ARegV-Novelle: Engpassmanagement im Benchmarkingprozess

Engpassmanagement und der Digitalisierungsfaktor in der EOG-Formel

Die Diskussion um eine Überarbeitung der ARegV als Herzstück der Regulierung von Netzbetreibern wird schon lange geführt. Im Rahmen verschiedener Konsultationsprozesse hat das BMWi im April 2021 einen ersten Referentenentwurf zur Weiterentwicklung der ARegV mit einer ARegV-Novelle mit dem Schwerpunkt zum Thema Engpassmanagement veröffentlich. Dabei stellt das Thema Engpassmanagement das zentrale Thema der Novelle dar. Bedingt durch den stetigen Ausbau von EE-Anlagen vor allem auf den unteren Netzebenen wird ein Managen der Erzeugungsleistungen und Flexibilitäten zur Vermeidung von Netzengpässen unausweichlich. In diesem Kontext schlägt der BDEW einen Digitalisierungsfaktor im Benchmarkingprozess vor, um den Aufbau eines Smart Grids voranzutreiben. Zuvor soll aber auf die Thematik des Engpassmanagements eingegangen werden.

Da das Engpassmanagement in der aktuellen Regulatorik für Netzbetreiber ein unkritisches Thema darstellt, weil es sich um nichtbeeinflussbare Kosten handelt, die somit nicht dem Benchmarkingprozess unterliegen, haben Netzbetreiber das Thema eher stiefmütterlich behandelt. Durch die Umlagefähigkeit der Kosten und den mangelnden Anreiz der Regulierung, IT-Infrastrukturen aufzubauen, um Netzengpässe zu vermeiden, soll dieses Problem nun aktiv mit der ARegV-Novelle angegangen werden. Hierbei handelt es sich um den aktuellen Referentenentwurf, zu dem die Marktakteure bereits Stellung nehmen konnten. Konkret sind in der Novelle Änderungen sowohl für die ÜNBs als auch die VNBs geplant, die sich sicherlich auch auf die Redispatch 2.0-Prozesse auswirken werden.

ARegV-Novelle: Engpassmanagement für ÜNBs

Das Herzstück der neuen Regelung zur Thematik Engpassmanagement ist in § 17 ARegV-Novelle geregelt. Im Kern wird eine neue Regelung für den Umgang mit entstandenen Kosten für Transportkapazitäten in Form eines neuen Anreizsystems zum Umgang mit Engpassmanagementmaßnahmen im Übertragungsnetz geschaffen. Die Ausgangsbasis zur Feststellung der Kosten bildet ein Referenzwert, der über eine lineare Trendfunktion der letzten fünf Jahre die Engpassmanagementkosten abbildet. Nach § 34 erfolgt zusätzlich eine jährliche Korrektur des Referenzwertes zwischen 12 Mio. € und 144 Mio. €.

Wird der Referenzwert unterschritten, erhalten die ÜNBs einen Bonus (EOG-Zuschlag); wird der Referenzwert überschritten, zahlen die ÜNBs einen Malus (EOG-Abzug). Um die Risiken für den ÜNB zu begrenzen, werden die Kosten für ÜNBs auf maximal 6 % der Ist-Kosten bzw. 30 Millionen Euro p. a. gedeckelt. Die Zu- und Abschläge werden in der EOG-Formel für Übertragungsnetzbetreiber berücksichtigt.

Damit ÜNBs bereits in der dritten Regulierungsperiode tätig werden, wird als Anreiz („early action“) ein reines Bonussystem mit einem doppelt so hohen Beteiligungsfaktor (12 %) bis zum 31. Dezember 2023 umgesetzt. Bis zum Ende der dritten Regulierungsperiode gelten die Kosten des Engpassmanagements als nicht beeinflussbare Kosten. Somit werden die entstandenen Kosten frühestens ab dem Jahr 2026 in den Effizienzvergleich einbezogen.

