Freitag, 17. November 2017
Anzeige

-   Topthema

Koordinations- und Regulierungsbedarf bei der netzdienlichen Nutzung dezentraler Flexibilität im Stromverteilnetz

Wolfgang Elsenbast, Florian Kämpfer, Matthias Janssen und Jens Perner

In vielen Ländern Europas durchläuft der Stromsektor derzeit einen grundlegenden Transformationsprozess hin zu einer wesentlich kleinteiligeren Energielandschaft mit weniger starren Stromverbrauchsmustern und zeitweise erheblichen Einspeisungen aus dezentralen Erzeugungsanlagen im Verteilnetz. Die veränderte Versorgungsstruktur ruft einerseits neue Herausforderungen wie vermehrte Engpässe im Verteilnetz hervor, andererseits eröffnen sich neue Flexibilitätsquellen und Steuerungsmöglichkeiten. Dies macht neuartige Konzepte für Netzplanung und -betrieb im Verteilnetz erforderlich. Dabei kann die Flexibilitätsnutzung durch die Verteilnetzbetreiber zur Engpassvermeidung Nutzungskonflikte mit anderen Einsatzmöglichkeiten und einen Koordinations- und Regulierungsbedarf hervorrufen. Der Artikel analysiert den Ist-Zustand der Flexibilitätsnutzung sowie die auftretenden Koordinationsprobleme und gibt Hinweise zu ihrer Lösung.

Netzdienlicher Einsatz von Flexibilität reduziert Netzausbaukosten

Bereits heute ist das technisch vorhandene Potenzial an dezentraler Flexibilität in Verteilnetzen beachtlich [1]. Zukünftig werden die Potenziale allerdings noch erheblich zunehmen: Sie betreffen bspw. die kurzfristig variable Einspeiseleistung von Erzeugungsanlagen, die Steuerung industrieller Verbrauchsprozesse, den Einsatz flexibler Verbrauchsgeräte im Haushalt (z. B. Elektrowärmeanwendungen), die Batterieladezyklen von Elektrofahrzeugen oder den Einsatz dezentraler Speicher.

Gesamtwirtschaftlich attraktiv ist insbesondere ein Einspeisemanagement von Erzeugungsanlagen. So weist die BMWi-Verteilernetzstudie aus, dass eine Abregelung der jährlichen Einspeisung von erneuerbare Energien-Anlagen von 3 % ausreicht, um den Netzausbaubedarf um mehr als 40 % zu senken [2]. Auch die Steuerung bestehender Anlagen auf Verbraucherseite, bspw. über innovative Ansteuerung von Kundengeräten, ist heute schon eine wirtschaftliche Option, z. B. im Bereich von Wärmepumpen oder Warmwasser-Boilern.

Besonders attraktiv, auch im Sinne der Nutzung größerer Potenziale, ist die Steuerung von Industrieprozessen (Stahlproduktion, Produktion technischer Gase bzw. chemischer Grundstoffe oder auch der Betrieb von Kühlhäusern), Biogasspeichern mit netzgeführter Betriebsweise, oder perspektivisch auch elektrischen Stromspeicheranlagen, da die Batteriekosten kontinuierlich sinken und man von einer zunehmenden Verbreitung der E-Mobilität ausgehen kann [3]. Allerdings bestehen bei der effektiven Nutzung der genannten Optionen oft Hemmnisse: Diese sind technologischer (etwa mangelnde Mess- und Steuerbarkeit), regulatorischer (insb. unklare Zugriffsrechte) sowie marktlicher Natur (etwa starre Tarifmodelle bei Endverbrauchern oder ein geringer finanzieller Wert von Flexibilität).

