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© ZU_09 - iStock
Electricity pylon with blue sky and sun

Summary

Expanding the power network is today the most cost-effective way to put renewable energy to work where it is needed.

In order reach its goal of covering at least 80 percent of power needs with renewable energies by 2050, Germany must overhaul its network infrastructure. Among other things, it must expand the capacity of its distribution networks to transport electricity. At the same time, these networks are increasingly assuming a new function: They already collect around 99 percent of all solar power and around 95 percent of wind power produced on a regional basis, thus functioning as intelligent power collectors and distributors.

Most wind power production takes place on the North Sea and Baltic Sea coasts, while most solar production occurs in southern Germany.

Electricity needs in Germany are not homogeneously distributed. Industrial and economic centres with large electricity needs are mainly in the Ruhr Valley, the Rhine-Main area, around Stuttgart and in the Nuremburg-Munich region.

The main challenge lies in matching where and when production and demand occur. Studies have shown that networks are much better at meeting this challenge, both technically and in terms of costs, than storage batteries. The revamping and expansion of power networks is therefore a central concern for the success of the Energiewende.

In a continuing dialogue with experts from politics, civil society, academia and business, Agora Energiewende is examining which infrastructure we will need in the future for a reliable power supply, largely comprised of renewable energies.  We are examining the power network not only in terms of transport, but also in terms of distribution. The use of intelligent information and communications technology, as well as reliable power electronics are important for maximising the stability of the system. We are also considering how storage systems could be used in an efficient network.

Core results

  1. Die Eigenstromversorgung durch Solar-Speicher-Systeme in Ein- und Zweifamilienhäusern, Landwirtschaft und Lebensmittelhandel bleibt überschaubar. Sie wird bis 2035 insgesamt maximal gut 44 Terawattstunden pro Jahr erreichen.

    Darin enthalten ist ein erheblicher Anteil an Strom für zusätzliche Wärmeanwendungen, sodass die Eigenversorgung jährlich maximal 24 Terawattstunden des heutigen Strombezugs aus dem Netz ersetzt. Das entspricht rund fünf Prozent des heutigenNettostromverbrauchs. Würde dies kurzfristig realisiert, würde dies die EEG-Umlage um etwa 0,5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen.

  2. Das wirtschaftliche Potenzial der Solarversorgung durch Mieterstrommodelle im Wohnbereich und im Gewerbebereich ist derzeit nicht sicher abschätzbar.

    Bislang ist dieser Bereich nur ein kleiner Nischenmarkt, auch wegen der oft komplizierten Eigentümer-Nutzer-Konstellation. Dieser Markt wird wesentlich durch die politische Gestaltung der Rahmenbedingungen, insbesondere bei den Abgaben und Umlagen bestimmt.

  3. Die Politik sollte zügig einen stabilen Rechtsrahmen für Eigenversorgung und Mieterstrommodelle schaffen, der auch die damit verbundenen Umverteilungseffekte angemessen adressiert.

    In den vergangenen Jahren wurde die Eigenstromversorgung politisch sowohl gefördert als auch behindert – teilweise sogar gleichzeitig. Damit dauerhafte Geschäftsmodelle ermöglicht werden, die weder zulasten der anderen Stromverbraucher gehen noch in Zukunft rückwirkend entwertet werden, ist ein langfristig stabiler Ordnungsrahmen erforderlich.

  1. Dezentralität entwickelt sich dauerhaft zu einem neuen Strukturmerkmal der Stromwirtschaft.

    Denn zentrale Technologien der Energiewende (Windkraft, Solarenergie, Stromspeicher, Elektromobilität, Wärmepumpen) bringen eine wesentlich verteiltere Struktur mit sich, die nicht mit immer mehr Netzausbau beantwortet werden kann. Zudem gibt es sowohl ökonomische als auch starke politische und soziale Treiber in Richtung Eigenversorgung und regionale Lösungen.

  2. Dezentralität ist kein Wert an sich, sondern muss sich netztopologisch, ökonomisch oder aufgrund von sozialen beziehungsweise politischen Präferenzen begründen lassen.

    Der Mehrwert dezentraler Lösungen ist oft nicht monetärer Natur (zum Beispiel größere Akzeptanz, breitere Teilhabe) und muss als solcher politisch bewertet werden. Ökonomisch liegt der Wert in der Regel in vermiedenem Netzausbau, für den bisher jedoch ein monetäres Maß fehlt, oder in dem Befriedigen einer Regionalitätspräferenz der Verbraucher, für die jedoch der Marktrahmen fehlt.