ARegV-Novelle: Engpassmanagement für VNBs

Nicht nur die Übertragungsnetzbetreiber, sondern auch die Verteilnetzbetreiber werden in das neue Engpassmanagement mit einbezogen. So gelten die Kosten des Engpassmanagements nach Ende der Regulierungsperiode nicht mehr als nicht beeinflussbare Kosten, sondern als volatile und somit beeinflussbare Kosten. Somit kann die EOG des VNB jährlich angepasst werden. Grundsätzlich sollen die betreffenden Kosten damit erstmals in den Effizienzvergleich für die fünfte Regulierungsperiode, der ab 2026 durchgeführt wird, einbezogen werden. Die VNBs haben somit in der vierten Regulierungsperiode eine Übergangsregelung, um sich auf die Umsetzung eines kosteneffizienten Engpassmanagements vorzubereiten.

Damit die Kosten des Engpassmanagements in den Effizienzvergleich für die fünfte Regulierungsperiode einbezogen werden können, hat die BNetzA eine Festlegung hinsichtlich einer angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen dem Bau von EEG-Anlagen und dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich zu treffen. Von der Möglichkeit kann die BNetzA vor allem dann Gebrauch machen, wenn die Kosten des zeitlichen Versatzes außerhalb des Einflusses des VNB liegen. Aus diesem Grund kann die BNetzA sowohl allgemeine als auch individuelle Festlegungen gegenüber den VNBs erlassen.

Kostenbestandteile des Engpassmanagements

Im Anhang der ARegV-Novelle findet sich eine Auflistung, welche Maßnahmen dem Engpassmanagement zugeordnet sind. Hierzu zählen folgende Punkte:

  1. „Abruf von Marktkraftwerken zum Zwecke des Engpassmanagements inklusive Kosten für das Anfahren
  2. Einspeisemanagementmaßnahmen
  3. Handelsgeschäfte zum energetischen Ausgleich
  4. Abruf der Kapazitätsreserve zum Zwecke des Engpassmanagements
  5. Abruf der Netzreserve zum Zwecke des Enpassmanagements, inklusive Kosten für das Anfahren im sog. Week-ahead-planning-Prozess (WAPP)
  6. Abruf besonderer netztechnischer Betriebsmittel nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes in der bis zum Ablauf des TT.MM.2021 [Inkrafttreten der aktuell laufenden EnWG-Novelle] geltenden Fassung zum Zwecke des Engpass-managements
  7. Abruf abschaltbarer Lasten nach AbLAV zum Zwecke des Engpassmanagements
  8. Abruf zuschaltbarer Lasten zum Zwecke des Engpassmanagements (insbesondere im Bereich Nutzen statt Abregeln)
  9. Kosten ausgrenzüberschreitendem Redispatch und Countertrading einschließlich der von deutschen Übertragungsnetzbetreibern zu tragenden Anteile im Rahmen der Capacity Allocation & Congestion Management-Methode“

BDEW-Vorschlag: Digitalisierungsfaktor in der EOG-Formel:

Da für die Umsetzung eines kosteneffizienten Engpassmanagements eine Digitalisierung der Netze erforderlich ist, ist der Aufbau eines sog. Smart Grids zwingend notwendig. Nur so können Ressourcenengpässe erkannt und gesteuert werden. Somit geht es für Netzbetreiber nicht nur darum, im Rahmen der Energiewende dezentrale Erzeugungsanlagen zu implementieren, sondern auch darum, Flexibilitäten im Netz abzurufen und bedarfsgerecht einzusetzen. Der Aufbau einer sicheren Steuerungs- und Kommunikationsinfrastruktur ist hierfür erforderlich.

Netzbetreiber haben allerdings nur die Möglichkeit, mit dem bestehenden Kapitalkostenabgleich innerhalb der Regulierungsperiode ihre CAPEX-Kosten anerkannt und verzinst zu bekommen. Anders sieht es bei den OPEX-Kosten aus, zu denen auch ein Großteil der Kosten der IT-Infrastruktur und des IT-Betriebs zählen. Somit ist bei der Umsetzung der Energiewende zu einem Smart Grid mit einem Anstieg der aufwandsgleichen Kosten (OPEX) zu rechnen.

