Energiepolitik > Erneuerbare Energie

EEG-Novelle - weitere finanzielle Anreize

<< < (41/57) > >>

superhaase:

--- Zitat ---Original von Netznutzer
Das vNNE wird deshalb gezahlt, weil sich Netzbetreiber zu Unrecht an Netzentgelten bereichern würden, die nicht angefallen sind.
--- Ende Zitat ---
Das ist ein Teilaspekt.
Diesem allein würde aber sachgerecht begegnet, indem die Netzentgelte für die Verbraucher entsprechend gesenkt würden, wie es RR-E-ft im Fokus hat.


--- Zitat ---Original von Netznutzer
Die Begründung ist eine völlig andere, und hat nichts mit dem zu tun, was SH hier mal wieder vermutet.
--- Ende Zitat ---
Bei meinen Aussagen handelt es sich nicht um Vermutungen, im Gegensatz zu Ihren Mutmaßungen, dass dezentrale Einspeisung grundsätzlich und selbstverständlich die Investitionskosten für Netzbetreiber erhöht, was völlig haltlos ist.

In dieser Studie ist etwas über die Begründung für die Vergütung vermiederner Netzentgelte zu lesen:
Zahlung vNNE im Handelspunktmodell

In der Studie wird zunächst auf die verschiedenen Marktmodelle in der Energiewirtschaft zu Monopolzeiten bis zur Liberalisierung eingegangen. Dabei zeigt sich, dass die Zahlungen der vNNE an dezentrale Einspeiser elementar sind, um eine einseitige wirtschaftliche Benachteiligung der dezentralen Einspeisungen durch die Festlegung eines Handelspunktes im Höchstspannungsnetz zu vermeiden.

Es geht bei der Betrachtung der vermiedenen Netzentgelte bzw. Netzkosten im Übrigen nicht hauptsächlich um Kleinsterzeuger wie EFH-BHKWs, und bisher schon gar nicht um EEG-geförderte PV-Anlagen (diese erhalten solche Vergütungen generell nicht), sondern es geht von der Quantität her bisher vorwiegend um kleine und mittelgroße Kraftwerke insbesondere von Kommunen, die z.B. in Mittelspannungsnetze einspeisen.
Es gibt dann allerdings wiederum keinen Grund, diese Betrachtungen auch auf die Kleinstkraftwerke in der Niederspannungsebene anzuwenden.

Zitat aus der Studie:

--- Zitat ---Die Vermeidung von Netzkosten durch lastnahe Einspeisung, wird auch in anderen Ländern dem Kraftwerk als Erbringer dieser Leistung vergütet. Hier gibt es beispielsweise in England/Wales, Schweden und Finnland das System der g-Komponente. Dort wird lastnahe Erzeugung durch das Entgeltsystem honoriert, lastferne Erzeugung sanktioniert. Auch dieses Modell ist grundsätzlich für Deutschland denkbar. Bei einer Einführung in
Deutschland wäre zu beachten, dass in Deutschland viele lastnahe  Kraftwerke existieren, die in niedrige Spannungsebenen direkt in die Netzebene einspeisen, aus der die Verbraucher versorgt werden. Eine ausführliche Diskussion über die Ausgestaltung eines solchen Systems und seine Vor- und Nachteile wäre dann zu führen.
--- Ende Zitat ---
ciao,
sh

RR-E-ft:

--- Zitat ---Original von Netznutzer


Das vNNE wird deshalb gezahlt, weil sich Netzbetreiber zu Unrecht an Netzentgelten bereichern würden, die nicht angefallen sind. Fakt ist auch, dass EEG-Anlagen-Betreiber dieses Geld erhalten, wenn nicht nach EEG vergütet wird. Dies hängt wiederum damit zusammen, dass man mit der Einführung von EEG und KWK-Gesetz feststellte, dass die EEG-Einspeiser genug Geld erhalten. Die restl. dezentralen Einspeiser hingegen erhalten dieses Geld als kleines Zubrot, egal, in welcher Spannungsebene sie einspeisen. Da aber auch Anlagen, die nach EEG vergütet werden, Netzentgelte in vorgelagerten Ebenen vermeiden, wird dieses Geld im EEG-Belastungsausgleich dem VNB von der EEG Erstattung wieder abgezogen. Somit trägt jede dezentrale Einspeisung in jeder Netzebene dazu bei, dass Netzentgelte anderer Ebenen vermieden werden. Fair wäre es, wenn nicht die Betreiber das Geld erhalten würden, sondern die NB dies in ihr Regulierungskonto geschrieben bekämen, und somit für alle, die es bezahlt haben, auch wieder rückerstattet würde.
--- Ende Zitat ---

So sehe ich es auch.