  3. Wir brauchen einen Ordnungsrahmen für Dezentralität bei Entgelten, Abgaben und Umlagen.

    Das bisherige System der dezentralitätsbedingten Ausnahmen bei Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen ist hochgradig willkürlich und chaotisch. Es sollte überführt werden in eine klare Struktur, bei der die Höhe der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen differenziert wird nach drei Ebenen: (1) Erzeugung und Verbrauch ohne Nutzung des öffentlichen Netzes, (2) Erzeugung und Verbrauch innerhalb einer Stromregion sowie (3) überregionaler Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch.

From study Energiewende und Dezentralität
  1. Die Eigenstromversorgung durch Solar-Speicher-Systeme in Ein- und Zweifamilienhäusern, Landwirtschaft und Lebensmittelhandel bleibt überschaubar. Sie wird bis 2035 insgesamt maximal gut 44 Terawattstunden pro Jahr erreichen.

    Darin enthalten ist ein erheblicher Anteil an Strom für zusätzliche Wärmeanwendungen, sodass die Eigenversorgung jährlich maximal 24 Terawattstunden des heutigen Strombezugs aus dem Netz ersetzt. Das entspricht rund fünf Prozent des heutigenNettostromverbrauchs. Würde dies kurzfristig realisiert, würde dies die EEG-Umlage um etwa 0,5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen.

  2. Das wirtschaftliche Potenzial der Solarversorgung durch Mieterstrommodelle im Wohnbereich und im Gewerbebereich ist derzeit nicht sicher abschätzbar.

    Bislang ist dieser Bereich nur ein kleiner Nischenmarkt, auch wegen der oft komplizierten Eigentümer-Nutzer-Konstellation. Dieser Markt wird wesentlich durch die politische Gestaltung der Rahmenbedingungen, insbesondere bei den Abgaben und Umlagen bestimmt.

  3. Die Politik sollte zügig einen stabilen Rechtsrahmen für Eigenversorgung und Mieterstrommodelle schaffen, der auch die damit verbundenen Umverteilungseffekte angemessen adressiert.

    In den vergangenen Jahren wurde die Eigenstromversorgung politisch sowohl gefördert als auch behindert – teilweise sogar gleichzeitig. Damit dauerhafte Geschäftsmodelle ermöglicht werden, die weder zulasten der anderen Stromverbraucher gehen noch in Zukunft rückwirkend entwertet werden, ist ein langfristig stabiler Ordnungsrahmen erforderlich.

  1. Dezentralität entwickelt sich dauerhaft zu einem neuen Strukturmerkmal der Stromwirtschaft.

    Denn zentrale Technologien der Energiewende (Windkraft, Solarenergie, Stromspeicher, Elektromobilität, Wärmepumpen) bringen eine wesentlich verteiltere Struktur mit sich, die nicht mit immer mehr Netzausbau beantwortet werden kann. Zudem gibt es sowohl ökonomische als auch starke politische und soziale Treiber in Richtung Eigenversorgung und regionale Lösungen.

  2. Dezentralität ist kein Wert an sich, sondern muss sich netztopologisch, ökonomisch oder aufgrund von sozialen beziehungsweise politischen Präferenzen begründen lassen.

    Der Mehrwert dezentraler Lösungen ist oft nicht monetärer Natur (zum Beispiel größere Akzeptanz, breitere Teilhabe) und muss als solcher politisch bewertet werden. Ökonomisch liegt der Wert in der Regel in vermiedenem Netzausbau, für den bisher jedoch ein monetäres Maß fehlt, oder in dem Befriedigen einer Regionalitätspräferenz der Verbraucher, für die jedoch der Marktrahmen fehlt.

  3. Wir brauchen einen Ordnungsrahmen für Dezentralität bei Entgelten, Abgaben und Umlagen.

    Das bisherige System der dezentralitätsbedingten Ausnahmen bei Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen ist hochgradig willkürlich und chaotisch. Es sollte überführt werden in eine klare Struktur, bei der die Höhe der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen differenziert wird nach drei Ebenen: (1) Erzeugung und Verbrauch ohne Nutzung des öffentlichen Netzes, (2) Erzeugung und Verbrauch innerhalb einer Stromregion sowie (3) überregionaler Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch.

From study Energiewende und Dezentralität
  1. Effiziente Regulierungs- und Politikentscheidungen setzen Datentransparenz voraus, um Ausgangslage und Wirkungen beurteilen zu können.

