Donnerstag, 21. September 2017
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-   Topthema

Herausforderungen der Energiewende im Verteilnetzbetrieb

Timm Beyer und Vlad Hayrapetyan

Die Herausforderungen der Energiewende lassen sich nur durch die Standardisierung der Prozesse nachhaltig bewältigen Foto: Mauritius

Der wachsende Anteil der Erneuerbaren sowie neue Direktvermarktungsmöglichkeiten wie z. B. das Marktprämienmodell stellen die Verteilnetzbetreiber vor große Herausforderungen. Sowohl ihre bisherige Netzinfrastruktur als auch die Prognose- und Bilanzierungsprozesse für Strommengen sind auf zentrale Strukturen ausgelegt, die noch an die neuen Anforderungen angepasst werden müssen. Hierzu bedarf es dringend einer Standardisierung, die zudem schnell erfolgen sollte, wenn ein Eingreifen von Seiten der Politik verhindert werden soll.

Durch die Energiewende und die damit einhergehenden gesetzlichen Regelungen stehen die Verteilnetzbetreiber vor allem in den Bereichen IT und Infrastruktur unter Druck. Im Rahmen des EEG sind Verteilnetzbetreibern neue Vergütungs-, Prognose- als auch Berichtspflichten auferlegt worden. Hinzu kommen verschiedene zyklische Reportingpflichten an die Bundesnetzagentur (BNetzA) sowie Übertragungsnetzbetreiber. Diese umfassen Anlagestamm-, Bewegungs- als auch Abrechnungsdaten. Für die Verteilnetzbetreiber bedeutet das einen enormen Bearbeitungsaufwand bei einer wachsenden Datenmenge. Mit der Einführung der geplanten elektronischen Marktkommunikation im Jahr 2012 wird für sie die Komplexität der zu bearbeitenden Prozesse sowie Datenmenge noch weiter ansteigen.

Wachsende Komplexität der Prozesse

Seit dem 1.1.2012 existieren mit der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) zudem neue Direktvermarktungsmöglichkeiten. EE-Anlagenbetreiber können sich nun zwischen drei verschiedenen Direktvermarktungsmodellen entscheiden: der Marktprämie, dem Grünstromprivileg und der sonstigen Direktvermarktung.

Das Marktprämienmodell bietet Anlagebetreibern Anreize, ihren Strom direkt an der Börse zu verkaufen. Zu den Erlösen aus dem Verkauf des Stroms erhalten Anlagenbetreiber die Marktprämie, die die Differenz zwischen dem durchschnittlichen monatlichen Börsenpreis und der entsprechenden EEG-Vergütung ausgleicht. Allerdings fallen dabei eine Reihe von Aufgaben den Anlagebetreibern zu, wie die Erfassung von Ist-Werten, Lastgangmessungen und die Bereitstellung von täglichen Erzeugungsprognosen. Als eine Entschädigung für diesen Mehraufwand ist ein fester Managementbonus vorgesehen, welcher gemeinsam mit der Marktprämie über die EEG-Umlage finanziert und über den Verteilnetzbetreiber ausgezahlt wird.

Durch diesen zusätzlichen Aufwand ist das Marktprämienmodell eher für Betreiber großer Anlagen interessant. Potenzielle Möglichkeiten für die Betreiber kleiner Anlagen sind virtuelle Kraftwerke, die die gemeinsame Vermarktung des erzeugten Stromes erlauben. Als Preisgrundlage müssen dabei die Börsenpreise in die Systeme eingepflegt werden, um die Marktprämien tagesaktuell abbilden zu können. Zusätzlich erhalten Anlagenbetreiber die Vergütung für vermiedene Netznutzung. Der Käufer kennzeichnet den Strom in diesem Fall nicht als Grünstrom und kann diesen daher auch nicht zur Befreiung von der EEG-Umlage nutzen.