Wenn es so sein soll, dass die vNNE den dezentralen Erzeuger über einen wirtschaftlichen Anreiz dazu anhalten sollen, in laststarken Zeiten einzuspeisen, um eine Kapazitätsverringerung im vorgelagerten Netz zu ermöglichen, wie es etwa bei dezentralen BHKW der Fall ist, so kann dieser Gedanke wohl nicht auf Einspeiser mit witterungsbedingt stark fluktuierender Einspeisung übertragen werden.

PV- Einspeiser speisen ein, wenn die Sonne kräftig scheint, Windkraftanlagenbetreiber, wenn der Wind ordentlich bläst, ohne Rücksicht darauf, wie sich die Netzlast gerade gestaltet.

Dass die PV- Einspeisung mit der Tageshöchstlast zusammenfällt, scheint naturbedingt, ist jedoch nicht das Ergebnis bewusster Steuerung die wirtschaftlich angereizt werden müsste/ könnte.  

Auch eine Verringerung der Kapazitäten an vorgelagerten Netzen kann wohl so lange nicht erfolgen, wie nicht sichergestellt ist, dass der Strom aus PV bzw. Windkraft kontinuierlich eingespeist wird. Wenn deren Einspeisung witterungsbedingt ausfällt, muss ja das bisherige System einspringen. Dafür  muss es weiter in der Landschaft stehen und verfügbar sein.

egn:

--- Zitat ---Original von RR-E-ft
PV- Einspeiser speisen ein, wenn die Sonne kräftig scheint, Windkraftanlagenbetreiber, wenn der Wind ordentlich bläst, ohne Rücksicht darauf, wie sich die Netzlast gerade gestaltet.

--- Ende Zitat ---

Und BHKWs speisen ein wenn Wärmebedarf da ist, ohne Rücksicht wie sich die Netzlast gerade darstellt. Dies kann bei BHKWs in der Nacht sein wo der höchste Wärmebedarf vorliegt, die Netzlast aber am geringsten ist. BHKWs die auf die Optimierung des Eigenstrombedarf ausgelegt sind werden entlang des Lastprofils der Haushaltskunden einspeisen. Auch hier fällt die Einspeisung nicht zwingend mit der höchsten Netzlast zusammen.


--- Zitat ---Dass die PV- Einspeisung mit der Tageshöchstlast zusammenfällt, scheint naturbedingt, ist jedoch nicht das Ergebnis bewusster Steuerung die wirtschaftlich angereizt werden müsste/ könnte.  

--- Ende Zitat ---

Natürlich soll die dezentrale Einspeisung im Niederspannugsnetz angereizt werden, denn dies vermeidet Kosten und Verluste auf der Mittelspannungs- und Hochspannungsebene. Hier ist dann  ohne Bedeutung ob eine Technik dies bewusst oder implizit macht.


--- Zitat ---Auch eine Verringerung der Kapazitäten an vorgelagerten Netzen kann wohl so lange nicht erfolgen, wie nicht sichergestellt ist, dass der Strom aus PV bzw. Windkraft kontinuierlich eingespeist wird. Wenn deren Einspeisung witterungsbedingt ausfällt, muss ja das bisherige System einspringen. Dafür  muss es weiter in der Landschaft stehen und verfügbar sein.
--- Ende Zitat ---

Die Kapazität ist jetzt wieder ein anderes Thema und hat mit dem Netz nichts zu tun.  Und die Kapazität für konventionelle Mittel- und Spitzenleistung steht auch heute schon in der Landschaft und ist verfügbar und muss bezahlt werden auch wenn sie nur 1000 h im Jahr läuft. Da ist doch im Prinzip keine Änderung wenn man zusätzlich regenerative Energien einspeist. Betrachten Sie doch einfach die Einspeisung durch Wind und PV als negative Last. Einsparungen bei den Verbrauchern hätte genau den gleichen Effekt. Und auch weitere konventionelle Erzeuger reduzieren die durchschnittlichen Laufzeiten der anderen Kraftwerke. Dies ist ein ganz normaler Marktmechanismus. Und wenn die Erzeuger mit dem bisherigen Merit-Order-Marktmodell, das ja lange Zeit sehr lukrativ war, ihre Vollkosten nicht mehr erwirtschaften können, da braucht man ein anderes Markt-Modell. Obwohl aus meiner Sicht das bisherige Modell genauso gut weiterlaufen könnte. Nur müssen die Marktteilnehmer ihre Energie nicht mehr zu reinen Grenzkosten anbieten sondern etwas höher so dass sie ihre Vollkosten erwirtschaften können. Dies verhindert aber anscheinend momentan die starke Konkurrenz durch die hohen Überkapazitäten. Das ist Pech für die Erzeuger aber auch ganz normales unternehmerisches Risiko.