    Dazu müssen zumindest die den Netzbetreibern zugestandenen Kosten und Erlöse veröffentlicht werden. Vor allem auch Wissenschaftler benötigen umfassende Akten- und Dateneinsicht.

  2. Datentransparenz ist im regulierten Monopol für die Netzbetreiber hinnehmbar.

    Anders als im wettbewerblichen Bereich sind Geschäfts- und Betriebsgeheimnisse für den Unternehmenserfolg im regulierten Bereich praktisch nicht relevant. Der internationale Vergleich zeigt, dass Transparenz in anderen Ländern bereits ohne Probleme für den wirtschaftlichen Netzbetrieb praktiziert wird.

  3. Der Verbraucher hat einen Anspruch auf Datentransparenz.

    Das gilt für die Kosten der regulierten Netzinfrastrukturen, die über die Netzentgelte auf die Verbraucher gewälzt werden. Es gilt aber auch für die behördliche Genehmigungspraxis und deren demokratische Kontrolle. Deshalb muss an die Stelle der Regelgeheimhaltung die Transparenz behördlicher Entscheidungen treten.

  4. Bestehende gesetzliche Regelungen zur Datentransparenz müssen durchgesetzt und ergänzt werden.

    Die Datenlage wäre schon deutlich besser, wenn bestehende Vorgaben systematisch umgesetzt und ihre Nicht-Einhaltung konsequent sanktioniert würden. Einfache gesetzgeberische Ergänzungen bestehender Regelungen können den Zugang zu Regulierungs- und Netzdaten weiter verbessern.

  1. Mit kurzfristigen Sofortmaßnahmen können die Kosten für Redispatch und die Abregelung von Erneuerbare-Energien-Strom deutlich gesenkt werden.

    Deshalb gilt es, Sofortmaßnahmen zur höheren Auslastung der Bestandsnetze umgehend auszuschöpfen, um Netzengpässe zu vermeiden, bis der Ausbau der Stromautobahnen realisiert ist. Zudem werden durch diese Maßnahmen auch die Netze benachbarter Staaten entlastet.

  2. Innovative Sofortmaßnahmen, die kurzfristig Stromleitungen entlasten, sollten aktiver Bestandteil der Netzplanung sein.

    Für diesen kürzeren Zeithorizont – zwei bis vier Jahre – sollte der Prozess der Netzplanung angepasst werden. Kernkriterium hierbei ist, dass die Umsetzung dieser Sofortmaßnahmen nachweislich günstiger ist als die Kosten, die andernfalls aus Redispatch und der Abregelung von Erneuerbare-Energien-Anlagen resultieren.

  3. Netzoptimierungs- und -verstärkungsmaßnahmen sind heute bereits Stand der Technik, ­werden aber noch viel zu selten eingesetzt.

    Zu den Maßnahmen gehören das Freileitungsmonitoring, Hochtemperaturleiterseile und der Einsatz von Querreglern. Genehmigungsverfahren sollten – wo möglich – vereinfacht werden, um eine Beschleunigung der Umsetzung zu erreichen; und die Netzbetreiber sollten sich auf einen klaren Zeitplan für den Rollout der Technologien festlegen.

  4. Um die Kosten für die Netzeingriffe deutlich zu senken und den Bestand der einheitlichen deutschen Preiszone zu erhalten, ist ein unmittelbar im Koalitionsvertrag verankertes Sofortprogramm „Optimierung der Bestandsnetze“ unumgänglich.

    Dieses müsste von der künftigen Regierung zügig beschlossen und schon im ersten Halbjahr 2018 umgesetzt werden, um noch vor 2020 Wirkung entfalten zu können. Denn beim Netzausbau sind kurzfristige Erfolge notwendig für den Erhalt der einheitlichen deutschen Gebotszone.

From study Optimierung der Stromnetze
  1. Bundesnetzagentur und Netzbetreiber sollten Roadmaps für die flächendeckende Einführung der Maßnahmen vereinbaren, verbunden mit klaren Zeitzielen. Etwaige regulatorische und organisatorische Hemmnisse können zügig abgebaut werden.

    Bislang genießen Maßnahmen zur Steigerung der Kapazitäten im Bestandsnetz weder in Genehmigungsprozessen noch in der Umsetzung eine hohe Priorität. Bei entsprechender Fokussierung kann jedoch bis 2021 und 2023 viel realisiert werden.

