Die wesentlichen Treiber einer veränderten Versorgungsaufgabe:
Erhöhung der Lasten durch Ladeenergie
Steuerung der (Aus-) und Einspeisungen durch Ausnutzung der Speicherfähigkeit
Verringerung der Netz-Entnahmen
Erhöhung der Lastflüsse bei Lastumkehr
Steuerung der Einspeisung aus (vir-tuellen) Kraftwerken mittels Marktsignalen
E-Mobility, Wärmepumpen,
Klimageräte
Dezentrale Einspeisung durch PV, Mini-BHKW, etc.
• Zusätzliche Einspeisungen und Entnahmen werden die heutige „verteilenden Aufgaben“ der Verteilnetzbetreiber grundsätzlich verändern.
• Die Lastflüsse in den Verteilnetzen werden zunehmend durch nicht-steuerbare EE-Einspeisung sowie Marktsignale bestimmt und weniger durch nicht-steuerbare Lasten.
Klassische Versorgungsaufgabe:
Zentrale Energieerzeugung
Unidirektionaler Lastfluss vor allem in Verteilnetzen
Einspeisung folgt dem Verbrauch
Regelung durch zentrale Regelkraftwerke
Verhalten im Netz – vor allem Verteilnetz - ist „gut“ vorhersagbar
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Einfluss der Elektrofahrzeuge auf den gesamten Energieabsatz in Deutschland bis 2020 eher gering
• Förderprogramm der Bundesregierung: 1 Mio. Elektro-Kfz bis 2020
• Fahrtstrecken der heutigen Personenfahrzeuge in der Regel kurz
• 90% der täglichen Fahrten unter 100 km.
• Durchschnittliche tägliche Fahrtstrecke ca. 30 km.
• Zusätzlicher Energiebedarf für 1 Mio. Kfz ist relativ gering
• Ca. 11 Mrd. km jährliche Fahrtstrecke.
• 2-3 TWh p.a.1) (d.h. 0,4% des jährlichen Strombedarfs).
Quelle: C. Rehtanz , M. Bartsch: Ein "smartes" Ladestromkonzept – Technische Möglichkeiten kostengünstig umgesetzt, Dortmund
1): Durchschnittlicher spezifischer Strombedarf von 20 kWh/100 km
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Leistungsbeitrag von Elektrofahrzeugen kann lokal bedeutend sein
• Leistungsmäßig besteht ein beachtenswerter Spielraum
• Minimal 88% der Fahrzeuge gleichzeitig geparkt.
• Bei moderater Lade- bzw. Einspeiseleistung von 3,5 kW entspricht dies einer Summenleistung von nominal 3 GW für 1 Mio. Fahrzeuge (d.h. 3% der jährlichen Lastspitze).
• Fahrzeuge können am Hausanschluss geladen werden, sofern Ladeleistung begrenzt wird und Ladung in Off-Peak-Zeiten stattfindet.
• Bei ca. 100 Hausanschlüssen an einer Ortsnetzstation trägt jede Einheit nur mit 20% Anschlussleistung zur simultanen Leistungsspitze bei.
• Die Ladeleistung von ca. 3,5 kW entspricht etwa 1/3 der Lastspitze eines EFH.
• Durch die zunehmende Gleichzeitigkeit wirkt sich diese Leistung stärker bei der Netz-dimensionierung aus.
Quelle: C. Rehtanz , M. Bartsch: Ein "smartes" Ladestromkonzept – Technische Möglichkeiten kostengünstig umgesetzt, Dortmund
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Inst. K
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Inst. K
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Zubau von Photovoltaik und Windanlagen in Deutschland höher als in benachbarten Ländern
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Inst. K
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NL DE
FR
BE
Speicher (incl. PSP)
Fossile Kraftwerke
Kernkraftwerke
Andere Erneuerbare
PV und Windenergie
• Installierte Leistung in Photovoltaik- und Windkraftwerken in gleicher Höhe wie jährliche Lastspitze bereits ab 2025.
• Ausreichende Interkonnektorkapazitäten in andere Länder und ausreichende Speicherkapazitäten erforderlich, um erneuerbare Energien vollständig nutzen zu können.