Nach wie vor bleibt das Grünstromprivileg zur Direktvermarktung von EEG-Strom bestehen. Durch die Mischung seines Portfolios mit einem Grünstromanteil von mindestens 50 % kann ein Energieversorger seine EEG-Umlage um den gleichen Prozentsatz senken. Die Befreiung ist durch die EEG-Novelle seit dem 1.1.2012 auf 2,047 ct/kWh begrenzt. Anlagenbetreiber verkaufen hierbei Strom an einen Lieferanten und verzichten damit auf eine zusätzliche Vergütung durch den Verteilnetzbetreiber.

Die sonstige Direktvermarktung umfasst weitere Formen der Direktvermarktung, für die das EEG keine Förderung vorsieht. Im Unterschied zum Grünstromprivileg erhält der Anlagenbetreiber die vermiedenen Netznutzungsentgelte. Hier sind verschiedene Kombinationen der Direktvermarktungsmodelle möglich.

Da Anlagenbetreiber monatlich zwischen den Direktvermarktungsmodellen wechseln können, kommen weitere Herausforderungen auf die Verteilnetzbetreiber zu. Für diese besteht eine Frist von fünf Wochen für die Umstellung in den Systemen. Damit steigt der Zeitdruck für die ohnehin schon komplexe Bearbeitung massiv an.

Nach dem EEG sind Verteilnetzbetreiber zudem verpflichtet, den Betreibern der Anlagen die gesetzlich festgelegten Vergütungssätze zu zahlen. Diese unterscheiden sich je nach Energieträger wie Photovoltaik, Windenergie, Biomasse, Wasserkraft sowie Deponie-, Klär- und Grubengas als auch Geothermie. Darüber hinaus wird die Vergütung abhängig von der angewendeten Technologie, dem Standort, dem Jahr der Inbetriebnahme und zahlreichen weiteren Faktoren festgelegt. Die Abbildung in den Abrechnungssystemen erfolgt dabei individuell.

Standardisierte Prozesse und effiziente IT-Lösungen sind eine Voraussetzung für eine rechtskonforme Messung, Abrechnung und Vergütung der EE-Anlagen. Nur so lassen sich Fehler bei der Abrechnung und Datenverarbeitung vermeiden. Momentan muss allerdings noch ein Großteil des Arbeitsaufkommens manuell in die vorhandenen IT-Systeme eingepflegt werden. Daher führt die Novellierung des EEG 2012, insbesondere in Anbetracht der neuen Direktvermarktungsmodelle, zu einem höheren personellen sowie finanziellen Ressourceneinsatz.

Prozessabläufe in der Praxis

Bei der Einspeisung von EE-Anlagen gestalten sich die Prozesse nicht zuletzt deshalb so komplex, da auch die Vergütungen der verschiedenen Energieträger unterschiedlich ausfallen. Dabei müssen die individuellen Regelungen für die einzelnen Energieträger im Abrechnungssystem abgebildet werden.

Photovoltaikanlagen stellen aufgrund ihrer weiten Verbreitung eine besondere Herausforderung für Verteilnetzbetreiber dar. Für Dach- und Freiflächenanlagen gelten unterschiedliche Formen der Vergütung. Für beide gelten jedoch die im Inbetriebnahmejahr festgelegten Vergütungssätze für eine Dauer von 20 Jahren zuzüglich der anteiligen Monate des Inbetriebnahmejahrs. In diesem Zeitraum bleiben die Vergütungssätze konstant (siehe Textkasten).

Bei Freiflächenanlagen hingegen ist die Anlagengröße nicht entscheidend für die Vergütung, sondern lediglich die Beschaffenheit der Fläche und das Inbetriebnahmejahr. Somit existieren keine Unterscheidungen zwischen Vergütungsstufen, sondern die Vergütung erfolgt leistungsunabhängig. Als Freiflächen, die Anspruch auf eine Vergütung haben, gelten u. a. Konversionsflächen oder auch Freilandflächen entlang von Autobahnen und Schienenwegen, sofern diese vom Land als nutzbare Flächen deklariert wurden. Ökologische sensible oder landwirtschaftlich genutzte Flächen werden jedoch nicht vergütet. Freie Flächen erhalten nach dem EEG eine Vergütung von 17,94 ct/kWh (Stand 1.1.2012).

