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Der zertifizierte Regulierungs-Experte in der EnergiewirtschaftModul 2: Qualitätsregulierung

Dr.-Ing. Wolfgang Nick, Düsseldorf, 12. Oktober 2011

Ausblick6

Beeinflussung der Versorgungsqualität5

Qualitätsregulierung in Deutschland4

Internationale Erfahrungen3

Kenngrößen der Versorgungszuverlässigkeit2

Einführung1

Dr. Wolfgang Nick: Qualitätsregulierung; 12. Oktober 2011 2

Agenda

Anforderungen an die Energieversorgung aus dem EnWG


Einführung

preisgünstig

effizientumweltverträglich

„sicher“

verbraucher‐freundlich

Ziele auch schon vor der Liberalisierung„ewiger“ Widerspruch

EnWG: § 1 Zweck des Gesetzes

(1) Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträglicheleitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.(2) Die Regulierung der Elektrizitäts‐ und Gasversorgungsnetze dient den Zielen der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen.

Dimensionen der Versorgungsqualität (Stromversorgung)


Einführung

Versorgungssicherheit und technische Sicherheit nicht Ziel der Regulierung

Umsetzung einer Qualitätsregulierung


Einführung

Typisch für Regulierung in der Anfangsphase Veröffentlichung von einzelnen Ereignissen oder Kenngrößen Indirekter Wettbewerbs‐druck

Typisch auch für Servicequalität Definition fester Grenzwerte (z.B. Dauer eines Vorgangs) Pönale bei Überschreitung der Grenzwerte

Typisch für Versorgungs‐zuverlässigkeit Beschreibung durch Kenngrößen Implizit: Teil des Effizienzvergleichs Explizit: Abweichung von Referenzwert führt zu Zu‐ oder Abschlag auf Erlösobergrenze

Veröffentlichungen Garantierte StandardsAllgemeine Standards

Ausblick6





Einführung1


Agenda

Kenngrößen der Versorgungszuverlässigkeit

Typischerweise werden Versorgungsunterbrechungen beschrieben, insbesondere die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung,

die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung,

die Menge der nicht (zeitgerecht) gelieferten Energie und

die Höhe der nicht gedeckten Last.

Kenngrößen: zusammenfassende statistische Kennzahlen

für bestimmten Zeitraum (z.B. 1 Jahr)

Beschreibung der Versorgungsunzuverlässigkeit

Beschreibung erfolgt aus Sicht des Kunden

Kenngrößen aus Netzsicht als Planungshilfsmittel


Kenngrößen

International übliche Kenngrößen

SAIFI (System Average Interruption Frequency Index)Die durchschnittliche kumulierte Unterbrechungshäufigkeit pro angeschlossenen Kunden gibt an, wie oft die Versorgung eines Kunden im Durchschnitt innerhalb eines Jahres unterbrochen wird.

SAIDI (System Average Interruption Duration Index)Die durchschnittliche kumulierte Unterbrechungsdauer pro angeschlossenen Kunden gibt an, wie lange im Durchschnitt die Versorgung im Jahr unterbrochen ist. Hierbei handelt es sich um die Nichtverfügbarkeit (eine dimensionslose Zahl).

CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index)Die durchschnittliche Unterbrechungsdauer pro betroffenem Kunden gibt an, wie lange eine Unterbrechung pro von der Unterbrechung betroffenen Kunden durchschnittlich dauert.

SAIDI = SAIFI × CAIDI


Kenngrößen

International übliche Kenngrößen (2)

CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index)Die durchschnittliche Unterbrechungshäufigkeit pro betroffenem Kunden gibt an, wie häufig die Versorgung eines vom Ausfall betroffenen Kunden im Durchschnitt eines Jahres unterbrochen wird.

ENS (Energy Not Supplied) Die infolge einer Versorgungsunterbrechung nicht (zeitgerecht) gelieferte Energie

VOLL (Volume of Lost Load) Die im Rahmen einer Versorgungsunterbrechung unterbrochene Leistung, alternativ:

Value of Lost Load (VOLL)Hiermit wird vor allem in der volkswirtschaftlichen Literatur auch die Kenngröße bezeichnet, welche den monetären Wert der nicht gedeckten Last darstellt.


Kenngrößen

Ermittlung der Kenngrößen in der Praxis

Mittelspannungsstörungen verursachen den größten Teil der Versorgungsunterbrechungen im Strombereich

Wiederversorgung hat Priorität gegenüber exakter Erfassung der betroffenen Kunden

Zuordnung der Niederspannungskunden zu Ortsnetzstationen hängt vom Schaltzustand ab

hoher Aufwand für Erfassung Störungsausmaß Kundendatenbank

Aktuelle Netztopologie incl. aller Schalthandlungen

Online-Nachführung

Kopplung mit GIS

UNIPEDE-Arbeitsgruppe DISQUAL (DIStribution QUALity) hat 3 Methoden zur Erfassung der Unterbrechungen und Ermittlung der Kenngrößen vorgeschlagen


Kenngrößen

Ermittlung der Qualitätskenngrößen nach UNIPEDE/DISQUAL


Kenngrößen

Kenngrößen nach internationaler Definition

IEEE 1366 definiert Kenngrößen der Zuverlässigkeit

Sprachliche Unterscheidung zwischen Methode A und Methode B

Bundesnetzagentur übernimmt IEEE-Bezeichnungen


Kenngrößen

Erfassungsschema A (Letztverbraucher) B (install. Leistung)Unterbrechungshäufigkeit SAIFI ASIFINichtverfügbarkeit SAIDI ASIDI

Diskussion - Kenngrößen

Wie vielen Unterbrechungsminuten pro Jahr entspricht eine Zuverlässigkeit von 99%

99,9%

99,99%

Wann kommen die Erfassungsmethoden nach UNIPEDE/DISQUAL zu unterschiedlichen Ergebnissen?