Netzdienlicher Flexibilitätseinsatz kann Nutzungskonflikte erzeugen

Flexibilitäten können nach verschiedenen Gesichtspunkten eingesetzt werden (siehe Abb.) [4]:

  • Eigennutzung – die Flexibilitätsquelle (z. B. ein Wasser-Boiler im Haushalt) kann derart gesteuert werden, dass sie den Bedürfnissen des Eigentümers bzw. Betreibers exakt entspricht.
  • Marktdienliche Nutzung – die Flexibilitätsquelle kann so gesteuert werden, dass sie dem Ausgleich von Stromerzeugung und -verbrauch im System dient, z. B. durch Vermarktung im Großhandels- oder Regelleistungsmarkt bzw. zur Minimierung der Strombezugskosten. Auf diesem Weg kann in der längeren Frist zugleich der Ausbau zusätzlicher Kraftwerkskapazitäten vermieden werden, was insbesondere im Kontext des Kernkraftausstiegs (und teils auch aus der Kohleverstromung im Kontext der Klimaziele) von Bedeutung ist.
  • Netzdienliche Nutzung – letztlich kann Flexibilität, wie erläutert, auch durch den Netzbetreiber genutzt werden, bspw. um Netzengpässe im Verteilnetz oder in vorgelagerten Netzebenen zu vermeiden, wodurch Netzausbaukosten gespart werden können. Da der Bedarf der Netzbetreiber für netzdienliche Netznutzung zeitlich häufig mit dem Bedarf gemäß Eigennutzung bzw. der marktdienlichen Nutzung zusammenfällt, ergeben sich für den Flexibilitätseigentümer durch die netzdienliche Flexibilitätsnutzung des Netzbetreibers Nutzen- bzw. Erlöseinbußen („Opportunitätskosten“).

Zudem können Flexibilitäten gebündelt werden, wenn Transaktionskosten für kleine Flexibilitätseinheiten vergleichsweise groß sind, was eine eigenständige Vermarktung begrenzt. Die Flexibilitäten werden dann über Aggregatoren vermarktet. Diese nehmen die Flexibilität vieler Kleinkunden unter Vertrag und nutzen diese bislang vor allem auf Regelleistungsmärkten. Grundlage ist eine Vereinbarung zwischen Verbraucher und Aggregator über die Bereitstellung von Flexibilität.

An der Schnittstelle zwischen Markt und Netz können sich somit Nutzungskonflikte und entsprechend Koordinationsanforderungen ergeben, die in Energiesystemen mit wenig dezentraler Stromerzeugung und Flexibilität nicht existierten. Dabei sollte der Regulierungsrahmen derart ausgestaltet sein, dass Anreize für einen effizienten Zubau von Flexibilitäten bestehen und dass bestehende Flexibilitäten dort verwendet werden, wo sie den größten Nutzen stiften.

Dieser Artikel, der auf einer Studie (2016) von Frontier Economics und IAEW für das Bundesamt für Energie basiert, skizziert Ansatzpunkte für einen verbesserten Ordnungsrahmen für den Einsatz dezentraler Flexibilität [5]. Hierbei fokussieren wir vor allem auf die Anreize und Koordination der Nutzung von dezentraler Flexibilität durch Stromverteilnetzbetreiber.

Daneben sind zukünftig weitere Schnittstellenfragen zu adressieren, die im Folgenden nicht detailliert analysiert werden. Dies betrifft z. B. die Koordination auf Markt-Markt-Ebene im Rahmen der Bilanzsysteme. Etwaige Konflikte liegen hier z. B. vor, wenn die Ausgeglichenheit der Bilanzkreise eines Lieferanten durch den Flexibilitätszugriff beeinflusst wird.

Daneben ist die Konkurrenz des Zugriffs zwischen den Verteilnetzbetreibern, den Übertragungsnetzbetreibern sowie vor- und nachgelagerten Verteilnetzen zu lösen. Hierbei muss sichergestellt werden, dass etwaige Zugriffe auf Flexibilität im Verteilnetz durch den ÜNB nicht zu Engpässen bei VNB führen und Flexibilität nicht in Konkurrenz abgerufen wird.

Gleichzeitig sollte die Komplexität der Koordination, vor allem zwischen Verteilnetzbetreibern verschiedener Ebenen, handhabbar bleiben. Letzteres spricht zumindest auf absehbare Zeit gegen den Zugriff eines VNB auf dezentrale Flexibilität in vor-/nachgelagerten Verteilnetzen.