• Ausreichende Transportkapazitäten in den Netzen erforderlich. Die Belastung der heutigen Nieder- und Mittelspannungsnetze:
• Wind
48 % installierte Leistung in HS-Netzen
42 % installierte Leistung in MS-Netzen
• PV
20 % installierte Leistung in MS-Netzen
79 % installierte Leistung in NS-Netze[Quelle: ENTSO-E SAF 2010 – 2025, eigene Analysen]
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Bereits geringe Penetration von Photovoltaikanlagen im Verteilnetz führt zu betrieblichen Schwierigkeiten
• PV-Leistung erhöht Netzbelastung• Installierte Leistung von 3 kW führt zu
signifikantem Rückfluss pro Wohneinheit.
• Penetration von weniger als 20% der Anschlüsse führt in NS-Netzen bereits zu einer Flussumkehr an der ONS.
• Verschiebung von Photovoltaik-Leistung benötigt signifikante Speicher
• 5 kWh können Lastspitze um maximal 30 % senken (entspricht 25 km Fahrleistung).
• Wärmepumpen sind aufgrund des jahreszeitlichen Leistungsganges nur bedingt einsetzbar zur Reduktion der Jahresspitze der PV-Einspeisung.
Tagesgang des Bezuges elektrischer Energie für einen vollelektrisch versorgten Haushalt an einem Werktag im Sommer[Quelle: Scheffler, Jörg; Bestimmung der maximal zulässigen Netzanschlussleistung photovoltaischer Energieumwandlungsanlagen in Wohnsiedlungsgebieten, Disseration, TU Chemnitz, 2002]
• Feldversuche haben gezeigt, dass bereits ab 25% Anteil an dezentralen Einspeisungen Schwierigkeiten beim Betrieb des Netzes auftreten.
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Preissignale können den Gleichzeitigkeitsfaktor im Netz erheblich erhöhen
• Hohe Einspeisungen von Wind und Sonne führen bereits heute zur Absenkung der Strompreise an der Börse.
• Einspeisung regenerativer Energien führt zu sinkenden Börsenpreisen.• Steuerbarkeit der Lasten wird zu sinkenden Leistungsflüssen bei dezentralen
regenerativen Einspeisungen, aber zu steigenden Belastungen in Netzen ohne Einspeisungen führen.
• Durch Erhöhung der Gleichzeitigkeit werden steuerbare Lasten eine deutliche höhere Wirkung auf die Netzauslegung haben als sonstige Lasten.
• Netzrestriktionen sind über Preissignale nur bedingt beeinflussbar.• Einführung von erhöhtem Leistungsanteil kann steuernden Einfluss haben,
dessen Wirkung allerdings bei zunehmend volatilen Börsenpreisen nur begrenzt wirksam ist.
• Darüber hinausgehende Preissignale in der betrieblichen Planungsphase sind nur theoretisch möglich.
• Preissignale zur Steuerung in der Betriebsphase in der Regel unzureichend.
Steuerbarkeit der Ein- und Ausspeisungen erschweren die Planung und den Betrieb der Netze und erleichtern ihn nicht.
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Zwischenfazit zur Änderung der Versorgungsaufgabe
• Versorgungsaufgabe in Verteilnetzen ändert sich durch zusätzliche Einspeisungen und Abnahmen, insbesondere PV-Anlagen und Elektrofahrzeuge.
• Veränderung der Lastflüsse im Verteilnetz erwartet:
• Geringe Bedeutung für Belastung der Leitungen, da i.d.R. ausreichend dimensioniert.
• Moderate Bedeutung für Ortsnetzstationen und übergeordnete Netze, da erst für hohe Penetration von PV und Elektrofahrzeuge eine Lastflussumkehr zu erwarten ist.
• Hohe Bedeutung für Spannungsbänder, da Grenzen bereits bei geringer Durchdringung und großen Anlagen im ländlichen Raum erreicht werden können.
• Steuerbarkeit der Lasten - und die Einführung sogenannter Energieassistenzsysteme - erhöht Gleichzeitigkeit und damit ihre Wirkung auf die höheren Netzebenen.