Was ist die Aussage der Kenngröße CAIFI im Vergleich zur Kenngröße SAIFI? Was wären mögliche Anwendungsfälle?


Kenngrößen

Ausblick6





Einführung1


Agenda

Großbritannien – Entwicklung der Qualitätsregulierung

1990: Erhöhung der VQ soll vermieden werden

1993: Erhebung geografisch gegliederter Zuverlässigkeitskenngrößen

1995: Aufnahme der Qualitätsziele in Bericht

2000: Vorgabe von Zielen zur Qualitätserhöhung

2001: Kenngrößen zur Überwachung der am schlechtesten versorgten Kunden

2002: Pflicht zum Bericht über Zustand und QMS

2002: Einführung des „interruption incentive scheme“

Gewichtung der Versorgungsunterbrechungen:


Internationale Erfahrungen

Ursache einer Versorgungsunterbrechung GewichtungUngeplante Versorgungsunterbrechung (VU) im Verteilnetz 100 %Geplante VU im Verteilnetz 50 %VU, die durch dezentrale Erzeuger verursacht werden 100 %VU, die in anderen Netzen verursacht werden 0 % für SAIFI

10 % für SAIDI

Großbritannien – Vorgehensweise nach Spannungsebenen

Niederspannung (≤ 1 kV): Keine Unterscheidung

Benchmark: Anzahl der Unterbrechungen zu Beginn der Regulierungsperiode

Mittelspannung (1-22 kV): Einteilung in Strukturklassen mit ähnlichen Eigenschaften („Bänder“)

Benchmark: Unterbrechungshäufigkeit und Nichtverfügbarkeit pro Band

Hochspannung (22-131 kV und 132 kV): Referenzwert aus unternehmensindividuellem Durchschnitt der letzten Jahre

Erlösanpassung aus Differenz zwischen Benchmark und gemessenen Kenngrößen

Wird aus Einzelresultaten der Spannungsebenen zusammengesetzt

Symmetrisch

Begrenzung auf ±1,2% (SAIFI) und ±1,8% (SAIDI)



Großbritannien – Prüfungspflicht für VNB Prüfungsvorbereitungen: VNB liefern jährlich Informationen zu Häufigkeit und Dauer der VU pro Ebene Ofgem prüft stichprobenartig ca. 150 (meist vorher ausgewählte) VU

Prüfungen (Stufe I): Ofgem-Prüfer schätzen die Genauigkeit des Datenerhebungssystems bzgl. der ausgewählten

Unterbrechungen ab.

Prüfungen (Stufe II): (Wenn Prüfung I nicht bestanden wurde) 30 Unterbrechungen (NS) + 50 Unterbrechungen (MS/HS) Berechnung einer durchschnittlichen Genauigkeit für die Angabe der SAIDI- und SAIFI-Werte. Ausreichend genau, falls ein Netzbetreiber ein Genauigkeitsniveau von 92 % für die Niederspannung und

97 % für die Mittelspannung erreicht Dann keine Reduktion der Qualitätsangaben

Prüfungen (Stufe III): (falls Genauigkeit Stufe II nicht ausreichend) Prozess wird fortgeführt, bis alle Unterbrechungen in der Niederspannung überprüft wurden. Falls die mittlere Genauigkeit in der Niederspannung nicht 90 % erreicht, dann werden die

entsprechenden Qualitätskenngrößen verringert.



Niederlande Erste Regulierungsperiode ohne Qualitätsvorgaben (1999-2003) Zweite Regulierungsperiode (2004-2006) Erlösanpassung: Differenz zwischen unternehmensspezifischer Qualität und durchschnittlicher Qualität,

multipliziert mit einem Qualitätspreis. Qualitätspreis sollte der Zahlungsbereitschaft der Netzkunden lt. umfangreicher Kundenumfragen

entsprechen Wegen unzureichender Datenqualität wurde Qualitätspreis auf NULL gesetzt Dritte Regulierungsperiode (2007-2010) Anwendung des Systems, das für 2. RP geplant war Aktuelle Regulierungsperiode Erweiterung: Der Qualitätsterm des einzelnen Unternehmens wird anhand der relativen Veränderung der

Unterbrechungshäufigkeit und der Nichtverfügbarkeit im Vergleich zu allen anderen Unternehmen ermittelt.