Koordination der Nutzungskonflikte erfordert wohldefinierte Eigentumsrechte

Alle Geschäftsmodelle zur wirtschaftlichen Nutzung von Flexibilitäten setzen wohldefinierte Eigentumsrechte voraus, d. h. Regelungen dazu, wer wann in welchem Umfang und auf welche Weise auf die Flexibilitätsquelle zugreifen darf. Eine geeignete Definition der Eigentumsrechte bezüglich des Gutes Flexibilitätsnutzung ist aufgrund möglicher Nutzungskonflikte herausfordernd. Diesbezüglich bietet es sich an, zwischen verbrauchs- und produktionsseitiger Flexibilität zu unterscheiden:

  • Zum einen gibt es bei Netznutzungsmodellen, welche auf dem Ausspeiseprinzip beruhen (wie z. B. in Deutschland oder der Schweiz), systembedingt eine Differenzierung zwischen Ein- und Ausspeisung, indem nur der Bezug aus dem Netz zur Entrichtung von Netzentgelten führt, nicht aber die Einspeisung in das Netz. Entsprechend muss eine Vergütung von erzeugungsseitiger Flexibilität über explizite Zahlungen an den Flexibilitätseigentümer erfolgen, während verbrauchsseitige Flexibilität implizit über geringere Netzentgelte vergütet werden kann.
  • Zum anderen gibt es relevante Unterschiede bei der Abschätzung der (Opportunitäts-)kosten, welche beim Flexibilitätszugriff entstehen. Während deren Bestimmung auf der Produktionsseite zumindest näherungsweise relativ einfach durch die Bewertung der nicht eingespeisten Energie erfolgen kann, ist auf der Verbrauchsseite die Abschätzung der Kosten durch Verbrauchsverzicht bzw. zeitliche Verschiebung oft deutlich schwieriger.

Heute sind die Zugriffsrechte auf Flexibilitäten nicht durchgängig eindeutig geregelt. So können in bestimmten Fällen Eigentümer von Flexibilität nicht darüber entscheiden, wem sie diese anbieten möchten, sondern sind durch Netzanschlussbedingungen oder Netznutzungsverträge bzw. über Energielieferverträge verpflichtet, dem Verteilnetzbetreiber den Zugriff zu gewähren.

Wohldefinierte Eigentumsrechte werden dadurch geschaffen, dass Flexibilitätsanbieter das grundsätzliche Recht erhalten, über den Einsatz ihrer Flexibilität zu entscheiden. Durch diese Regelung können sie die Flexibilität dort verwenden, wo sie den größten wirtschaftlichen Nutzen bringt.

Marktliche Beschaffung von lokalen Flexibilitäten heute herausfordernd

Netzdienliche Flexibilitätsdienstleistungen könnten prinzipiell über den Markt beschafft und bepreist werden, z. B. über das Ausschreiben von lokalen Flexibilitätsprodukten bzw. -bedarfen. Allerdings verlangen Flexibilitätsmärkte eine bestimmte Liquidität, d. h. genügend Anbieter und Nachfrager.

Aus Verteilnetzperspektive, d. h. zur Lösung von räumlich eng eingegrenzten Engpässen, ist eine rein marktbasierte Lösung kurz- bis mittelfristig – zumindest auf der Niederspannungsebene – selten effektiv, da – insbesondere im ländlichen Bereich – eine zu geringe Anzahl von flexiblen Lasten bzw. Erzeugern vorhanden sind, um einen liquiden Markt zu etablieren [6].

Dies gilt in besonderem Maße für die Dienstleistung der Blindleistungsbereitstellung zur Spannungshaltung, da hier die Engpasssensitivitäten einzelner Anlagen in Abhängigkeit der „netztechnischen Entfernung“ der Anlage zum Engpass besonders stark variieren, sodass effektiv nur wenige Anlagen miteinander konkurrieren können. Bei einer solchen Konstellation besteht ein nicht unerhebliches Problem der Marktmacht durch Flexibilitätsanbieter, welches durch Aggregatoren noch verschärft werden kann, wenn diese mehrere potenziell konkurrierende Anlagenbetreiber bei einem Anbieter bündeln. Zudem erfordern lokale Flexibilitätsmärkte eine hinreichend gute Kenntnis des Netzzustandes, was derzeit für die unteren Netzebenen schwieriger umzusetzen ist.