  2. Längerfristig ermöglicht die Einführung einer innovativen, automatisierten Systemführung eine ­höhere Auslastung der Stromnetze.

    Kurze Reaktionszeiten durch automatisierte, schnelle Steuerungszugriffe kombiniert mit Online-Dynamic Security Assessment erlauben einen reaktiven, fehlerbasierten Redispatch. Um das hohe Sicherheitsniveau des deutschen Stromsystems aufrechtzuerhalten, sind jedoch noch eine Vielzahl von Fragen zu analysieren und Prozesse zu definieren. Unter Federführung der Bundesnetzagentur sollte schon jetzt eine Roadmap zur Strukturierung und Umsetzung ent­worfen werden, damit diese im Laufe der 2020er Jahre nach und nach umgesetzt werden können.

From study Toolbox für die Stromnetze
  1. Netzengpässe sind in manchen Regionen die neue Normalität. Ihre Behebung bedarf regionaler Flexibilität. Das sind die Lehren aus den steigenden Redispatch- und Windstromabregelungsmengen. Ergänzend zum bundesweiten Strommarkt sind deshalb neue regionale Smart Markets notwendig.

    Sie haben zum Ziel, regionale Flexibilität zu mobilisieren und damit die Effizienz des Systems zu erhöhen. Sie dienen der Vermeidung und Behebung von Netzengpässen. Damit reduzieren sie Redispatch- und Einspeisemanagementmaßnahmen.

  2. Die Netzregionen stehen vor unterschiedlichen Herausforderungen, deswegen eignen sich unterschiedliche Smart-Market-Modelle je nach Netzregion.

    In winddominierten Gebieten entlasten Smart Markets Netzengpässe durch den Einsatz von Nachfrageflexibilitäten wie Power-to-Heat. Hier eignen sich Modelle mit Flexibilitätsbezug durch den Netzbetreiber. In last- und photovoltaikdominierten Regionen geht es darum, Engpässe durch hohe Gleichzeitigkeit von Lasterhöhung (zum Beispiel Nachtspeicherheizungen, in der Zukunft Aufladen von Elektroautos) oder von Stromeinspeisung in die unteren Verteilnetzebenen zu verringern. Hier eignen sich eher Quotenmodelle, die auch mit Sekundärmarkt ausgestaltet werden können.

  3. Der Kosten-Benchmark für Smart Markets sind die derzeitigen Redispatch- und Einspeisemanagementkosten – diese müssen sie unterbieten. Deswegen stellen die hierfür gezahlten Vergütungen auch die Preisobergrenze für regionale Flexibilitätsprodukte dar.

    Mittelfristig stellt sich bei einer hohen Verbreitung von Elektroautos die Frage nach dem optimalen Mix aus Netzausbau und Netzengpassbehebung – und wer dabei welche Kosten trägt.

  4. Smart Markets sind eine No-Regret-Option, für deren Umsetzung regulatorische Hemmnisse abgebaut und Ansätze bereits bestehender Regelungen weiterentwickelt werden müssen.

    Zentral ist hierbei auch eine Reform der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen, da sie entscheidenden Einfluss auf die (regionale) Bereitstellung von Flexibilität haben. Vor allem sind Interaktionen mit bestehenden Strommärkten, eine Weiterentwicklung in der Netzplanung sowie in der Koordination zwischen den Akteuren bezüglich Datenaustausch und Steuerung zu beachten.

  1. Increased integration between the Nordic countries and Germany will become ever more important as the share of renewables increases. The more renewables enter the system, the higher the value of additional transmission capacity between Nordic countries and Germany will become.

    In particular, additional generation from renewables in the Nordics – reflected in the Nordic electricity balance - will increase the value of transmission capacity. There is a lot of potential for trade, due to hourly differences in wholesale electricity prices throughout the year.

  2. A closer integration of the Nordic and the German power systems will reduce CO2 emissions due to better utilisation of renewable electricity.

    This is caused by reduced curtailment of renewables, improved integration of additional renewable production sites and increased competitiveness of biomass-fuelled power plants.

  3. Higher integration will lead to the convergence of wholesale electricity prices between the Nordic countries and Germany. But even with more integration, the Nordic countries will see lower wholesale electricity prices if they deploy large shares of renewables themselves.

    In general, additional integration will lead to slightly higher wholesale electricity prices in the Nordics and to slightly lower prices in Germany. But this will be counteracted by the decreasing price effect that higher wind shares in the Nordics have on the wholesale power market.