Zusätzlich Pönalen für Unterbrechungsdauer > 4 Stunden Haushaltskunden 35 € Gewerbekunden 910 € Industrie 350 €/MW QMS-System für Ermittlung der Kenngrößen verpflichtend



Norwegen

Erste Regulierungsperiode (1991 – 1996): Traditionelle Renditeregulierung, keine Berücksichtigung der Qualität. Netzbetreiber müssen allerdings ihre Qualitätskenngrößen seit 1995 an die Regulierungsbehörde berichten.

Zweite Regulierungsperiode (1997 – 2001): Erlösobergrenzenregulierung. Qualität wurde als ein Teil der Regulierung erkannt, aber erst ab 2001 mit finanziellen Anreizen versehen.

Dritte Regulierungsperiode (2002 – 2006): Erlösobergrenzenregulierung. Die Effizienzbeurteilung wurde um Qualitätskenngrößen erweitert. Die Qualitätsregulierung wurde durch Berücksichtigung unterschiedlicher Kundengruppen erweitert. Einführung von Mindestqualitätsstandards.

Vierte Regulierungsperiode (2007 – 2011): Die Qualitätskontrolle berücksichtigt auch Unterbrechungen von weniger als drei Minuten. Keine explizite Berücksichtigung von Erlösanpassungen von Qualität, aber direkte Berücksichtigung der Qualitätskenngrößen bei der Effizienzbeurteilung.

Ermittlung der nicht gelieferten Energie mit FASIT-zertifiziertem System standardisiertes Datenerhebungs-System für Störungen und Versorgungsunterbrechungen in der

elektrischen Energieversorgung



Norwegen – KILE-Modell zur Preisanpassung

Modell basiert auf „nicht gelieferter Energie“ (ENS)

Ermittlung auf Basis historischer Daten in Kombination mit Modellrechnungen

Erlösanpassung Erwartete Kosten der Netzkunden aufgrund von Versorgungsunterbrechungen

Differenz zwischen geplanter und tatsächlicher ENS

KILE-Preis abhängig von Kundengruppen



KILE-Preise in €/kWh (2003-2006) nicht geplant geplantIndustrieunternehmen 8,3 5,8Handelsunternehmen 12,4 8,5Landwirtschaft 1,9 1,3Haushalt 1 0,9Öffentlicher Sektor 1,6 1,3Holzverarbeitung und stromintensive Industrie 1,6 1,4

Ausblick6





Einführung1


Agenda

Seit 2005 Meldepflicht für Versorgungsunterbrechungen


Q-Regulierung Deutschland

EnWG §52 Meldepflicht bei Versorgungsstörungen

Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben der Bundesnetzagentur bis zum 30.April eines Jahres über alle in ihrem Netz im letzten Kalenderjahr aufgetretenen Versorgungsunterbrechungen einen Bericht vorzulegen. Dieser Bericht hat mindestens die folgenden Angaben über jede Versorgungsunterbrechung zu enthalten:

1. den Zeitpunkt und die Dauer der Versorgungsunterbrechung;2. das Ausmaß der Versorgungsunterbrechung;3. die Ursache der Versorgungsunterbrechung.

In dem Bericht hat der Netzbetreiber die aufgrund des Störungsgeschehens ergriffenen Maßnahmen zur Vermeidung künftiger Versorgungsstörungen darzulegen. Darüber hinaus ist in dem Bericht die durchschnittliche Versorgungsunterbrechung in Minuten je angeschlossenem Letztverbraucher für das vergangene Kalenderjahr anzugeben. Die Bundesnetzagentur kann Vorgaben zur formellen Gestaltung des Berichts machen sowie Ergänzungen und Erläuterungen der Berichte verlangen, soweit dies zur Prüfung der Versorgungszuverlässigkeit des Netzbetreibers erforderlich ist. Sofortige Meldepflichten für Störungen mit überregionalen Auswirkungen richten sich nach §13 Abs. 6.

Festlegungen der BNetzA zur Meldepflicht nach §52 EnWG

22.02.2006: Allgemeinverfügung und Anlage zur Meldung im Strombereich

17.12.2008: Allgemeinverfügung und Anlage zur Meldung im Gasbereich

Anfangs Abfrage von Excel-Dateien

Aktuell zwei mögliche Verfahren: Webformular (direkte Eingabe auf Webseite der BNetzA)

Webservice (xml-Schnittstelle zur Übernahme der Daten aus entsprechenden Anwendungsprogrammen)

In beiden Fällen zunächst Vorprüfung durch BNetzA

Zu übermitteln sind: Zeitpunkt, Dauer, Ausmaß und Ursache einer Störung

Alle Versorgungsstörungen mit Unterbrechungen von Letztverbrauchern und Weiterverteilern

Zusätzlich einmalig pro Jahr Angaben allgemeine Angaben zu versorgten Letzverbrauchern und Netzsubstanz



Meldung von Versorgungsunterbrechungen im Strombereich

Für alle betroffenen Netzebenen

Niederspannungsunterbrechungen aufgrund Abschaltungen in höheren Spannungsebenen werden dort erfasst