Andererseits laufen kleinere und austauschbare Flexibilitäten aufgrund der besonderen Marktstellung der Netzbetreiber Gefahr, bei wettbewerblichen Prozessen gering(er) vergütet zu werden. In der kürzeren bis mittleren Frist dürften preisliche Steuerungen daher primär durch standardisierte Bedingungen seitens der Netzbetreiber bestimmt und nur für größerer Netzkunden bilateral verhandelt werden.

Wettbewerbliche Märkte für lokale netzdienliche Flexibilität („smart markets“) sind eher in langer Frist denkbar, wenn die Durchdringung dezentraler Flexibilitäten infolge der Energiewende (v. a. erneuerbare Energien), des Speicherbooms und der Sektorkopplung (v. a. Wärmepumpen und E-Mobilität) zunimmt, und es im Rahmen der Digitalisierung zu einer verbesserten Kenntnis des Netzzustands und zu verbesserten Steuermöglichkeiten kommt.

Netzdienlicher Einsatz über Differenzierung von Netznutzungsprodukten

Verteilnetzbetreiber sollten deshalb, alternativ zur marktlichen Beschaffung, kurz- und mittelfristig Netznutzungsprodukte mit und ohne Zugriffsmöglichkeiten auf verbraucherseitige Flexibilität anbieten. Die Flexibilität wäre auf Grundlage dieser Produktdifferenzierung von den Netzkunden auf freiwilliger Basis zu kontrahieren. Von einem Zugriffsverbot auszunehmen sind Unterbrechungen oder sonstige Eingriffe im Zuge von Notfallmaßnahmen, deren Ursache nicht im Einflussbereich des Anschlussverteilnetzbetreibers liegen.

Über die Vertragsdifferenzierung werden implizit Preise für die Zugriffsrechte definiert. Gangbare Vertragsdifferenzierungen wären in einem Flexibilitätsbonus seitens des Netzbetreibers zu sehen, der zu gewähren wäre, wenn die Endverbraucher weitergehende Eingriffe beim Stromverbrauch zulassen. Die Alternative wäre ein reduziertes Netzentgelt für flexible Netznutzungsprodukte.

Für kleine Verbraucher (oder Speicher) bieten sich aus Transaktionskostengründen vor allem standardisierte Bedingungen und Vergütungen an. Bei großen Verbrauchern ist es hingegen prinzipiell vorteilhaft, dass individuelle Zugriffsrechte und Vergütungen verhandelt werden. Etwaige Zugriffsrechte auf Flexibilitäten sind in beiden Varianten möglichst klar zu erfassen, damit keine Rechtsunsicherheiten entstehen.

Bei der Preisfindung für die Flexibilität, bei Tarifdifferenzierung also das Ausmaß des „Preisrabatts“, ist der Wert der Flexibilität bei einer alternativen Verwertung anzusetzen (Wert der „Outside-Options“). Dies bestimmt den Mindestwert, der vom Netzbetreiber zu zahlen ist. Die Preisbildung hängt insofern maßgeblich von den Opportunitäten der Flexibilitätsbesitzer ab. Die (etwaigen) Tarifvergünstigungen für ein erweitertes Zugriffsrecht dürften zudem umso höher oder niedriger ausfallen, je enger bzw. auskömmlicher die verfügbaren Netzkapazitäten zu Zeiten hoher Auslastungen sind.

Umso detaillierter die Regulierung sein will, desto eher können sich auch konkrete Berechnungsschemata für verminderte Netzentgelten in Abhängigkeit von den Eingriffsrechten ergeben [7].

Limitierte pauschale Zugriffsrechte für Verteilnetzbetreiber sind heute üblich

Vor allem im Kontext eines Einspeisemanagements sollte aufgrund der wirtschaftlichen Potenziale ein Recht des Netzbetreibers bestehen, Flexibilitäten zur Behebung von Engpässen zu nutzen, wenn hierdurch ein teurer Netzausbau vermieden wird. Verteilnetzbetreiber sollen somit Netzanschlussverträge anbieten dürfen, die limitierte pauschale Zugriffsrechte auf erzeugungsseitige Flexibilität beinhalten. Hierzu sind geeignete Schwellenwerte zu definieren, bis zu welchen ein Flexibilitätszugriff ohne weitere Nachweise der Vorteilhaftigkeit (im Vergleich zur Alternative Netzausbau) möglich ist.