Da die Festlegung der OPEX-Kosten im Basisjahr nach dem Budgetprinzip erfolgt, sind Netzbetreiber gezwungen, ihre IT-Ausgaben bereits früh im Voraus zu planen. Steigen diese Kosten über das festgelegte Niveau des Basisjahrs an, bekommt der Netzbetreiber diese nicht erstattet. Er erwirtschaftet einen Verlust. Um diese Lücke zu schließen, hat der BDEW einen Vorschlag für die Einführung eines Erweiterungsfaktors im Rahmen der Novelle der Anreizregulierung gemacht. Ähnlich wie bei dem Erweiterungsfaktor in der 3. Regulierungsperiode für ÜNBs, kann die EOG bei besonderen Ausgaben zur Digitalisierung des Netzes angepasst werden. Der BDEW schlägt in diesem Zusammenhang folgende Parameter vor:

  1. „Anzahl der Zählpunkte in Niederspannung, an denen steuerbare Verbrauchseinrichtungen, insbesondere Ladepunkte für Elektromobile oder die Sektorenkopplung stützende Wärmeversorgung betrieben werden
  2. Gesteuerte Anschlussleistung der in der Mittel- und Hochspannung angeschlossenen Ladepunkte für Elektromobile sowie von Anschlusspunkten für die Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung
  3. Anzahl der im Versorgungsgebiet mit moderner, digitaler Kommunikation erschlossenen Zählpunkte, Erzeugungsanlagen und sonstigen Betriebsmittel
  4. Anzahl oder Leistung der durch den Netzbetreiber abgeschlossenen Flexibilitätsvereinbarungen

Zusätzlich, weil es ohne steigende Einspeisung keine vertiefte Sektorenkopplung geben kann:

  1. Anschlussleistung der in Niederspannung angeschlossenen EEG-Anlagen sowie KWKG-Anlagen
  2. Anschlussleistung der in Mittel- und Hochspannung angeschlossenen EEG-Anlagen so-wie KWKG-Anlagen“

Durch das Instrument eines Erweiterungsfaktors Digitalisierung würde dem Netzbetreiber die Möglichkeit geboten werden, das Thema Digitalisierung der eigenen Infrastruktur hin zu einem Smart Grid aktiv voranzutreiben. Allerdings handelt es sich hier nur um einen Vorschlag des BDEW, der in dem aktuellen Entwurf noch nicht enthalten ist. Die Problematik der OPEX-Kostenanerkennung ist der Branche schon lange bekannt, man darf also gespannt sein, ob der Gesetzgeber den Input des BDEW aufgreift und dieser im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens aufgenommen wird. Der BDEW hält die ARegV-Novelle mit dem Schwerpunkt Engpassmanagement somit zum jetzigen Zeitpunkt für nicht ausreichend.

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Die OPEX-Lücke bei der Finanzierung der Elektromobilität: Netzbetreibern drohen finanzielle Einbußen

Herausforderung Netzintegration der Elektromobilität

Der Durchbruch der Elektromobilität in der Gesellschaft steht unmittelbar bevor. Bedingt durch neue Förderprogramme und den Gesetzgeber als primären Förderer der Elektromobilität steht der Verkehrssektor vor einem zentralen Umbruch. Die neusten Zulassungszahlen und die Ankündigungen großer Automobilhersteller sollten auch den konservativsten Analytiker davon überzeugen, dass sich die Elektromobilität zu einem Grundpfeiler der alternativen Antriebstechnologien in Deutschland entwickelt.

Dabei stellt die Netzintegration der Elektromobilität eine der zentralen Herausforderungen der nächsten Jahre in der Versorgungswirtschaft dar. Verantwortlich hierfür sind vor allem die mehr als 900 Verteilnetzbetreiber in Deutschland. Diese haben sowohl die Integration als auch den Aufbau der Ladeinfrastruktur sicherzustellen und tragen einen Teil der Investitionskosten durch ihre Tätigkeit mit. Doch unter Berücksichtigung der geltenden Anreizregulierung steuern Netzbetreiber auf ein Kostendefizit im Bereich der Finanzierung der Elektromobilität zu. Dabei steht ein hoher Ausfall der OPEX-Kosten im Fokus. Daher möchten wir im Rahmen dieses Blogbeitrags erläutern, wie die Finanzierung der Kosten im Bereich Elektromobilität erfolgt, welche Gegenmaßnahmen ergriffen werden können und wo die Probleme in der internen Unternehmensstrategie liegen.