superhaase:

--- Zitat ---Original von RR-E-ft
Auch eine Verringerung der Kapazitäten an vorgelagerten Netzen kann wohl so lange nicht erfolgen, wie nicht sichergestellt ist, dass der Strom aus PV bzw. Windkraft kontinuierlich eingespeist wird. Wenn deren Einspeisung witterungsbedingt ausfällt, muss ja das bisherige System einspringen. Dafür  muss es weiter in der Landschaft stehen und verfügbar sein.
--- Ende Zitat ---
Das ist in der aktuellen Regelung ja berücksichtigt.
Diese Kritik rennt also offene Türen ein.

Ohne Lastgangmessung erhalten die dezentralen Einspeiser auch keine Leistungsvergütung (die auf die ersparten Netzkapazitäten und Investitionskosten abzielt), sondern nur die Arbeitsvergütung für vNNE.
Die jeweilige Höhe der Vergütungen für Leistung und Arbeit wird nach einem bestimmten System berechnet. Dieses System wurde von Fachleuten erdacht, die sich dafür viel Zeit genommen haben.

Man darf daher davon ausgehen, dass bei der Festlegung der Höhe der vNNE-Vergütungen für Leistung einerseits und lediglich Arbeit andererseits alle Aspekte berücksichtigt sind - also auch eine unstetige Einspeisung von dezentralen Erzeugern.
Sollte das nicht so sein, lässt sich das sicher korrigieren.
Das ändert aber nichts an der prinzipiellen Richtigkeit dieses Systems.

Der entscheidende Punkt bei dem Vergütungssystem für vermiedene Netzentgelte ist doch folgender (aus der oben von mir verlinkten Studie):

\"Marktmodell vor Beginn der Liberalisierung  

Vor der Liberalisierung des Strommarktes beinhaltete der Bezugspreis für Energie, den ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) für seinen Strombezug von einem Vorlieferanten bezahlen musste, im Normalfall neben dem Energiepreis auch die Nutzung des Netzes aller vorgelagerten Spannungsebenen. Der in der Höchstspannung produzierte Strom wurde daher bei Lieferung in unterlagerte Netzebenen mit den Netzkosten aller in Anspruch genommener Netzebenen beaufschlagt. Diese umfassten auch die Kosten für die in den höheren Netzebenen entstehenden Verluste und die dort erbrachten Systemdienstleistungen. Durch dezentrale Erzeugung im Netz des EVU konnten dadurch nicht nur die Energiekosten, sondern auch die Kosten für die Netznutzung in den vorgelagerten Netzebenen eingespart werden. Eventuelle höhere spezifische Kosten für die dezentrale Erzeugung aufgrund der geringeren Größe der Kraftwerke sowie weitere durch lastnahe Erzeugung verursachte Strukturnachteile, z. B. die zentrale Lage in den Gemeinden, konnten dadurch vollständig oder teilweise kompensiert werden. Die resultierenden Preissignale, die zur Optimierung der Kostenstruktur der deutschen Energiewirtschaft beigetragen haben, waren die Grundlage aller Investitionsentscheidungen der damals errichteten dezentralen Erzeugungsanlagen. Wo immer die eingesparte Netznutzung in den vorgelagerten Ebenen hinreichend groß war, entstanden in der Vergangenheit Anreize zum Bau dezentraler Erzeugungseinheiten.  

Marktmodell der ersten Verbändevereinbarung

Die in der ersten Verbändevereinbarung (VV I) /VV I/ vom April 1998 festgelegten Regeln zur Abrechnung der Netznutzung änderten an dieser Grundlage nichts. Sie waren so gestaltet, dass die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen hinsichtlich der Netzentgelte für dezentrale Kraftwerke erhalten blieben. Die VV I sah ein Durchleitungsentgelt vor, welches abhängig von der Entfernung zwischen Ein- und Ausspeisepunkt war. Je nach Entfernung wurde unterstellt, dass die Netzebene des Ausspeisepunktes sowie die nächsthöhere bzw. höheren Netzebenen genutzt wurden. Hieraus wurden, unter Berücksichtigung der Verbrauchsdaten, die Durchleitungsentgelte berechnet. Einer verbrauchsnahe Erzeugung kam in diesem System ihren Vorteil aus lastnaher Erzeugung ebenfalls wie bereits vor der Liberalisierung direkt zugute.