Die Zugriffsrechte sollten an eine Vergütungspflicht der Opportunitätskosten gekoppelt sein und sind damit primär für Technologien geeignet, für die vergleichsweise einfach entgangene Deckungsbeiträge beziehungsweise Kosten bestimmt werden können (z. B. dezentrale EE-Erzeuger wie PV, Windanlagen, Laufwasser).

Missbrauchskontrolle bei vertikal integrierten EVU

Missbrauchspotenziale bei Kontrahierung und Abruf von Flexibilitätsdienstleistungen können einen effizienten Einsatz behindern. Solche können vor allem bei einer unvollständigen Entbündelung von Energieversorgungsunternehmen bestehen. Dies betrifft in Deutschland alle Verteilnetzbetreiber bis zu 100.000 Endkunden und in der Schweiz die gesamte Verteilnetzebene. In diesem Fall besteht ggf. ein Anreiz des integrierten EVU, eigene Flexibilitäten zu bevorzugen.

Infolgedessen ist eine Missbrauchskontrolle hinsichtlich des Flexibilitätseinsatzes geboten, die aufgrund der bedingt transparenten Marktbeziehungen Informationspflichten seitens der Netzbetreiber enthält. Wichtige Informationen betreffen z. B. den Umfang der benutzen Flexibilitäten, den Grad der Fremdbeschaffung und die durchschnittlichen Preise – zumindest in aggregierter Form der Kosten der Flexibilitätsbeschaffung.

Regulatorische Anreizsetzung essenziell

Die durch den netzdienlichen Flexibilitätseinsatz anfallenden effizienten Kosten sollten grundsätzlich anrechenbare Kosten beim Netzbetreiber sein. Diese umfassen alle Kosten bzw. Ausgleichszahlungen, die bei deren Einsatz anfallen. Bei der Kostenanreizseite spielt zudem die Form der Netzentgeltregulierung eine wichtige Rolle. Ohne relevante Kostensensitivität seitens des Netzbetreibers, bspw. in einem schwachen Cost-Plus-System, ist der Wert einer (fremden) Flexibilität für einen Netzbetreiber eher gering, vor allem da eine Verzinsung nur auf den Kapitaleinsatz erfolgt. Flexibilitätsdienstleistungen weisen gegenüber dem konventionellen Netzausbau einen zum Teil deutlich höheren Anteil an Betriebskosten aus. Auch mögen eigene Flexibilitäten besser vergütet werden, was für die erwähnte Missbrauchskontrolle spricht.

Für die Förderung von Flexibilitäten ist grundsätzlich eine Anreizregulierung hilfreich, vor allem eine solche, welche deren Nutzung geeignet beanreizt. Hierdurch können sich durch den Flexibilitätseinsatz realisierte Effizienzgewinne für einen Netzbetreiber wirtschaftlich auszahlen, insofern die beeinflussbaren Netzkosten gesenkt werden (unter die der netzdienliche Flexibilitätseinsatz fällt).

Wie sieht es hier in der Zukunft in Deutschland aus? Nach der novellierten Anreizregulierungsverordnung werden die Kosten des Einspeisemanagements ab der dritten Regulierungsperiode unter die nicht-beeinflussbaren Kosten subsummiert, was ein solches Einspeisemanagement durch die mögliche Überwälzung der Kosten fördert.

Hingegen werden Kosten weiterer betriebskostenlastiger intelligenter Flexibilitätsmaßnahmen eher wenig angereizt. So fallen im deutschen Regulierungssystem die Kosten der Flexibilitätsnutzung abseits des Einspeisemanagements unter die beeinflussbaren Kosten, und neu entstehende Kosten für smarte Lösungen können – anders als Kapitalkosten von Investitionsmaßnahmen (sog. „Kapitalkostenabgleich“) – nicht während der Regulierungsperiode zum Ansatz gebracht werden. Hier erscheinen ausgewogenere Anreize wünschenswert [8].