Eine Besonderheit bei der Vergütung von Strom aus PV-Anlagen ist die Regelung des Selbstverbrauchs ab 1.1.2009. Dabei existiert eine Trennlinie zwischen Anlagen, die vor dem 30.6.2010, und denen, die ab dem 1.7.2010 in Betrieb genommen wurden. Anlagen, die bis zum 30.6.2010 in Betrieb genommen wurden, erhalten nur eine Vergütung, wenn die installierte Leistung 30 kWp nicht überschreitet.

Bei Anlagen mit Selbstverbrauch werden zwei Zähler benötigt (siehe Abb. 1). Damit gibt es einen Einspeisezähler (Drehstrom- oder Mehrtarifzähler) sowie einen Erzeugungszähler, der zumeist ein Drehstromzähler des Anlagenbetreibers ist. Die Differenz zwischen Erzeugungs- und Einspeisezähler ergibt dabei den Selbstverbrauch, der mit einem abgesenkten Vergütungssatz von 22,76 ct/kWh (Stand 1.1.2010), berechnet wird.

Ab einem Inbetriebnahmedatum nach dem 1.7.2010 dürfen auch PV-Anlagen mit über 30 kWp bis maximal 500 kWp Eigenverbrauchsvergütung erhalten. Die Vergütung richtet sich hier, wie bei der normalen Vergütung, nach Zonen. Allerdings existiert eine Zusatzregelung, durch die die abgesenkte Vergütung geregelt wird. Bis zu einem Selbstverbrauch von 30 % gilt ein abgesenkter Vergütungssatz. Bei darüber hinausgehendem Selbstverbrauch wird jedoch eine höhere Vergütung ausgezahlt. Dabei wird immer die Jahresmenge zugrunde gelegt und die selbstverbrauchte Energie in Relation zu der erzeugten Menge gesetzt. Die Vergütung in den Kategorien basiert auf der Ermittlung der Mengen für die verschiedenen Zonen.

Für die Verteilnetzbetreiber bedeutet insbesondere die Bearbeitung von PV-Anlagen mit einem Selbstverbrauch einen Mehraufwand (siehe Abb. 2). Bei der Verwendung unterschiedlicher Messverfahren für den Einspeisezähler (RLM) und den Eintarif-Erzeugungszähler (SLP) ergeben sich komplexe Herausforderungen, da die Abrechnung zu jeweils unterschiedlichen Zeitpunkten stattfindet. Die Abrechnung der Einspeisemengen erfolgt monatlich über die Lastgangmessung (RLM), während die Abrechnung des Eigenverbrauchs jährlich mittels abgelesener Zählerstände (SLP) stattfindet. Um diese Vorgänge korrekt und rechtskonform durchzuführen, bedarf es eines erheblichen Aufwands.

Direktvermarktung in der Praxis

Der Prozessablauf bei der Direktvermarktung von Strom aus regenerativen Energieträgern umfasst im Wesentlichen drei Schritte. Zum ersten Schritt beim Anmeldungsprozess eines Anlagenbetreibers zählen dabei die Identifikation der notwendigen Voraussetzungen, eine Analyse der Anmeldedaten sowie die Umstellung der IT-Systeme auf Direktvermarktung. Dafür ist weitreichendes Fachwissen über den Einspeisemarkt erforderlich. Außerdem wird die Kenntnis der aktuellen gesetzlichen Bestimmungen vorausgesetzt, um die Anmeldung korrekt im System umsetzen zu können.

Als weiterer Schritt des Direktvermarktungsprozesses ist die korrekte Übermittlung der Lastgangdaten von den Verteilnetzbetreibern an den entsprechenden Händler sicherzustellen. Dabei ist es erforderlich, die systemseitigen Voraussetzungen zu schaffen, ebenso wie die bilaterale Klärung mit dem Händler. Desweiteren muss der Im- und Export der Lastgangdaten sichergestellt werden. Ebenfalls erforderlich ist eine korrekte Bilanzkreiszuordnung des Anlagenbetreibers, damit eine fehlerfreie Meldung der Bilanzkreisdaten an den Bilanzkreisverantwortlichen erfolgen kann.