Marktmodell der Verbändevereinbarung II und II plus

Mit der Verbändevereinbarung II (VV II) /VV II/ wurde das heute noch gültige Konzept des Handelspunktes eingeführt. Zur Schaffung eines transaktionsunabhängigen, börsenfähigen Modells war es notwendig, in einer Regelzone1 die Erreichbarkeit eines Bilanzkreises vollständig von der vorhandenen Netzinfrastruktur zu trennen. Die elektrische Energie wird unabhängig von der Einspeisenetzebene in Bilanzkreisen auf Übertragungsnetzebene bereitgestellt. Dies erfolgt, indem ein Verbraucher für die Entnahme von Energie Netznutzungsentgelte aller Netzebenen von der Entnahmeebene bis einschließlich des Höchstspannungsnetzes bezahlt. Er bezahlt damit den Transportweg der elektrischen Energie vom Handelspunkt zu seiner Abnahmestelle. Vorteil dieser Regelung ist, dass die Festlegung der Netznutzungsentgelte unabhängig von der Entscheidung eines Verbrauchers, bei wem er elektrische Energie einkauft, erfolgen kann. Zudem kann die elektrische Energie einheitlich innerhalb der Höchstspannungsebene gehandelt werden, ohne dass dabei Netznutzungsentgelte oder Erzeugungsstandorte berücksichtigt werden müssen und damit die Preisbildung beeinflussen. In den sich ergebenden Marktpreis fließen nun allerdings lediglich die jeweiligen Produktionskosten ab „Kraftwerkszaun“ ein. Aufgrund der geringeren Kraftwerksgrößen müssen dezentrale Erzeugungsanlagen direkt mit der durch Skaleneffekte preiswerteren Produktion in Großanlagen der Höchstspannungsebene konkurrieren, ohne dass die gegenläufigen Netzkostenunterschiede für die kaufenden Marktteilnehmer Relevanz haben. Dezentrale Erzeuger können in einem solchen Modell ihren Standortvorteil durch lastnahe Erzeugung gegenüber Großkraftwerken nicht mehr geltend machen. Die Unterzeichner der Verbändevereinbarung II haben in den damaligen Verhandlungen daher sehr lange nach einem Weg gesucht, in das neu geschaffene Handelspunktmodell den bestehenden Netzkostenvorteil der dezentralen Erzeugung einzubinden. Gelungen ist dies durch Kompensationszahlungen an dezentrale Kraftwerke in Form von vNNE, die integraler Bestandteil des Systems der VV II wurden. Sowohl in der VV II als auch in der später verrechtlichten Nachfolgeregelung VV II plus (VV II plus) /VV II plus/ wurde der dezentralen Erzeugung diese Zahlung für die Festlegung zuerkannt, dass als Ort des Handelspunktes einheitlich das Höchstspannungsnetz festgelegt wurde. Die Kompensationszahlung orientiert sich in ihrer Höhe an den Netznutzungsentgelten, die für den Transport von der Höchstspannungsebene zurück zu der dem Kraftwerk tatsächlich vorgelagerten Netzebene verrechnet würden, und wird in der Verbändevereinbarung II / II plus daher als „Vergütung vermiedener Netznutzungsentgelte“ bezeichnet. Durch die Verhandlungen zur VV II und VV II plus wurde eine hohe Leistungsverfüg-barkeit der dezentralen Erzeugung zu Zeiten hoher Netzlasten – technisch-wirtschaftlich richtig – finanziell belohnt. Nur dezentrale Einspeiser, die Bezugsspitzen in den überlagerten Netzen vermeiden, erhalten nennenswerte vNNE. [...] Die dezentrale, lastnahe Erzeugung behält die Möglichkeit, ihren Strom entsprechend des Marktpreisniveaus am Abnahmepunkt der Verbraucher oder am Handelspunkt im Höchstspannungsnetz zu vermarkten. Eine systematische Benachteiligung dezentraler Erzeugung durch die Einführung eines Handelspunktes im Höchstspannungsnetz wird so weitgehend kompensiert. Kraftwerke, die sich unmittelbar im Netz eines Energieverbrauchers befinden, z. B. industrielle Kraftwerke auf dem Werksgelände, werden in diesem System weitestgehend mit Kraftwerken gleichbehandelt, die in das öffentliche Netz einspeisen. Die Einspeisungen aus Industriekraftwerken in ein Werksnetz vermindern den Leistungsbezug an der Übergabestelle. Dem Industriebetrieb wird damit lediglich seine Netto-Bezugsleistung für die Bemessung des Netzentgeltes in Rechnung gestellt. Der Vorteil, Kosten überlagerter Netzebenen für die Eigenerzeugung nicht bezahlen zu müssen, ist damit bereits gegeben. Auswirkungen auf Großkraftwerke, die ins Höchstspannungsnetz einspeisen, ergaben sich durch die Umstellung auf ein Handelspunktmodell nicht, da der Handelspunkt ebenfalls im Höchstspannungsnetz liegt. Energie aus solchen Kraftwerken wird aus Kundensicht nach wie vor bei Lieferung an Kunden in unterlagerten Netzebenen mit den Netznutzungsentgelten aller zwischen Kraftwerk und Kunde liegenden Netzebenen belastet.