Nur für Unterbrechungen > 3 Minuten Dauer

Unterscheidung nach „geplanten“ und ungeplanten VUS

Bei ungeplanten zusätzlich Abfrage der Ursache1. Atmosphärische Einwirkungen

2. Einwirkungen Dritter

3. Zuständigkeitsbereich des Netzbetreibers/kein erkennbarer Anlass

4. Rückwirkungsstörungen

5. Höhere Gewalt (Erläuterung erforderlich)

Angabe Zeitpunkt, Dauer und Ausmaß



Meldung von Versorgungsunterbrechungen im Strombereich

Angaben zum Unterbrechungsausmaß: Höchst- und Hochspannungsnetze: unterbrochene Wirkleistung (MW)

Mittelspannungsnetze: unterbrochene Bemessungsscheinleistung der betroffenen Transformatoren (MVA)

Niederspannung: Anzahl der betroffenen Letztverbraucher

In MS, HS, HöS Unterscheidung nach Netztransformatoren und Letztverbrauchertransformatoren

Zusätzlich Angabe von Kundenminuten bzw. MVA/MW-Minuten Jeweils Produkt aus Unterbrechungsdauer und Ausmaß

Berücksichtigung zwischenzeitlicher Teilversorgungen

Einmalig pro Berichtsjahr (Stichtag: 31.12. des Vorjahres) Anzahl der Letztverbraucher in der Niederspannung

installierte Scheinleistung der Netzkuppeltransformatoren, getrennt nach Netzebene

installierte Scheinleistung der Letztverbrauchertransformatoren, getrennt nach Spannungsebene

Maßnahmen zur Vermeidung künftiger VUS



Beispiel für Meldung einer VUS

Am 27.08.2010 beschädigte um 11:17 Uhr ein Bagger das Mittelspannungskabel 17.1 zwischen den Stationen 173 und 174. Dabei wurde im Zuge einer konzeptgemäßen Schutzabschaltung das Kabel 17.1 spannungslos:

Wiederversorgung: 12:01 Uhr: Trennen der Verbindung

nach Station 174 in Station 173.

12:03 Uhr: Wiederzuschaltung des Leistungsschalters im UW in Richtung Station 171 (alle Stationen bis auf 174 wieder versorgt).

12:12 Uhr: Trennen der Verbindung nach Station 173 in Station 174.

12:13 Uhr: Wiederversorgung der Station 174

Welche Angaben müssen gemeldetwerden?



Beispiel für Meldung einer VUS

Datenfeld Wert ErläuterungBeginn 27.08.2010, 11:17 UhrDauer (min) 56 Dauer bis zur Wiederversorgung aller

Kunden

Unterbrechungsart ungeplantStörungsanlass Einwirkung Dritter Die Beschädigung durch einen Bagger

gilt als Fremdeinwirkung bzw. Einwirkung Dritter

unterbrochene Bemessungsscheinleistung (S) Netzkuppeltransformatoren

1.680 kVA Hier werden nur die Netztransformatoren gezählt.

Produkt aus S und Unterbrechungsdauer für Netzkuppeltransformatoren

81,28 MVA × min Für jede Station wird die unterbrochene Trafoleistung mit der Dauer multipliziert und über alle Stationen aufaddiert.

unterbrochene Bemessungsscheinleistung (S) LV‐Transformatoren

850 kVA Wenn die Transformatorleistung eines Kunden nicht bekannt ist, soll die Vertragsleistung herangezogen werden.

Produkt aus S und Unterbrechungsdauer für LV‐Transformatoren

39,10 MVA × min



Meldung von Versorgungsunterbrechungen im Gasbereich (VUG)

Keine Unterscheidung nach Netzdruck, sondern nach Druck in der Kundenanlage (Messdruck nach DVGW Arbeitsblatt G 685) Erfassungsgruppe 1: Messdruck ≤ 100 mbar

Erfassung der Anzahl der Kunden

Erfassungsgruppe 2: Messdruck > 100 mbar

Erfassung der kumulierten vertraglichen Leistung

Ungeplante VUG sind ohne Mindestdauer meldepflichtig, Unterscheidung nach Anlass:1. Störung im Verantwortungsbereich Dritter

2. Störung im Verantwortungsbereich des Netzbetreibers

3. Folgestörung (in diesem Fall ist der ETSO/EIC-Code des betroffenen Netzkopplungspunktes anzugeben)

4. Höhere Gewalt/kriminelle Handlungen

5. Sonstige Versorgungsstörungen/kein erkennbarer Anlass



Meldung von Versorgungsunterbrechungen im Gasbereich (VUG) Geplante Maßnahmen Letztverbraucher sind mindestens drei Arbeitstage vor der Unterbrechung informiert spürbare Auswirkungen auf den Letztverbraucher nicht aufgrund des Wechsels von Zählern und Hausdruckregelgeräten bis zu einer Stunde Dauer Sammelmeldung für Zählerwechsel mit einer Dauer von mehr als einer Stunde und

Instandhaltungsmaßnahmen an Hausanschlüssen bis zu einer Stunde

Unterscheidung der geplanten VUG nach Anlässen6. Wechsel von Zählern/Hausdruckregelgeräten7. Instandhaltung an Gas-Druckregelanlagen und Gas-Druckregel- und Messanlagen8. Instandhaltung an Gasleitungen und Anschlüssen9. Sonstige geplante Unterbrechungen

Generell auch hier Angabe von Zeitpunkt, Dauer, „Ausmaßminuten“ für Dauer und „Ausmaßminuten“ ist Betriebsbereitschaft entscheidend