Den letzten Schritt stellt die Vergütung des Anlagenbetreibers dar, womit der Prozess der Umstellung auf Direktvermarktung komplett durchlaufen wäre. Die Vergütung erfolgt je nach Vermarktungsmodell durch den Verteilnetzbetreiber oder einen entsprechenden Händler. Eine fehlerfreie Abrechnung des Anlagenbetreibers ist nur möglich, wenn die korrekte Tarifierung und Pflege der kaufmännischen Stammdaten sichergestellt ist. Eine hochwertige Qualitätssicherung der Abrechnungen ist dabei unabdingbar.

Eindeutigkeit ist Trumpf

Dabei ist eine klare Definition der Arbeitsabläufe grundlegend für eine fehlerfreie Abrechnung. Ebenso müssen die Schnittstellen eindeutig identifiziert und Zuständigkeiten überschneidungsfrei festgelegt werden. Mit einem Wechsel von der EEG-Vergütung zur Direktvermarktung steigt die Komplexität weiter an. Betrachtet man die Prozesse am Beispiel eines neuen Windparks, lässt sich die Komplexität bei dem Neuaufbau im System gut verdeutlichen (siehe Abb. 3).

So könnte ein Windkraftanlagenbetreiber sich dafür entscheiden, 70 % der erzeugten Strommenge direkt zu vermarkten und für die restlichen 30 % die EEG-Vergütung in Anspruch zu nehmen. Da die Lastgangmessungen für den gesamten Windpark erfolgen, werden die produzierten Strommengen einzelner Windkraftanlagen (WKA) über eine entsprechende Mengenaufteilung bestimmt, die sich nach der maximalen Leistung der WKA im Verhältnis zur maximalen Leistung des gesamten Windparks richtet.

Die Herausforderung besteht in diesem Fall in der Anpassung der Mengenaufteilung auf die einzelnen WKA zur Sicherstellung der korrekten Mengenübermittlung. Durch die von dem Anlagenbetreiber an den Verteilnetzbetreiber zu übermittelnden, neuen Informationen entsteht ein Mehraufwand bei der Bearbeitung und macht zusätzliche Arbeitsschritte erforderlich.

Zur Abrechnung müssen die Daten der WKA aufbereitet und einzeln im IT-System abgebildet werden. Z. B. wird in SAP jede einzelne WKA als Versorgungsanlage abgebildet. Bei der Umsetzung in SAP kann die entsprechende prozentuale Mengenaufteilung unter anderem über Formelprofile erfolgen. Zusammen müssen alle Mengenaufteilungen einzelner WKA 100 % ergeben.

Wird der Windpark erweitert, müssen die Formelprofile jeder einzelnen WKA entsprechend angepasst werden. Jede WKA erhält dabei die Vergütung entsprechend des Inbetriebnahmejahres. Daher kann jede einzelne WKA unterschiedliche Vergütungssätze erhalten, die sich aus der Grundvergütung und den möglichen Boni zusammensetzen. Die Herausforderung besteht dabei in der Prüfung und dem Einpflegen von richtigen Daten unter Zeitdruck.

In diesem Zusammenhang müssen zahlreiche unterschiedliche Daten berücksichtigt werden, die die Höhe der Vergütung bestimmen. Bei Onshore-WKA richtet sich die Vergütung nach einem sog. Referenzertrag, der für jeden Anlagentyp im EEG verankert ist. Grundsätzlich beträgt die Anfangsvergütung, Stand 1.1.2012, 8,93 ct/kWh. Nach Ablauf von fünf Jahren zahlt der Netzbetreiber nur noch eine Grundvergütung von 4,87 ct/kWh. Diese Regelung tritt nur dann in Kraft, wenn die Anlage nach Ablauf der ersten fünf Jahre 150 % ihres Referenzertrags erreicht hat. Ist das nicht der Fall, erhält der Anlagenbetreiber auch weiterhin die Anfangsvergütung. Es ist daher nicht unüblich, dass es 15 bis 20 Jahre dauern kann, bis die Vergütung wirklich gesenkt wird.