Einflussfaktoren der Anreizregulierung auf die Elektromobilität

Grundsätzlich erwirtschaftet ein Netzbetreiber seine Einnahmen über seine betriebsnotwendigen Kosten, die durch den Letztverbraucher über die Netznutzungsentgelte (NNE) zu tragen sind. Im Kontext der Netzintegration der Elektromobilität ist jedoch zwischen verschiedenen Sachverhalten zu differenzieren.

Zum einen zwischen den kapitalgebundenen CAPEX-Kosten und den betriebsbedingten OPEX-Kosten. Aus diesem Grund ist zu betrachten, welche Auswirkungen die CAPEX- und OPEX-Kosten der Netzintegration auf den Verteilnetzbetreiber haben. Daneben ist zu untersuchen, wie und in welcher Form Baukostenzuschüsse (BKZ) für die Elektromobilität erhoben werden können. Ebenso sind die Auswirkungen hinsichtlich des Effizienzwertes zu betrachten. Eine historische Vorgehensweise von Netzbetreibern ist die Verstärkung des Netzes. Diese könnte sich jedoch langfristig auf den Effizienzwert auswirken, da das BMWi das Instrument der Spitzenlastglättung eingeführt hat, um die Kosten des Netzausbaus zu begrenzen.

Finanzierung der Elektromobilität über Baukostenzuschüsse

Die Finanzierung der Netzintegration der Elektromobilität ist über die Anschlusskosten und ggf. zusätzliche BKZ durch den Anschlussnehmer möglich. Die verbleibenden Kosten wären in diesem Fall über die NNE umzulegen. Dabei bilden die Anschlusskosten ein Lenkungsinstrument, um die Nachfrage des Anschlussnehmers nach zusätzlicher Leistung zu begrenzen. Die Erhebung von BKZ ist dem Netzbetreiber jedoch freigestellt.

Gemäß der Netzanschlussverordnung (NAV) sind dem Anschlussnehmer maximal 50 % der Kosten im Verteilnetz, die für die Durchführung einer Netzverstärkungsmaßnahme notwendig sind, in Rechnung zu stellen. Ein BKZ ist nur ab einer Leistung von 30 kW zulässig. Der Sockelfreibetrag von 30 kW bezieht sich hierbei auf das jeweilige Grundstück. Im Fall eines zweiten Netzanschlusses ist dieser dem bestehenden Anschluss des Grundstücks hinzuzurechnen, weswegen in der Regel auf einen zweiten Anschluss verzichtet wird.

Eine Finanzierung von Netzverstärkungsmaßnahmen über eine zusätzliche BKZ ist aus monetärer Sicht für einen Verteilnetzbetreiber unattraktiv, da diese als netzmindernde Erlöse gelten. Gemäß § 9 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) erfolgt die Abschreibung über 20 Jahre. Somit stellen BKZ eine kurzfristige Maßnahme zur Herstellung der Liquidität des Netzbetreibers da, sind jedoch nicht geeignet, um Wiederanschaffungsmaßnahmen zu finanzieren.

Finanzierung der Elektromobilität über die CAPEX-Kosten

Die regulatorischen Kapitalkosten stellen für einen Netzbetreiber das Herzstück der Finanzierung des eigenen Netzbetriebs dar. Da die Kapitalkosten nach der Anreizregulierung verzinst werden, sichern diese die langfristige Finanzierung des Netzbetriebs. Die CAPEX-Kosten, die zusätzlich durch die Netzintegration der Elektromobilität entstehen, fließen mit in die individuelle Erlösobergrenze (EOG) ein. Zusätzliche Investitionen nach dem Basisjahr fließen über den Kapitalaufschlag auch während der Regulierungsperiode mit ein. Eine Finanzierung der CAPEX-Kosten stellt für den Netzbetreiber somit kein Problem dar. Die Anerkennung der kalkulatorischen Kapitalkosten im Zusammenhang mit der Finanzierung der Elektromobilität sind somit ohne Zeitverzug anerkennungsfähig.