Neuartige Lösungen für Netzplanung und -betrieb erforderlich

Die unter der Energiewende vermehrt zu erwartenden Engpässe im Verteilnetz erfordern neuartige Lösungsmöglichkeiten für Netzplanung und -betrieb. Eine netzdienliche Nutzung von Flexibilitätsquellen birgt erhebliche Kosteneinsparpotenziale. Zugleich sind etwaige Nutzungskonflikte (v. a. an der Schnittstelle von Markt und Netz) regulatorisch zu lösen, damit das markt- und netzdienliche Potenzial von Flexibilitäten umfassend und diskriminierungsfrei genutzt werden kann.

Eckpfeiler für eine effiziente Koordination sind hierbei:

  • Es ist ein grundlegendes Eigentumsrecht an den Flexibilitäten schaffen. Deren Nutzung ist im Regelfall zu vergüten.
  • Die Ausgestaltung der Zugriffsrechte des Netzbetreibers und der Preismechanismus sollten sicherstellen, dass die Flexibilitäten jeweils ihrer sinnvollsten Verwendung (z. B. lokale Engpassvermeidung vs. Aufrechterhaltung des Systemgleichgewichts) zugeführt werden.
  • Eine Beschaffung der netzdienlich erforderlichen Flexibilität kann kurzfristig über eine Differenzierung der Netznutzungsprodukte bzw. für Einspeisungen über Spitzenkappungsregeln erfolgen. Die Beschaffung über (standardisierte) lokale Märkte erscheint auf absehbare Zeit aufgrund technischer Barrieren, Transaktionskosten sowie lokal stark variierender Engpasssensitivitäten eher nur in Ausnahmefällen möglich bzw. sinnvoll.
  • Die Regulierung sollte so ausgestaltet werden, dass die Kosten des Einsatzes von Flexibilitäten für die Netzbetreiber refinanzierbar sind und keine verzerrten Anreize für den Einsatz von innovativen Netzsteuerungsmaßnahmen gegenüber Netzausbaumaßnahmen bestehen.

Anmerkungen

  1. Eine Potenzialabschätzung für die Schweiz schätzt das technische Potenzial in der Größenordnung der Kapazitäten der Schweizer Speicherkraftwerke ein. Vgl. Breig, O. et al.: Multi-Client-Studie Endkundenflexibilität. Eine Empfehlung zur besseren Nutzung der Flexibilitätspotenziale bei den Schweizer Stromverbrauchern bis 2020. Zollikon (Schweiz) 2016. Abrufbar unter: https://www.gaz-naturel.ch/fileadmin/customer/erdgasch/Data/Medienstelle/Medienmitteilungen/2016/Zusammenfassung_der_Studie.pdf. Für Deutschland siehe bspw. Fraunhofer IWES und Brainpool: Strommarkt-Flexibilisierung; Hemmnisse und Lösungskonzepte, Bochum 2015.  ↩

  2. Büchner, J. et al: „Moderne Verteilernetze für Deutschland“ (Verteilernetzstudie) – Abschlussbericht. Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi), Bonn 2014. Abrufbar unter: https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie.pdf?__blob=publicationFile&v=5  ↩

  3. Vgl. Hammerschmidt, T. und Knop, T.: Flexibilität im Verteilnetz: technisch machbar und ökonomisch umsetzbar. In: Tagesspiegel, 10.8.2015. Abrufbar unter: http://www.tagesspiegel.de/politik/debatte-zur-flexibilitaet-im-strommarkt-flexibilitaet-im-verteilnetz-technisch-machbar-und-oekonomisch-umsetzbar/12144084.html bzw. Hübner, M. et al.: Bewertung von Flexibilitätspotenzialen für die Umsetzung von Smart Grids in Österreich. Wien 2015. Abrufbar unter: speicherinitiative.at/assets/Uploads/White-Paper-Flexibilitaet-v4–0-clean.docx  ↩