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Agenda
1. Smart Grid ist mehr als Smart Metering
2. Zu erwartende Änderung der „Versorgungsaufgaben“ des Netzbetreibers
3. Gestaltungsspielräume des Netzbetreibers
4. Kooperation zwischen Telekommunikation und Energieversorgung
5. Regulatorische Anforderungen
6. Thesen zur Einführung von Smart Grids
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Der Markt wird am besten unterstützt, wenn alle Last- und Einspeisewünsche der Kunden erfüllt werden können
Unterstützung des Marktes
Minimale Erzeugungskosten
Messen des Kundenverhaltens
Entwicklung von Prognosetools
Netzausbau oder -umbau zur Schaffung erhöhter Netzkapazität bzw. erhöhter Flexibilität
Minimale Erzeugungskosten
Maximale Nutzung regenerativer Energien
KostenNutzen
Prognose des Kundenverhaltens
Planung des benötigten Netzausbaus
Abwägung alternativer Netzausbauvarianten unter Unsicherheit der Prognosen
Neue oder erweiterte Geschäftsprozesse
1. Netzbetreiber erfüllen Transportwünsche ihrer Kunden (heutiges Geschäftsmodell).
2. Volkswirtschaftliche Kosten/Nutzen-Abwägung findet nur indirekt über Tarifstruktur statt. Anpassung der heutigen Tarifstruktur erforderlich (politische und regulatorische Aufgabe).
3. Die benötigten zusätzlichen Kundendaten können durch die Smart Meter an den Netzanschlüssen bereitgestellt werden. Die Kosten der entsprechenden Infrastruktur sollten zwischen den Nutzern aufgeteilt werden.
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Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Netzausbau kann durch betriebliche oder marktgerichtete Verfahren vermieden oder verzögert werden
Vermiedener oder verzögerter Netzausbau sowie Reduktion von Netzverlusten
Minimale Erzeugungskosten
Online Monitoring der Vorgänge im Netz
Netzausbau zur Schaffung erhöhter Steuerbarkeit
Engpassmanagement-Kosten
Opportunitätskosten der Marktteilnehmer
Geringere Investitionskosten Geringe Verlustkosten
KostenNutzen
Neue oder erweiterte Betriebsstrategien (z.B.
Zulassen von Überlastungen, aktives Schalten)
Engpassmanagement und BlindleistungsbeschaffungTarifmodelle zur Vermeidung von Engpässen (Betriebs- und
Planungsphase)
Neue oder erweiterte Geschäftsprozesse
1. Netzbetreiber erfüllen Transportwünsche ihrer Kunden nicht vollständig (neues Geschäftsmodell).
2. Kosten/Nutzen-Abwägung von neuen Betriebsstrategien kann durch Netzbetreiber selbst erfolgen.
3. Beeinflussung des Marktes hat immer Opportunitätskosten, die volkswirtschaftlich nur schwer zu erfassen sind.
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Reduktion des Instandhaltungs- und Reinvestitionsaufwandes
Reduktion der Instandhaltungskosten u. Ersatzinvestitionen
Minimale Erzeugungskosten
Monitoring von Belastung und Zustand von Betriebsmitteln
Geringere Instandhaltungs-aufwendungen und Re-Investitionskosten
KostenNutzen
Intelligente Instandhaltungs- und Re-Investitionsstrategie als
integraler Bestandteil eines wertebasierten Asset
Managements
1. Heutiges Asset Management wird erweitert, um aktuelle Daten über Betriebsmittelbelastung und –zustand zu erhalten.
2. Intelligenz liegt in der Entwicklung eines effektiven Asset Managements und nur bedingt im „Smart Metering“.
3. Abwägung zwischen Reduktion der Kosten und benötigtem Mehraufwand für Datenerhebung und Entwicklung entsprechender Intelligenz selbst treffen.
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Neue oder erweiterte Geschäftsprozesse
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Erhöhung der Versorgungsqualität
Erhöhung der Versorgungsqualität
Minimale Erzeugungskosten
Monitoring der Vorgänge im Netz
Erhöhung der Steuerbarkeit der Netzspannung durch Investitionen
Erhöhte Automatisierung des Netzes durch neue Investitionen
Reduktion der Konsequenzen von Versorgungs-unterbrechungen
Verbesserung der Spannungsqualität
KostenNutzen
Intelligentes Entstörungsmanagement über Berücksichtigung von
aktuellen Informationen aus dem Netz
Automatisierte Steuerung des Netzes zur Verbesserung der Spannungsqualität und
Verhinderung von Versorgungs-
unterbrechungen
1. Volkswirtschaftlich richtige Balance zwischen Qualitätssteigerung und Kosten hängt ganz wesentlich von der noch zu entwickelnden Qualitätsregulierung ab.
2. Neben der zusätzlichen Kenntnis aus dem Netz sind vor allem Investitionen in eine verbesserte Steuerbarkeit von Bedeutung.