Finanzierung der Elektromobilität über die OPEX-Kosten

Die Betriebskosten des Netzbetreibers im Zusammenhang der Netzintegration für die Elektromobilität ist ebenfalls Teil der individuellen Erlösobergrenze. Allerdings können zusätzliche Betriebskosten, die nach dem Basisjahr anfallen, nicht im Laufe der Regulierungsperiode geltend gemacht werden.

Konkret bedeutet dies, dass die OPEX-Kosten im Gegensatz zu den CAPEX-Kosten nicht ohne Zeitverzug anerkennungsfähig sind. Steigende Betriebsausgaben sind erst zur nächsten Regulierungsperiode im nächsten Basisjahr anerkennungsfähig. Es gilt das Budgetprinzip für den Netzbetreiber im Zusammenhang mit der Planung der OPEX-Kosten. Somit gehen steigende OPEX-Ausgaben innerhalb einer Regulierungsperiode zu Lasten des Netzbetreibers.

Unter Berücksichtigung, dass in 2021 das nächste Basisjahr ansteht, drohen vielen Netzbetreibern für die kommenden Jahre finanzielle Einbußen. Viele Studien gehen von einer Hochlaufphase der Elektromobilität ab dem Jahr 2024 aus. Dies würde für den Netzbetreiber steigende Betriebsausgaben zur Integration der Elektromobilität bedeuten. Zusätzliche Ausgaben für den Steuerungs-, Planungs- und Monitoringbedarf sind somit nicht finanziert. Da das übernächste Basisjahr erst 2026 stattfindet und die darauffolgende 5. Regulierungsperiode erst 2029 beginnt, droht den Netzbetreibern eine OPEX-Lücke von mehreren Jahren!

Kostenanerkennung Netzintegration Elektromobilität Finanzierung
Kostenanerkennung Netzintegration Elektromobilität

Auswirkungen der Netzintegration auf den Effizienzwert

Zur Festlegung der individuellen EOG hat sich jeder Netzbetreiber, der sich nicht im vereinfachten Verfahren befindet, einem Effizienzvergleich nach §§12 bis 16 ARegV zu unterziehen. Auswirkungen auf den Effizienzfaktor und somit die EOG haben unterschiedliche Aufwands- und Strukturparameter, deren Festlegung zu jedem Effizienzvergleich von der Regulierungsbehörde neu erfolgt.

Bezüglich der Elektromobilität ist derzeit noch unklar, inwiefern sich die Netzintegration auf den Effizienzwert auswirkt. Daher ist zu prüfen, inwieweit der vorgezogene Aufbau eines nicht ausgelasteten Ladepunktes im Basisjahr Strom 2021 zu steigenden Werten auf Seiten der Aufwandsparameter führen kann, ohne dass dies auf Seiten der Vergleichsparameter (z. B. wenn die Jahresarbeit ein Parameter des Effizienzvergleiches wäre) seinen Niederschlag findet. Insbesondere bei öffentlicher Schnellladeinfrastruktur, die Leistungsanforderungen über 10 MW hat, kann dies der Fall sein und damit ein Lastmanagement erforderlich machen. Grundsätzlich sind Auswirkungen der Elektromobilität auf den Effizienzwert allerdings noch nicht absehbar. 

Maßnahmen gegen die OPEX-Lücke

Auf Grund der gerade erläuterten OPEX-Lücke sollten Netzbetreiber bereits ab dem Jahr 2021 mit der präventiven Planung bzgl. der Elektromobilität beginnen, um erste Aufwände in der 4. Regulierungsperiode anerkannt zu bekommen.

Ein erster wichtiger Meilenstein ist die Erhebung zusätzlicher Daten im Verteilnetz, um die langfristigen Auswirkungen der Elektromobilität abschätzen zu können. An welchen Stellen sind Schwerpunkte zu erwarten? Reicht die Kapazität heute aus? Dies sind nur zwei der vielen Fragen, die im Zusammenhang mit dem Ausbau und der Finanzierung der Elektromobilität zu beantworten sind. Erste Projekte zur Erhebung zusätzlicher Informationen im Verteilnetz, wie z. B. die Überwachung von Trafostationen mittels LoRaWAN, sind somit aus Sicht des Regulierungsmanagements zu begrüßen. Neben der Erhebung der Daten sollten aber auch eigene Netzentwicklungsszenarien durchgeführt werden, um die Auswirkungen besser abschätzen zu können. Daneben bietet die Datengrundlage eine Basis, um gegenüber dem Anschlussnehmer dahingehend auskunftsfähig zu sein, ob die Umsetzung des von ihm gewünschten Ladepunktes möglich ist. Netzbetreiber sind nach § 19 NAV verpflichtet, hierüber binnen zwei Monaten Auskunft zu erteilen.