  4. Hierzu aktuell: Seidl, H. et al.: dena-NETZFLEXSTUDIE – Optimierter Einsatz von Speichern für Netz- und Marktanwendungen in der Stromversorgung. Berlin 2017. Abrufbar unter: https://shop.dena.de/fileadmin/denashop/media/Downloads_Dateien/esd/9191_dena_Netzflexstudie.pdf  ↩

  5. Janssen, M. et al.: Praktische Aspekte bei der Ausgestaltung der Schnittstelle Markt-Netz im Verteilnetz. Studie für das Bundesamt für Energie BFE. Köln 2016. Abrufbar unter: http://www.iaew.rwth-aachen.de/wp-content/uploads/2016/11/20161116_Ausgestaltung-der-Schnittstelle-Markt-Netz-im-Verteilnetz.pdf  ↩

  6. Vgl. auch Seidl (siehe Fn. [4]) sowie Mennel, T.: Kosten-Nutzen-Analyse einer Ampelmodelllösung für den Strommarkt der Schweiz. Studie im Auftrag des Bundesamt für Energie (BFE), Dortmund 2015. Abrufbar unter: http://www.bfe.admin.ch/php/modules/publikationen/stream.php?extlang=de&name=de_423016377.pdf

  7. Siehe bspw. bne: bne-Vorschlag zur Einführung eines dezentralen Flexibilitätsmechanismus. Vortrag auf dem Strommarkttreffen, Berlin, 13.1. 2017. Abrufbar unter: http://www.bne-online.de/de/system/files/files/attachment/20160721_Hintergrund_bne_Flexibilit%C3%A4tsmechanismus.pdf  ↩

  8. Vgl. Elsenbast, W.; Perner, J.; Rodgarkia-Dara, A:Was bringt die Anreizregulierung „2.1“? Anmerkungen zum novellierten Regulierungsrahmen für Strom- und Gasnetzbetreiber. In: Wirtschaftsdienst, 97. Jg., 2017, Heft 1, S. 64–70.  ↩

Dr. W. Elsenbast, Senior Market Regulation Specialist und Dr. F. Kämpfer, Senior Market Regulation Specialist, Bundesamt für Energie Bern, Schweiz; Dr. J. Perner und Dr. M. Janssen, Frontier Economics Ltd., Köln
jens.perner@frontier-economics.com
matthias.janssen@frontier-economics.com

Service
   Heftbestellung / Abo
   Termine
   „et“ online lesen
   Shop
   Verlagsverzeichnis
   Jahresinhalte
   Mediadaten
   "et" für Autoren
   Kontakt

Energiekarriere

Das neue Karrieremagazin energiekarriere jetzt kostenlos lesen!
Energiekarriere
Online lesen
Download als PDF


Sommer-Special 2017

Intelligente Energieinfrastruktur

Jahrgangs-CD

Suche

Aktuelles Heft
Inhalt der Ausgabe 11/2017
Schwerpunkt: Sektorenkopplung
Netzentgelte/Umlagen: Effektive Klimapolitik erfordert eine systemische Reform
Energiewende: Welchen Beitrag kann die Gasinfrastruktur leisten?
Verkehr: Wasserstoff – Energie der Zukunft?
mehr...
Anzeige
Tipps zur Navigation
Wussten Sie schon, dass Sie in jedem auf der Website vollständig veröffentlichten Artikel zum Fußnotentext springen können, indem sie auf den Fußnotenverweis [1] klicken? Von dort können sie wieder an die alte Position zurückkehren, wenn sie den Rückpfeil ↩ anwählen. Ebenso wird das entsprechende Bild im großen Format aufgerufen, wenn sie auf einen Abbildungsverweis (Abb. X) klicken.

  1. Dies ist der Text der Beispielfußnote. Klicken Sie auf den Pfeil hinter dem Text:  
 
EW Medien und Kongresse GmbH
Montebruchstraße 20 | D-45219 Essen | Telefon: +49 (02054) 9532-0 | Telefax:  +49 (02054) 9532-60

Aktuelles Heft  | Zukunftsfragen  | Topthema  | Weitere Themen  | Termine  | Heftbestellung  | Mediadaten  | Ansprechpartner

Copyright 2012 by ONexpo  |  anmelden  |  Impressum |  AGB