Beispiel für Meldung einer VUG

Am 28.11.2010 löst um 13:23 Uhr der SAV einer GDR-Anlage im Ortsnetz aus. Damit werden 3 Leitungszüge mit insgesamt 55 Letztverbrauchern (Messdruck 22 mbar) sowie ein Sonderkunde mit einem Messdruck von 1bar und einer vertraglich vereinbarten Leistung von 600 kWh/h unterbrochen. Die Wiederinbetriebnahme erfolgt in drei Schritten:

14:10 Uhr: 23 Letztverbraucher

14:30 Uhr: 12 Letztverbraucher und Sonderkunde

14:54 Uhr: 19 Letztverbraucher

Der letzte fehlende Letztverbraucher hätte um 14:54 Uhr wieder versorgt werden können. Der Zugang zum Anschluss und die Wiederinbetriebnahme waren erst am 30.11.2010 um 9:15 Uhr möglich.



Beispiel für Meldung einer VUG

Datenfeld Wert ErläuterungBeginn 28.11.2010; 13:23 UhrDauer (min) 81 Dauer bis zur Wiederversorgung aller Kunden

Unterbrechungsart ungeplantUnterbrechungsanlass Störungen im

Verantwortungsbereich des Netzbetreibers

Die Abschaltung einer GDR‐Anlage ist ein typischer Fall der Zuständigkeit des Netzbetreibers

Anzahl betroffene Letztverbraucher Erfassungsgruppe 1

55 Messdruck bis 100 mbar

Ausgefallene Kundenminuten EG 1

3.505 min 23 × 47 min +12 × 67 min +20 × 81 minBei dem später wiederversorgten Kunden gilt die theoretisch mögliche Wiederinbetriebnahme

Ausgefallene vertraglich vereinbarte Leistung

600 kWh/h Messdruck > 100 mbar

Ausgefallene Kundenminuten EG 2

40.200 kWh/h × min



Rechtliche Grundlagen des QualitätselementsEnWG: § 21a Regulierungsvorgaben für Anreize für eine effiziente Leistungserbringung

(5) Die Effizienzvorgaben für eine Regulierungsperiode werden durch Bestimmung unternehmensindividueller oder gruppenspezifischer Effizienzziele auf Grundlage eines Effizienzvergleichs unter Berücksichtigung insbesondere der bestehenden Effizienz des jeweiligen Netzbetriebs, objektiver struktureller Unterschiede, der inflationsbereinigten gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsentwicklung, der Versorgungsqualität und auf diese bezogener Qualitätsvorgaben sowie gesetzlicher Regelungen bestimmt. Qualitätsvorgaben werden auf der Grundlage einer Bewertung von Zuverlässigkeitskenngrößen oder Netzleistungsfähigkeitskenngrößen ermittelt, bei der auch Strukturunterschiede zu berücksichtigen sind. Bei einem Verstoß gegen Qualitätsvorgaben können auch die Obergrenzen zur Bestimmung der Netzzugangsentgelte für ein Energieversorgungsunternehmen gesenkt werden. Die Effizienzvorgaben müssen so gestaltet und über die Regulierungsperiode verteilt sein, dass der betroffene Netzbetreiber oder die betroffene Gruppe von Netzbetreibern die Vorgaben unter Nutzung der ihm oder ihnen möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichen und übertreffen kann. Die Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben muss so gestaltet sein, dass eine geringfügige Änderung einzelner Parameter der zugrunde gelegten Methode nicht zu einer, insbesondere im Vergleich zur Bedeutung, überproportionalen Änderung der Vorgaben führt.



Konkretisierung in §§ 19 und 20 ARegVARegV: § 19 Qualitätselement in der Regulierungsformel(1) Auf die Erlösobergrenzen können Zu- oder Abschläge vorgenommen werden, wenn

Netzbetreiber hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit oder der Netzleistungsfähigkeitvon Kennzahlenvorgaben abweichen (Qualitätselement). Die Kennzahlenvorgaben sind nach Maßgabe des § 20 unter Heranziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet zu ermitteln und in Zu- und Abschläge umzusetzen. Dabei ist zwischen Gasverteilernetzen und Stromverteilernetzen zu unterscheiden.

(2) Über den Beginn der Anwendung des Qualitätselements, der bei Stromversorgungsnetzen zur zweiten Regulierungsperiode zu erfolgen hat, entscheidet die Regulierungsbehörde. Er soll bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Abweichend von Satz 1 soll der Beginn der Anwendung des Qualitätselements bei Gasversorgungsnetzen zur oder im Laufe der zweiten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen.

(3) Die Netzzuverlässigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren. Die Netzleistungsfähigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, die Nachfrage nach Übertragung von Energie zu befriedigen.



Konkretisierung in §§ 19 und 20 ARegVARegV: § 20 Bestimmung des Qualitätselements(1) Zulässige Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit nach § 19 sind

insbesondere die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Höhe der nicht gedeckten Last. Eine Kombination und Gewichtung dieser Kennzahlen ist möglich. Für die ausgewählten Kennzahlen sind Kennzahlenwerte der einzelnen Netzbetreiber zu ermitteln.