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Neue oder erweiterte Geschäftsprozesse
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Entwicklung von mehr „Intelligenz“ in Form angepasster Applikationen und Prozesse
Entwicklung einer verbesserten Beobachtbarkeit im Netz
• durch eigene Messdaten und -Kommunikation• zum Teil Zugriff auf kundenbezogene Smart Meter
erforderlich
Entwicklung einer erhöhten Netzkapazität und Steuerbarkeit
• Investitionen zur Kapazitätserhöhung oder Spannungshaltung• Ggfs. Investitionen im Netz erforderlich, um Steuerbarkeit
(Flexibilität) zu erhöhen• Steuerbarkeit von Kunden (direkt oder indirekt) durch marktbasierte
Maßnahmen ist eher theoretisch möglich
• Netzbetreiber ist nur zum Teil auf „fremde Messdaten“ angewiesen und kann sein „Smart Grid“ weitgehend autark entwickeln.
• Die Netzbetreiber werden unterschiedlich stark von den Änderungen der Versorgungsaufgabe betroffen. Dies muss regulatorisch berücksichtigt werden.
• Die Beeinflussbarkeit der Kunden ändert grundsätzlich das Geschäftsmodell der Netzbetreiber und muss politisch und regulatorisch akzeptiert sein.
Handlungsspielräume von NetzbetreibernZwischenfazit
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Agenda
1. Smart Grid ist mehr als Smart Metering
2. Zu erwartende Änderung der „Versorgungsaufgaben“ des Netzbetreibers
3. Gestaltungsspielräume des Netzbetreibers
4. Kooperation zwischen Telekommunikation und Energieversorgung
5. Regulatorische Anforderungen
6. Thesen zur Einführung von Smart Grids
Dr.-Ing. Jens Büchner, E-Bridge Consulting GmbH: Von Smart Metering zu Smart Grids
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Organisation der Schnittstelle mit dem Netzkunden
• Messdienstleistung kann vom Netzbetreiber oder von Dritten erbracht werden. Messdienstleister stellt Daten unterschiedlichen Parteien zur Verfügung.
• Netzbetreiber erhält Daten vom Messdienstleister. Wesentliche Daten werden auch aus dem Netz direkt eingesammelt.
• Zur Steuerung der Netzkunden sollte der Netzbetreiber über marktbasierte Verfahren verfügen können.
• Darüber hinaus benötigt Netzbetreiber Abschaltmöglichkeiten beim Kunden zur Beherrschung nicht sicherer Netzzustände.
Steuersignale
Netzbetreiber
Marktbasierte Signale über Netzzustand (und z.B. für Engpassmanagement oder Blindleistungs-management )
Kabel-verteiler
WP
Lieferanten
Mess-dienstleister
MUCZ
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Agenda
1. Smart Grid ist mehr als Smart Metering
2. Zu erwartende Änderung der „Versorgungsaufgaben“ des Netzbetreibers
3. Gestaltungsspielräume des Netzbetreibers
4. Kooperation zwischen Telekommunikation und Energieversorgung
5. Regulatorische Anforderungen
6. Thesen zur Einführung von Smart Grids
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Berücksichtigung von Netzausbauinvestitionen
• Der Zubau von EEG-Anlagen sowie die vermehrte Integration von Verbrauchern in den Strommarkt sind zur Erreichung der 20-20-20 Ziele erforderlich.
• Die Risiken steigen für Netzbetreiber mit dem Zubau von EEG-Anlagen und der Steuerbarkeit von Verbrauchern (E-Mobility) an. Signifikante Investitionen in die Netze werden erforderlich, nicht nur für die Mess- und Kommunikationsinfrastruktur.
• Zur Deckung der Kosten für eine wachsende Versorgungsaufgabe ist das Investitionsbudget bzw. der Erweiterungsfaktor vorgesehen.
• Die BNetzA sieht die Anwendung des Erweiterungsfaktors als Vehikel zur Berücksichtigung von Extrakosten durch dezentrale Erzeugungsanlagen vor. Investitionsbudgets sind bei Verteilnetzbetreibern für dezentrale Einspeisungen nicht mehr zugelassen.
• Die Anwendung des Erweiterungsfaktors ist ein pragmatischer Ansatz, um den Mehraufwand dezentraler Einspeisungen zu berücksichtigen, aber…
• Inhomogene Netzgebiete werden nicht ausreichend genau abgebildet
• Finanzierungskosten werden beim Erweiterungsfaktor nicht berücksichtigt
• Kosten durch Smart Grids, d.h. durch die Steuerung von Marktteilnehmern, werden (noch) nicht berücksichtigt
• Um die Konsistenz mit dem Erweiterungsfaktor sicherzustellen, sind die Mehraufwendungen analog im Benchmarkingverfahren sicherzustellen.