Durch ein sog. „Repowering“ kann ein Anlagenbetreiber zudem die Vergütung um 0,5 ct/kWh erhöhen. Voraussetzung hierfür ist jedoch, dass eine Anlage mindestens zehn Jahre alt ist und neue Anlagen mindestens doppelt so groß wie die vorhergehenden sind. Wenn Anlagenbetreiber ihre WKA vor dem 1.1.2015 in Betrieb nehmen und diese den Anforderungen durch § 64 EEG entsprechen, erhalten sie einen zusätzlichen Systemdienstleistungsbonus von ebenfalls 0,48 ct/kWh (Stand 1.1.2012). Hieraus ergibt sich eine Vielzahl von unterschiedlichen Konstellationen für jede einzelne WKA.

Optimierungspotenziale der Verteilnetzbetreiber

Verteilnetzbetreibern bieten sich verschiedene Optimierungspotenziale. Gerade hinsichtlich des existierenden Zeitdrucks, wie bspw. durch die monatliche Abrechnung, lohnen sich Investitionen in personelle Ressourcen, da teilweise spezialisiertes Personal fehlt. Als Lösung hierfür bieten sich Mitarbeiterschulungen als auch Neueinstellungen an, um langfristig diese Abläufe zu optimieren. Optimierungspotenziale bei personellen Ressourcen sind dabei aber nur eine Lösung für die mittelbaren Anforderungen bei der Abrechnung. Gerade langfristig lassen sich die Anforderungen nur mit Hilfe standardisierter Prozesse bewältigen. Dabei haben die Verteilnetzbetreiber die Möglichkeit, aktiv an der Erarbeitung einer Prozessstandardisierung für die Marktkommunikationsprozesse bei der Direktvermarktung mitzuwirken.

Dazu ist es jedoch notwendig, dass sich die Branche gemeinsam auf eine Standardisierung einigt und diesen Vorschlag mit einbringt. Gelingt dies nicht, werden 2013 von der BNetzA Vorgaben herausgegeben. Dies hätte zur Folge, dass die Verteilnetzbetreiber ihre Prozesse im Nachhinein den Vorgaben anpassen müssten, was letztendlich einen höheren finanziellen Aufwand bedeuten würde.

In der momentanen Situation stehen die Verteilnetzbetreiber durch die knapp bemessenen Fristen bei der Abrechnung unter Zeitdruck, da sie ihre Berechnungsarithmetik an die neuen Richtlinien des EEG bei der Direktvtermarktung anpassen müssen.

Mit der Einführung der Marktprämie im Jahr 2012 bestehen für Anlagenbetreiber viele Anreize, auf dieses Direktvermarktungsmodell umzusteigen, da sie damit kaum Risiken eingehen. So nimmt folglich auch die Zahl derjenigen zu, die dieses Vermarktungsmodell nutzen.

Um Fehlerquoten bei der Abrechnung und Rückstände zu vermeiden, sind standardisierte Prozesse unumgänglich. Nur wenn die Verteilnetzbetreiber diese umsetzen, können sie den Anforderungen gerecht werden und die Herausforderungen meistern.

Aufteilung der Vergütung:

Ab 1.1.2011 Ab 1.1.2012

  • Gebäudeanlagen bis 30 kWp 28,74 ct/kWh 24,43 ct/kWh
  • Gebäudeanlagen 30–100 kWp 27,33 ct/kWh 23,23 ct/kWh
  • Gebäudeanlagen 100–1 000 kWp 25,86 ct/kWh 21,98 ct/kWh
  • Gebäudeanlagen ab 1 000 kWp 21,56 ct/kWh 18,33 ct/kWh

Vergütungssätze von auf Dächern montierten PV-Anlagen richten sich nach der Höhe der installierten Leistung, dem Kilowatt-Peak (kWp), sowie dem Inbetriebnahmejahr.

T. Beyer, Geschäftsführer, V. Hayrapetyan, Manager, Smartmove GmbH, Berlin
timm.beyer@smartmove-it.com
vlad.hayrapetyan@smartmove-it.com

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