(2) Aus den Kennzahlenwerten nach Absatz 1 sind Kennzahlenvorgaben als gewichtete Durchschnittswerte zu ermitteln. Bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben sind gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen. Dies kann durch Gruppenbildung erfolgen.

(3) Für die Gewichtung der Kennzahlen oder der Kennzahlenwerte sowie die Bewertung der Abweichungen in Geld zur Ermittlung der Zu- und Abschläge auf die Erlöse nach § 19 Abs. 1 (monetäre Bewertung) können insbesondere die Bereitschaft der Kunden, für eine Änderung der Netzzuverlässigkeit niedrigere oder höhere Entgelte zu zahlen, als Maßstab herangezogen werden, analytische Methoden, insbesondere analytische Kostenmodelle, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen müssen, oder eine Kombination von beiden Methoden verwendet werden.



Konkretisierung in §§ 19 und 20 ARegV

(4) Die Landesregulierungsbehörden können bei der Bestimmung von Qualitätselementen die von der Bundesnetzagentur ermittelten Kennzahlenvorgaben, deren Kombination, Gewichtung oder monetäre Bewertung verwenden.

(5) Auch für die Bewertung der Netzleistungsfähigkeit können Kennzahlen herangezogen werden. Dies gilt nur, soweit der Regulierungsbehörde hierfür hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Kennzahlen nach Satz 1 können insbesondere die Häufigkeit und Dauer von Maßnahmen zur Bewirtschaftung von Engpässen und die Häufigkeit und Dauer des Einspeisemanagements nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sein. Die Absätze 1 bis 4 finden in diesem Fall entsprechende Anwendung, wobei bei Befragungen nach Absatz 3 nicht auf die Kunden, sondern auf die Netznutzer, die Energie einspeisen, abzustellen ist. Die Bundesnetzagentur nimmt eine Evaluierung nach § 33 Abs. 3 Satz 2 vor, inwieweit die Verwendung von Kennzahlen nach den Sätzen 1 und 3 der Erfüllung der unter § 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke dient.

Netzleistungsfähigkeit ist derzeit noch in der Diskussion



Qualitätselement Strom ab 2012

Beschluss BK8-11/001 vom 20.04.2011 zur Datenerhebung

Beschlüsse BK8-11-002 bis BK8-11-008 vom 07.06.2011: Anwendung des Qualitätselements ab dem 01.01.2012

www.bundesnetzagentur .de Die Bundesnetzagentur Beschlusskammern BK8

basiert grundsätzlich auf einem Gutachten zur „Konzeptionierung und Ausgestaltung des Qualitäts-Elements (Q-Element) im Bereich Netzzuverlässigkeit Strom sowie dessen Integration in die Erlösobergrenze“

Datengrundlage: VUS in Niederspannungs- und Mittelspannungsnetzen aus den Jahren 2007 bis 2009

Störungen in Hoch- und Höchstspannung fließen nicht ein BNetzA: hohe Stochastik aufgrund geringer Anzahl

Aber auch: Wegen Bezugsgröße Ermittlung SAIDI/SAIFI nicht möglich

Kenngrößen mussten durch die Netzbetreiber aus formalen Gründen selbst ermittelt und gemeldet werden

Dabei Gelegenheit zur Korrektur begründet falscher Meldungen der Vorjahre




Kenngröße: yNS

ind: individuelle Kennzahl (SAIDI) für die Niederspannungsebene

yMSind: individuelle Kennzahl (ASIDI) für die Mittelspannungsebene

Nicht alle Unterbrechungen werden berücksichtigt



Berücksichtigt Nicht berücksichtigt

Atmosphärische Einwirkung

Einwirkung Dritter

Zuständigkeit Netzbetreiber

Rückwirkung

Höhere Gewalt

Geplante sonstige 50% Geplante sonstige 50%

Zählerwechsel

„betriebsfremdes, von außen durch außergewöhnliche elementare Naturkräfte oder durch Handlungen Dritter Personen herbeigeführtes Ereignis, das nach menschlicher Einsicht und Erfahrung unvorhersehbar ist, mit wirtschaftlich vertretbaren Mitteln und durch äußerste, nach der Sachlage vernünftigerweise zu erwartende Sorgfalt, nicht verhütet und unschädlich gemacht werden kann und auch nicht wegen seiner Häufigkeit vom Betriebsunternehmer in Kauf zu nehmen ist.“


Referenzkennzahl für MittelspannungyRef = a/xc + b, mit

yRef; Referenzwert für ASIDI

x: Lastdichte

a, b, c: Regressionskonstanten




Referenzkennzahl für Niederspannung

mit

yRef: Referenzwert für SAIDI

LViNS: an die Niederspannung angeschlossene Letztverbraucher des Netzbetreibers i

SAIDIi: SAIDI des Netzbetreibers i



Qualitätselement Strom ab 2012Anpassung der Erlösobergrenze

Bonus/Malus = (yiRef – yi

ind) × Anzahl Letztverbraucher × m, mitm: Monetarisierungsfaktor [EUR/min//Letztverbraucher/a}

yiRef errechneter Referenzwert der Netzebene i

yiind individuelle Kennzahl (SAIDI bzw. ASIDI) für Netzebene i

Für 2012 wird m= 0,18 Euro/min/Letztverbraucher/Jahr festgelegt

Saldierung Niederspannung und Mittelspannung, Kappung auf ±2%...4% der relevanten EOG:Erlösobergrenze

./. dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten

./. Kosten der Netzebenen Hochspannung und Höchstspannung (falls vorhanden)

./. Kosten der Umspannebenen HS/MS und HöS/HS (falls vorhanden)

relevante Erlösobergrenze



Beispiel für Qualitätselement Strom Ein Netzbetreiber hat 150.000 Letztverbraucher in der Niederspannung und 2.000 in der

Mittelspannung. Weiterhin sind in nachgelagerten Netzen 48.000 Letztverbraucher angeschlossen.