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Sonstige regulatorische Anforderungen
Diese Risiken betreffen nicht alle Netzbetreiber gleichermaßen. Ausreichende Berücksichtigung der Kosten und Risiken in der Effizienzprüfung sollte sichergestellt sein.
Anforderungen an Smart Meter sollten festgelegt werden.
Anforderungen an Prozesse der Datenverarbeitung (Zugang, Speicherung, Kommunikation) sind festzulegen.
Investitionssicherheit in Messen und Abrechnen durch entsprechende Festlegungen erhöht werden.
Smart Grid kann auch die Einführung von marktbasierten Maßnahmen vorsehen, um Netzausbaumaßnahmen zu vermeiden. Die Einführung dieser Maßnahme ist eine Abkehr vom bisherigen Geschäftsmodell der Verteilnetzbetreiber. Vorgaben zur Ausgestaltung (Netztarife, Engpassmanagement, Blindleistungsbeschaffung) sowie zur regulatorischen Behandlung der damit verbundenen Kosten sind festzulegen.
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Agenda
1. Smart Grid ist mehr als Smart Metering
2. Zu erwartende Änderung der „Versorgungsaufgaben“ des Netzbetreibers
3. Gestaltungsspielräume des Netzbetreibers
4. Kooperation zwischen Telekommunikation und Energieversorgung
5. Regulatorische Anforderungen
6. Thesen zur Einführung von Smart Grids
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Sechs Thesen zur Einführung von Smart Grids (1/2)
(1) Netze werden aufgrund steigender Lasten und Einspeisungen, aber insbesondere auch aufgrund ihrer zunehmenden Gleichzeitigkeit an ihre Leistungsgrenzen stoßen.
• Bereits geringfügige Penetration von Photovoltaik kann das Netz an seine Grenzen führen (i.d.R. Spannungsgrenzen).
• Die aktive Steuerung von Lasten im Haushalt und Industriebereich durch Marktteilnehmer wird zunehmen und die Gleichzeitigkeit von Lasten vergrößern.
(2) Der Rahmen für Ausgestaltung von Smart Grids sollte politisch festgelegt werden und bestimmt das Geschäftsmodell des Netzbetreibers. Eine klare politische Zielsetzung ist erforderlich und kann einen Paradigmenwechsel bedeuten:
• Maximaler Handlungsspielraum für Netznutzer; oder
• Niedrigste Netzkosten; oder
• Niedrigste volkswirtschaftliche Kosten; oder
• Maximaler Einsatz regenerativer Energiequellen.
(3) In einer unbundelten Welt erfordert Smart Grid oft einen „Netzausbau“• Eine direkte Beeinflussung des Marktes ist in der Regel politisch nicht gewünscht und praktisch kaum
umsetzbar.
• Die Einspeise- und Ausspeisewünsche der Netzkunden müssen im Normalbetrieb uneingeschränkt transportiert werden können.
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Sechs Thesen zur Einführung von Smart Grids (2/2)
(4) Durch bessere Kenntnis des sich verändernden Verbrauchs- und Einspeiseverhaltenssowie durch Erhöhung der Steuerbarkeit im Netz kann der Netzbetreiber die Effizienz der Ausbaukosten erhöhen.
(5) Die regulatorischen Herausforderungen von Verteilnetzen ähneln zunehmend denen von Übertragungsnetzen
• Anschluss von Erzeugern an das Netz, auch wenn nicht ausreichende Anschlussleistungen zur Verfügung stehen
• Engpassmanagement für betriebliche Engpässe• Investitionssicherheit für die erforderlichen Netzausbau aufgrund des
Anschlusses von EEG-Anlagen und Marktintegration von Netzkunden(6) Die Weiterentwicklung von (Verteil-) Netzen hin zu Smart Grids sind ein MUSS für
den Netzbetreiber, um• Rückläufige Netzentgelte zu kompensieren:• Versorgungsqualität zu erhöhen;• Höhere Margen zu erwirtschaften.
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Dr.-Ing. Jens Büchner
E-Bridge Consulting GmbH
Meckenheimer Allee 67-69
53115 Bonn
Tel: 0228 / 90 90 65-0
Email: jbuechner@e-bridge.com
Web: www.e-bridge.de
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