  4. Distributional effects from increased integration are significantly higher across stakeholder groups within countries than between countries.

    This strongly impacts the incentives of market players such as electricity producers or consumers (e.g., energy-intensive industries) for or against increased integration. Distributiona leffects need to be taken into account for creating public acceptance for new lines and for the cross-border allocation of network investments.

  1. Increased integration between the Nordic countries and Germany will become ever more important as the share of renewables increases. The more renewables enter the system, the higher the value of additional transmission capacity between Nordic countries and Germany will become.

    In particular, additional generation from renewables in the Nordics – reflected in the Nordic electricity balance - will increase the value of transmission capacity. There is a lot of potential for trade, due to hourly differences in wholesale electricity prices throughout the year.

  2. A closer integration of the Nordic and the German power systems will reduce CO2 emissions due to better utilisation of renewable electricity.

    This is caused by reduced curtailment of renewables, improved integration of additional renewable production sites and increased competitiveness of biomass-fuelled power plants.22

  3. Higher integration will lead to the convergence of wholesale electricity prices between the Nordic countries and Germany. But even with more integration, the Nordic countries will see lower wholesale electricity prices if they deploy large shares of renewables themselves.

    In general, additional integration will lead to slightly higher wholesale electricity prices in the Nordics and to slightly lower prices in Germany. But this will be counteracted by the decreasing price effect that higher wind shares in the Nordics have on the wholesale power market.3

  4. Distributional effects from increased integration are significantly higher across stakeholder groups within countries than between countries.

    This strongly impacts the incentives of market players such as electricity producers or consumers (e.g., energy-intensive industries) for or against increased integration. Distributiona leffects need to be taken into account for creating public acceptance for new lines and for the cross-border allocation of network investments.

  1. Netzentgelte müssen systemdienlich sein und die Integration der erneuerbaren Energien ermöglichen.

    Regelungen, die Inflexibilität bei Erzeugung und Verbrauch oder Eigenverbrauch anreizen, müssen entsprechend angepasst werden. Das betrifft pauschal gewährte „vermiedene“ Netzentgelte genauso wie undifferenzierte Netzentgeltbefreiungen für Großverbraucher.

  2. Die Netzentgelte für die Industrie sollten rasch reformiert werden – weg von den Entgelten auf Basis der Jahreshöchstlast hin zu zeitlich differenzierten Leistungs- und Arbeitsentgelten.

    So können sowohl lokale Netzengpässe adressiert werden als auch Industriebetriebe von niedrigen Börsenpreisen bei hoher Wind- und Solareinspeisung profitieren und so das System stabilisieren.

  3. Höhere Grundpreise oder Leistungskomponenten sind bei Haushaltskunden nicht zielführend.

    Sie wären weder verursachungsgerecht noch sozialverträglich, da die Haushalte mit dem geringsten Verbrauch die größten Zusatzkosten tragen würden.

  4. Kleinverbraucher mit Eigenerzeugung wie Photovoltaik oder Mini-Blockheizkraftwerken profitieren vom Netz und müssen an dessen Kosten beteiligt werden.

    Zeitlich differenzierte Netzentgelte sind auch hier mittelfristig der richtige Ansatz; kurzfristig kann eine differenzierte Netzservicepauschale aushelfen.

  5. Die Netzkosten sollten bundeseinheitlich gewälzt werden.

    Die Energiewende und der Ausbau der Erneuerbaren Energien sind ein nationales Projekt. Ein System, das die Kosten für Netzausbau und Engpassbewirtschaftung einseitig den ländlichen Ausbauregionen auflastet, führt zu Fehlanreizen.

From study Netzentgelte in Deutschland
  1. Der Planungsprozess sollte von Anfang an alle ökonomisch vernünftigen Möglichkeiten zur Beschränkung des Netzzubaus einbeziehen.

    Abregelung von Einspeisespitzen, Lastmanagement, gezielte Standortwahl für neue Kraftwerke und innovative Betriebsmittel können den Netzausbaubedarf reduzieren.

  2. Dieses Netz stellt nicht mehr als ein Testergebnis für die Planungsmethode dar.

    Eshat keine Legitimation als Alternative zum bestehenden Netzentwicklungsplan, unter anderem, da es auf anderen Prämissen basiert, ohne Mitwirkung der Netzbetreiber und ohne öffentliche Konsultation sowie ohne Prüfung durch die Bundesnetzagentur entstanden ist.

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