Die für den Netzbetreiber relevanten Referenzwerte betragen: yMS

Ref: 14 min/a yNS

Ref: 2,5 min/a

Aus den Versorgungsunterbrechungen der Jahre 2007 bis 2009 errechnen sich für den Netzbetreiber: SAIDINS = 3,5 min/a ASIDIMS = 11 min/a

Wie hoch ist das Qualitätselement vor Anwendung der Kappungsgrenze?



Beispiel für Qualitätselement Strom

Niederspannung:

Malus = (2,5 – 3,5)min/a × 150.000 LV × 0,18 EUR/ min/a / LV

= – 27.000 EUR

Hier müssen nur die tatsächlich ans eigene Netz angeschlossenen Kunden berücksichtigt werden.

Mittelspannung:

Bonus = (14 – 11)min/a × 200.000 LV × 0,18 EUR/ min/a / LV

= 108.000 EUR

Hier müssen auc h die indirekt in nachgelagerten Netzen angeschlossenen Kunden berücksichtigt werden

Das Qualitätselement vor der Kappung beträgt damit 81.000 EUR Bonus.



Ausblick6





Einführung1

Agenda


Beeinflussung der Versorgungzuverlässigkeit

Kette für Versorgungsunterbrechungen:Auslösendes Ereignis

(automatische) Abschaltung von Betriebsmitteln

Unterbrechung von Letztverbrauchern

Eingriffsmöglichkeiten des Netzbetreibers Beeinflussung der auslösenden Ereignisse

Beeinflussung der Abschaltbereiche

Beeinflussung der Unterbrechungsdauer

Mit der Qualitätsregulierung kann die finanzielle Auswirkung solcher Maßnahmen erfasst werden


Qualitätsbeeinflussung

Maßnahmen zur Beeinflussung der auslösenden Ereignisse

Verbesserter Blitzschutz

Automatische Wiedereinschaltung (< 3 Minuten)

Veränderung bei Freischneidemaßnahmen

Grabungsaufsicht bei Arbeiten anderer Unternehmen im öffentlichen (Straßen-)Raum

Aktualität und Verfügbarkeit des Planwerks

Warnband und/oder mechanischer Schutz oberhalb von Kabeln und Rohrleitungen

Schutz von Verteilerkästen und Kompaktstationen gegen Fahrzeuganprall

Arbeiten unter Spannung

…

…

…



Beispiel zur Beeinflussung der Abschaltbereiche

Die anteilige Nichtverfügbarkeit eines Netzbetreibers aufgrund von Leitungsfehlern beträgt 10 min/a. Wie verändert sich die Nichtverfügbarkeit, wenn jeweils in der Mitte der

Halbringe zusätzliche Schutzbereiche eingefügt werden. Die Dauer bis zur Wiederversorgung der Kunden ändert sich nicht.

50 % der Störungen im ersten und 50 % der Störungen im jeweils zweiten Teil des Halbrings

Bei Störungen im zweiten Teil sind nur 50 % der Letztverbraucher betroffen, bei Störungen im ersten Teil ändert sich nichts.

Änderung der Nichtverfügbarkeit ist proportional der Änderung der Unterbrechungshäufigkeit

ASIDIneu = ASIDIalt × (50 % × 100 % + 50 % × 50 %) = 75 % ASIDIalt = 7,5 min/a

Die Nichtverfügbarkeit reduziert sich um 2,5 min/a. Falls es nicht zur Kappung kommt, erhöht sich damit die jährliche Erlösobergrenze um 0,45 EUR/Letztverbraucher.



Beispiel zur Beeinflussung der Abschaltdauer

Ausgangspunkt: mittlere Unterbrechungsdauer = 60 Minuten

Durch Optimierung der Betriebsorganisation wird die Anfahrzeit um sechs Minuten verkürzt. Wie verändert sich die Nichtverfügbarkeit aufgrund von Leitungsfehlern alleine durch diese

Maßnahme?

Nichtverfügbarkeit =Unterbrechungshäufigkeit * mittlere Unterbrechungsdauer

Wenn die Unterbrechungsdauer um 10 % reduziert wird, reduziert sich allein dadurch auch die Nichtverfügbarkeit um 10 % auf 9 min/a.



Beispiel zur Kombination von Dauer und Abschaltbereich

Die vorgenannte Einführung von zusätzlichen Schutzabschnitten reduziert die Wiederversorgungszeit um weitere zwölf Minuten, da die Fehlersuche weniger aufwändig ist. Wie verändert sich die Nichtverfügbarkeit insgesamt aufgrund beider Maßnahmen?

