Kurs Eigenverbrauch von Strom aus Photovoltaik in ... · Verband Thurgauischer Elektrizitätsversorgungen Seite 1 Kurs Eigenverbrauch von Strom aus Photovoltaik in Mehrfamilienhäusern

Verband Thurgauischer Elektrizitätsversorgungen

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Kurs Eigenverbrauch von Strom aus

Photovoltaik in Mehrfamilienhäusern

25.11.2015

Chancen und Risiken des

Eigenverbrauchsmodells in MFH aus der Sicht des

VTE


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Agenda / „roter Faden“

• Kurzvorstellung VTE

• Motivation der EVU’s / Chancen und Risiken

• Vertragsbeziehungen und Geldflüsse

• Preisentwicklung / Eigenbedarf vs Rücklieferung

• Auswirkungen auf die EVU’s

• Modellrechnung / Schlüsselkriterien

• Zubauszenario

• Fazit


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Kurzvorstellung


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Kurzvorstellung VTE / Ziele

• Interessensvertretung der Thurgauer EVU‘s gegenüber

Gesetzgeber, Vorlieferant und Wirtschaft

• Enge Zusammenarbeit mit regionalen und nationalen

Partnern und Institutionen der Energiewirtschaft

• Erbringung von neutralen Dienstleistungen in den

Bereichen Technik, Energiewirtschaft, Finanzen und

Recht


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Kurzvorstellung VTE / Kennzahlen

• VTE-Gründung 1908 (über 200 EVU)

• Bestand: 96 EVU

• Energieabsatz 1‘400 GWh

• Kleinstes Mitglied 0,3 GWh

• Grösstes Mitglied 140 GWh

• 50% Energieabsatz durch 10 EVU

• Jahresbudget VTE ca. Fr. 65‘000.—

• Mitgliederbeiträge Fr. 380.– bis 880.– absatzabhängig


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Kurzvorstellung VTE / Aufgaben

• Bindeglied zwischen Kanton, Verbänden, Lieferanten

und Mitglieder

• VTE

– befasst sich:

• mit technischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Themen

– bietet:

• regelmässigen Erfahrungsaustausch in den entsprechenden

Wissens- und Know-how-Plattformen


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Chancen und Risiken des Eigenverbrauchsmodells in MFH aus der Sicht des VTE


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Das Eigenverbrauchsmodell

Hinweis

• Die Nachfolgenden grafischen Darstellungen und Auswertungen

basieren auf einer Fallstudie der Technischen Betriebe Kreuzlingen

aus dem Sommer 2012

• Die Auswertungen basieren auf Annahmen und Langfristprognosen,

die äusseren Einflüssen unterliegen.

• Die aktuelle Preisentwicklung zeigt Verschiebungen in Teilen aber in

Summe hat die Aussagekraft der Fallstudie weiterhin Gültigkeit.

Entsprechend sind die aufgeführten Zahlen nicht absolut zu

verstehen sondern als Richtangaben bzw. Trend zu interpretieren.


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Motivation der EVU’s

in das Eigenverbrauchsmodell zu investieren (personell

oder/und finanziell)

• Erfüllen von kommunalen, energiepolitischen

Zielsetzungen

• Strategische Ausrichtung

• PV als Innovationstreiber

• Auferlegter Zwang durch Änderung des Umfeldes

• . . .


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Chancen und Risiken aus der Sicht VTE

• Erschliessung neuer Geschäftsfelder

• Reduktion der Abhängigkeit von Produzenten

• . . .


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Chancen und Risiken aus der Sicht VTE

• Zunehmende Komplexität in der technischen

Netzinfrastruktur als Folge der bidirektionalen

Energieflüsse

• Steigende Komplexität der Prozesse bringt die

kleinräumige EVU Struktur an die Grenzen

• Eigenverbrauchsmodell tangiert die Energieflüsse beim

Endkunden und damit auch die Geldflüsse

• . . .


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• Vertragsbeziehungen und Geldflüsse

"Clearingstelle"

swissgrid

Produzenten

Einmalvergütung

Endkunden

KEV Abgabe

EVU


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• Strompreisentwicklung (Szenario BFE / VSE)


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• Strompreisentwicklung (Szenario BFE / VSE)


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• Eigenbedarf vs Rücklieferung ( bei Szenario BFE / VSE)


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• Eigenbedarf vs Rücklieferung ( bei Szenario BFE / VSE)


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Auswirkungen auf die EVU’s

• Abnehmende Erträge bei

gleicher Kundendichte

Spezifische Kosten steigen

• Veränderte dynamische Lastflüsse

Kostentreibend, Aufwand steigt


Aufwand

Ertrag

t1 t2 t3

Technische Betriebe Kreuzlingen / PV Eigenverbauchsmodell im Mehrfamilienhaus / 25. Nov 2015 / GGRO Seite 19