Neben der Datenerhebung und Analyse sollte es einen engen Austausch mit den jeweiligen Vertrieben geben, um vor allem den Vertrieb von Ladeinfrastruktur ohne Steuerungsmöglichkeiten zu verhindern. Da mittel- bis langfristig von einer hohen Ladepunktdichte auf einzelnen Verteilnetzsträngen auszugehen ist, ist von einer Erforderlichkeit von Steuerungstechnik zur Umsetzung eines netzweiten Lademanagements auszugehen. Die TAB eines Netzbetreibers ist umgehend anzupassen, sofern dies noch nicht erfolgt ist.

Darüber hinaus ist eine Digitalisierung der Prozesse des Netzbetreibers im zusammenhang mit der Elektromobilität zu empfehlen. So findet die verpflichtende Anmeldung von Ladepunkten oft manuell über ein händisch ausgefülltes Formular statt. Elektronisch gestützte Formulare, welche die Kommunikationseingangskanäle standardisieren, die internen Aufwände des Netzbetreibers und somit de OPEX-Kosten senken, sind zu empfehlen. Hier hat die items bereits ein Tool entwickelt, das Netzbetreiber im Mitteilungsprozess für Ladepunkte unterstützt.

Fazit

Insgesamt ist festzuhalten, dass Netzbetreiber in Bezug auf das Basisjahr 2021 schnellstmöglich tätig werden sollten. Das Ziel sollte sein einen Teil der OPEX-Kosten im Zusammenhang mit der Netzintegration der Elektromobilität anerkannt zu bekommen. Maßnahmen sollten zum einen eine Netzentwicklungsstudie zur frühzeitigen Erkennung von Schwerpunkten sein.

Ebenso sollte die Datenerhebung im Verteilnetz für die Argumentation der Auswirkungen der Elektromobilität gegenüber der Regulierungsbehörde angegangen werden, um Aussagen über die Auslastung des eigenen Netzes treffen zu können. items unterstützt hier bereits die ersten Kunden mit dem Monitoring von Trafostationen und KVS-Schränken, um eine erste Aussage bezüglich der Auslastung einzelner Netzstränge treffen zu können. Die Erzielung von Synergieffekten hinsichtlich des Projektes Redispatch 2.0 ist hier sicherlich möglich, was aber ebenfalls eine bessere Datenbasis zur Prognose der Netzkapazitäten benötigt.  

Die Standardisierung von Prozessen rund um das Thema Elektromobilität sollte ebenfalls jetzt angegangen werden, um die zusätzlichen OPEX-Kosten im Basisjahr 2021 ansetzen zu können. items bietet hier ein erstes Tool zur Registrierung von Ladepunkten und unterstützt Stadtwerke mit einer ganzheitlichen Beratung zur Ausarbeitung einer Elektromobilitätsstrategie. Denn diese sollte am Ende das Ziel eines jeden Stadtwerks sein:

Die Umsetzung einer eigenen Strategie, welche die Tätigkeiten des Vertriebs und des Netzbetreibers berücksichtigt, um mittelfristig auch finanziell vom Thema Elektromobilität profitieren zu können. Ein kurzfristiges Vorpreschen des Vertriebs z. B. in Form des Vertriebs nichtsteuerbarer Ladepunkteinrichtungen kann sich, wie in diesem Beitrag dargestellt, negativ auf das Finanzergebnis des Netzbetreibers und somit des gesamten Konzerns auswirken. Somit heißt es frühzeitig in die Umsetzung gehen, um die eigenen Kosten des Netzbetreibers anerkannt zu bekommen.