ASIDI = ASIFI × CAIDI

ASIFIneu = 75 % × ASIFIalt (s. oben)

CAIDIneu = CAIDIalt × (60 – 6 – 12)min/60min = 70 % CAIDIalt

ASIDIneu = 75 % ASIFIalt × 70 % CAIDIalt = 52,5 % ASIDIalt = 5,25 min/a

Vor einer eventuellen Kappung erhöht sich die jährliche Erlösobergrenze aufgrund der Maßnahmen um 85,5 Ct/Letztverbraucher.



Ausblick6





Einführung1


Agenda

Ausblick: Netzleistungsfähigkeit

Netzleistungsfähigkeit ist neben der Versorgungszuverlässigkeit in der ARegV als ein Kriterium zur Beurteilung der Qualität genannt.

Beispiele Maßnahmen zur Bewirtschaftung von Engpässen

Einspeisemanagement nach dem EEG

Stärkere Ausrichtung der Energieerzeugung an erneuerbare Energiequellen wird Bedeutung dieses Parameters vermutlich steigen lassen

Aber: International liegen keine Erfahrungen und Definitionen vor.

Die deutsche Regulierung muss somit eine Vorreiterrolle übernehmen.

Zurzeit sind noch keine konkreten Vorgaben bekannt.


Ausblick

Ausblick: Qualitätsregulierung im Gasbereich

Soll im Lauf der zweiten RP eingeführt werden

Fokus im Gasbereich ist stärker auf Sicherheit 1:1-Umsetzung aus Strom sinnvoll?

Für das Jahr 2008 hat die Bundesnetzagentur eine Auswertung der gemeldeten Versorgungsunterbrechungen vorgenommen und veröffentlicht: Es ergibt sich eine Nichtverfügbarkeit von ca. eine Minute/a. Im gleichen Zeitraum betrug die

Nichtverfügbarkeit der Stromnetze 16,89 Minuten/a.

Von 66.900 VUG waren nur 21.000 (31 %) ungeplant

VUS jeweils mehr als 200.000

Berücksichtigung geplanter Maßnahmen in den Sommermonaten ? Aus Kundensicht anders zu bewerten als Versorgungsunterbrechungen im Winter

International ist in der Regel der Sicherheitsaspekt in der Gasversorgung an erster Stelle. Reportingsysteme hinsichtlich sicherheitsrelevanter Ereignisse,

Ergebnisse von Lecksuchmaßnahmen

Maßnahmen zum Ersatz von Graugussrohren.

Regulierung eher mit garantierte nStandards bei Einzelereignissen in Verbindung mit Pönalen


Ausblick

Ausblick

Maßnahmen zur Qualitätssicherung der Daten Erfassung der Informationen zu Versorgungsunterbrechungen ist potenzieller

Schwachpunkt

Nachweis, dass Meldung vollständig und korrekt ist, kann weder Bundesnetzagentur noch Netzbetreiber erbringen Qualitätskriterien für den Datenerfassungsprozess

alternativ/ergänzend Veröffentlichungspflicht für sämtliche Versorgungsunterbrechungen

Einführung von Mindeststandards Derzeit weder für Zuverlässigkeit noch für Servicequalität definiert.

International sind mit Pönalen versehene Mindeststandards üblich Intensivierung der Diskussion auch in Deutschland?


Ausblick

Autor

Dr. Wolfgang Nick, Principal Consultant

53

Ansprechpartner für Verteilnetzbetreiber bei technischen, wirtschaftlichen und organisatorischen Fragestellungen, die aus der Regulierung der Netze und dem Asset Management resultieren

Dr.-Ing. Wolfgang Nick ist seit mehr als 18 Jahren in der Energiewirtschaft aktiv und seit sechs Jahren bei E-Bridge tätig. Er unterstützt vor allem Verteilnetzbetreiber bei technischen, wirtschaftlichen und organisatorischen Fragestellungen, die aus der Regulierung der Netze und dem Asset Management resultieren.

Des Weiteren berät er Unternehmen unterschiedlicher Größe vor allem bei der Optimierung der Prozesse im Umfeld der Regulierung, bei der Einführung von Asset Management Systemen und bei Fragen hinsichtlich der Netzentgeltkalkulation, der Netzbewertung und des Netzkosten-/Netzerlösmanagements.

Vor seinem Wechsel in die Beratung war er von 1994 bis 2003 in leitenden Positionen im Netzbetrieb des Verteilnetzbetreibers der Stadtwerke Bremen tätig. Wolfgang Nick promovierte an der RWTH Aachen.

Telefon+49 228 90 90 65 12

[email protected]

Operatives Regulierungsmanage

ment, Strategische Netzplanung, Prozess- und

Kostenmanagement

Doktor Ingenieur Elektrotechnik

Kontakt 54

E-Bridge Consulting GmbHMeckenheimer Allee 67D-53119 Bonn

Telefon +49 228 9090650Fax +49 228 90906529E-mail [email protected]

Informationen über unsere Projekte, Kunden und Berater finden Sie auf unserer Website

www.e-bridge.de

Disclaimer 55

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