Z7 HT 47% 1'528 Z8 HT 40% 1'350

NT 53% 1'723 Musterrechnung NetMetering NT 60% 2'025

3'250 3'375

Z5 HT 52% 1'560 Annahmen Z6 HT 42% 1'313

NT 48% 1'440 Z1 entspricht ElCom Profil H2 NT 58% 1'813

3'000 Z2 bis Z8 jeweils +5% Mehrverbauch pro Jahr 3'125

jedoch unterschiedliches HT zu NT Verhältnis, so dass der gesamte

Gebäudeverbauch in etwa Verhätlis von Z1 bzw ElCom H2 entspricht

Z3 HT 49% 1'348 Z4 HT 44% 1'265

NT 51% 1'403 NT 56% 1'610

2'750 2'875

PV Leistung 13.5 kW

Produktion kWh/kWp 100% 1'050 h

Z1 HT 47% 1'186 Produktion mit Degradation 15% 971 kWh Z2 HT 46% 1'208

NT 53% 1'314 NT 54% 1'418

2'500 2'625

5'621 Allg HT 1'400 PV HT 78% 10'227 5'135

5'879 NT 1'000 NT 22% 2'885 6'865

11'500 2'400 13'112 12'000

Total Z1 + Allg HZ Bezug Netto Überschuss PV. Prod. für Eigenbedarf

HT 47% 12'156 HT 8'509 6'580 30%

NT 53% 13'744 NT 12'370 1'510 10%

25'900 20'879 8'091 62% 19%

3'647

1'374

5'021


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• Modellrechnung( bei Szenario BFE / VSE)

Ertragsausfall und Kosten EVU (CHF)Entgangene Netznutzung, DB Energie, subv. Rückliefertarif und Abnahme ökolog. Mehrwerte

1 Haus 1 Jahr 736

1 Haus 25 Jahre 18'395

6 Häuser 25 Jahre 110'370

Eingesparte Kosten und Erträge Kunde (CHF)eingesparte Netznutzung, Energie und Abgaben / Erträge aus Rücklieferung

Vorteil aus PV

Eigenbedarf

Erträge aus

RücklieferungTotal

1 Haus 1 Jahr 1'161 1'008 2'169

1 Haus 25 Jahre 20'021 25'210 45'231

6 Häuser 25 Jahre 174'124 151'260 325'384

PV Produktion 13.5 KWp mit 15% Degradation 971kWh/aProd Rp/kWh Prod CHF

6 Häuser 25 Jahre Stand 2013 17.3 340'166

Stand 2015 15.3 300'840

Stand 2017 13.8 271'346


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kW

Tageslastgang

Produktion + Bezug / - Rückspeisung Eigenbedarf

PV Eigenbedarf

PV Eigenbedarf

Netz Bezug (+)

Netz Rücklieferung (-)


• Nutzerverhalten als Zentraler Schlüssel 1/2


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• Nutzerverhalten als Zentraler Schlüssel 2/2


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Weitere Schlüsselkriterien

• Tarifsystem EVU

HT / NT versus Einheitstarif. Ist insbesondere bei

PV von beachtlicher Relevanz

• Strompreisentwicklung generell

• Entwicklung der Gestehungskosten

• Neue Technologien (Batterie)



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• PV Zubauszenario

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Jahr Kalenderjahr

1 2014 550 550 550 550 550 550 550

2 2015 400 400 400 400 400 400

3 2016 400 400 400 400 400

4 2017 400 400 400 400

5 2018 400 400 400

550 950 1'350 1'750 2'150 2'550 2'950

Ansatz ökologischer Mehrwert Anpassung alle drei Jahre an Absenkpfad

1 2014 6.2 6.2 6.2 6.2 2.9 2.9 2.9 2.2

2 2015 4.8 4.8 4.8 4.8 2.8 2.8 2.8

3 2016 3.9 3.9 3.9 3.9 2.8 2.8

4 2017 2.9 2.9 2.9 2.9 2.2

5 2018 2.8 2.8 2.8 2.8

Finanzierung nicht abgesetzt öMw über Segment Haushalt

Kosten pro kWh Rp/kWh 0.031 0.051 0.069 0.077 0.090 0.104 0.117


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Fazit 1/2

• Es ist machbar

• Die Verpflichtung zu Lasten der EVU’s Ertrags-

einbussen in Netz und Energie alleine durch

Effizienzsteigerungen zu kompensieren ist nicht fair

• Speichersysteme werden das Ungleichgewicht

noch verstärken



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Fazit 2

Ansätze zur Anreizsteigerung aus Sicht EVU

• Anrechenbarkeit der Kosten für

Zusatzaufwendungen für das Handling von

dezentralen Einspeisungen über die Netznutzung

• Einführung von Fondsmodellen, finanziert über

Netz- und Energiepreisentkoppelte Abgaben oder

über Steuern

• Rückflüsse von KEV Geldern nicht nur exklusiv an

Produzenten sondern auch an EVU’s

• . . .



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Besten Dank für die Aufmerksamkeit

Guido Gross

Fragen / Anregungen ?

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