Regulation and Transparency

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Summary

Transparency in regulating power networks is a democratic right of responsible citizens and consumers, and a transparent network infrastructure is vital to the success of an efficient energy transition. The energy industry needs a transparency transition.

Government transparency is a central aspect of a constitutional democracy. Citizens’ access to information about the activities of the state is vital for democratic self-determination. The expansion of electronic communication has bolstered a trend in society toward greater transparency, while authoritarian mindsets and behaviour are in retreat.

The regulation of power networks is an exception. It is largely intransparent. As consumers, citizens are must thus pay grid fees that are difficult to comprehend. In addition, a lack of data hampers scientific studies that are vital to a comprehensive and public discussion, which is part of the process of energy policy-making.

Not only state regulators, but also the network operators they regulate, face transparency demands. In light of the Energiewende, network users (producers, distributors, consumers and other service providers) increasingly need reliable and readily available data for a secure and flexible use of the network.

Expanding the network, its related costs, and new demands on infrastructure make transparency, especially in this area, a central condition for the success of the Energiewende. We are therefore considering ways for the energy business to become more transparent.

Core results

  1. Renewable energy investments are more capital intensive than investments in fossil-fired power generation.

    They are also much more sensitive to political and regulatory risks. This is highly relevant when addressing Europe’s 2030 renewables framework consisting of a binding EU target without binding Member States targets.

  2. The costs of capital for renewables vary widely between Member States.

    Perceived ex-ante risks translate into country specific premiums on the costs for renewable energy investments that have nothing to do with technology risks or weather conditions.

  3. Equalising costs of capital throughout the EU would save taxpayers at least 34 billion Euros to meet the 2030 renewables target.

    It would also allow for broader sharing of the social, economic and health benefits of renewable energy investments, and would particularly benefit EU Member States with lower than average per capita GDP.

  4. The revised EU Renewable Energy Directive should address differences in cost of capital by establishing an EU Renewable Energy Cost Reduction Facility.

     This could empower Member States that choose to use the facility to develop their renewable energy sources at costs currently enjoyed for renewable investments in Germany or France.

  5. An EU Renewable Energy Cost Reduction Facility would support decarbonisation and help facilitate the common energy market.

    This would be done by broadening the support for renewable energy investments amongst Member States and facilitating the further convergence of national renewable energy frameworks.

  1. Europe needs a “Renewable Energy Cost Reduction Facility (RES-CRF)” to fill the high-cost-of-capital-gap which currently exists in many member states in Central and South-Eastern Europe.

    Wind and solar are today cheap technologies that are on equal footing with coal and gas. However, high cost of capital oftentimes hinders renewables projects from going forward, even when there is excellent potential. Bridging that gap, a RES-CRF will bring significant cost savings to consumers and taxpayers in those countries

  2. The RES-CRF would provide a fifty-fold leverage of private-sector finance and will phase-out automatically as market confidence in high cost of capital Member States increases.

    The risk of the financial guarantee underpinning the RES-CRF ever being called is very small. We propose a set of concrete safeguards to ensure only high quality renewable energy investments will benefit and to avoid over-commitments.

  3. The next EU Multiannual Financial Framework should be used to finance the RES-CRF as a cheap support for the 2030-targets.

    Committed public funds to implement Article 3.4 of the new EU Renewable Energy Directive would create scope for establishing the RES-CRF. This would help Europe to meet its 2030-renewable energy target and enable all Member States to benefit from low-cost renewable energy.

  4. A pilot project should be launched before 2020 for proof of concept.

    A key design feature of the RES-CRF is its flexibility. Being largely based on contractual arrangements, it can be tested in specific sectors or Member States before a wider roll-out. Launching a pilot project before 2020 would help strengthen confidence in the instrument. A pilot can be financed from the running EU budget.

  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. 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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