In den Verbändevereinbarungen II und II plus wurde versucht, die Nachteile, die sich für dezentrale Erzeugung durch die Einführung eines Handelspunktes im Höchstspannungsnetz ergeben haben, zu kompensieren.\"

Dabei ist zu bemerken, dass ein dezentraler Einspeiser die Vergütung von vNNE nur erhält, wenn er seinen Strom über den Handelspunkt Höchstspannungsnetz (Börsenpreis) vermarktet bzw. vermarkten lässt.
Schließt er individuelle Verträge mit Abnehmern, kommt diese vNNE-Regelung ja gar nicht zum Tragen.

ciao,
sh

PLUS:

--- Zitat ---Original von Energiesparer51
...
Lässt man die Kritik an der EEG-Vergütung und Umlage, deren Berechtigung ich gar nicht betrachten will, mal beiseite, so ist doch logisch, dass für eigenerzeugten und selbstverbrauchten Strom keine Transportkosten zu zahlen sind. Die fallen auch für Gemüse aus dem eigenen Garten, den der Bewohner einer Großstadt-Wohnung meist auch nicht hat, nicht an. Für den eingespeisten Stom zahlt den Transport der Verbraucher, wie beim Gemüse. Warum soll der Einspeiser ihn auch noch mal bezahlen?
--- Ende Zitat ---
@Energiesparer51, man kann die EEG-Vergütung und die Steuern und Abgaben unter den gegebenen Bedingungen nicht einfach beiseite lassen. Zunächst hinkt der Vergleich mit dem Gemüseselbstversorger. Der Selbstversorger baut sein Gemüse auf eigenes Risiko an. Er erhält keine Subvention, die gemüsekaufende Großstädter im Supermarkt als Aufpreis bezahlen müssen.  Sehen Sie sich die Preisbestandteile bei der Energie und die öffentlich-rechtlich initiierten Teile im Vergleich zum Gemüsepreis an. Dann die heutige und zukünftige Wirkung der deutschen PV-Förderung auf die Verbraucherpreise und die öffentlichen Haushalte.
Gerade Stadtwerke und ihre Lobby werben ja mit dem Gemeinwohlnutzen. Was wird alleine auf kommunaler Ebene alles mit den Energiepreisen (nicht mit Gemüsepreisen) finanziert. Nahverkehr, Bäder, Sport, Kunst und Kultur. Land und Bund kommen noch dazu. Das alles und noch mehr soll als Aufgabe und Verpflichtung dem aufgezeigten einfachen Energieverbraucher bzw. um beim Bild zu bleiben, den Supermarktgemüsekäufern per Salamitaktik in absehbarer Zeit zugeschanzt  werden?

Die einseitige und besondere Betrachtung der Wegemiete, der Wegeunterhalts- oder Transportkosten teile ich nicht. Ich spare mir die Wiederholung.
--- Zitat ---Original von RR-E-ft
Wenig variationsreich tausendmal \"PV ist Mist. (Extrem)förderung sofort stoppen!\"
--- Ende Zitat ---
PV ist sinnvoll, am richtigen Platz unter den richtigen Bedingungen. Ja, die deutsche Extremförderung ist Mist; falscher Platz, ungünstige Bedingungen bei  extremer und dadurch schädlicher Förderung.  Daran ändert auch Ihre ätzende Kritik nichts. Die Variationen, auch die undokumentierten Korrekturen, sind armselig. Sie sollten das lassen. Es schadet Ihrer Reputation.

Navigation

[0] Themen-Index

[#] Nächste Seite

[*] Vorherige Sete