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Quelle:Psc/Leprich et al. 2005

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Angaben zur Quelle [Bearbeiten]

Autor     Uwe Leprich, Dierk Bauknecht, Elfried Evers, Hartmut Gaßner, Knut Schrader
Titel    Dezentrale Energiesysteme und Aktive Netzbetreiber (DENSAN)
Ort    [Freiburg]
Verlag    [Öko-Institut e.V.]
Datum    31. Oktober 2005
URL    http://www.oeko.de/oekodoc/304/2005-027-de.pdf

Literaturverz.   

ja
Fußnoten    ja
Fragmente    45


Fragmente der Quelle:
[1.] Psc/Fragment 143 08 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 08:10:05 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 143, Zeilen: 8-19
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 13, Zeilen: 2-13
Die politische Erkenntnis, dass das heutige Energiesystem unter den sich verändernden wirtschaftlichen, sozialen und ökologischen Rahmenbedingungen nicht zukunftsfähig ist, bildet dabei den Ausgangspunkt aller Überlegungen zu seiner Umgestaltung497. Dies gilt insbesondere für das Stromsystem, das allein knapp 40 % des (Primär-)Energieverbrauchs und der CO2-Emissionen auf sich vereinigt. Bereits die Tatsache, dass die bevölkerungsreichsten Länder China und Indien einen gegenüber Deutschland um den Faktor 6 (China) bzw. 16 (Indien) geringeren Pro-Kopf-Stromverbrauch aufweisen498, demonstriert anschaulich, wie dramatisch eine Übertragung des konventionellen Energiesystems auf diese Länder unter CO2- und Ressourcengesichtspunkten wäre.

Eine Lösungsperspektive, die vor diesem Hintergrund in allen Industrieländern zunehmend diskutiert wird, ist eine stärkere Dezentralisierung der Stromerzeugung.


497 Paschen/Oertel/Grünwald, Möglichkeiten geothermischer Stromerzeugung in Deutschland,11.
498 Leprich, in: GfU (Hrsg.), Umweltschutz im Energierecht, 95.

Die Einsicht, dass unser heutiges Energiesystem nicht nachhaltig im Sinne von zukunftsfähig und verallgemeinerbar ist, bildet den Ausgangspunkt aller Überlegungen zu seiner Umgestaltung. Dies gilt insbesondere auch für das Stromsystem, das allein rund ein Drittel des Energieverbrauchs und der CO2-Emissionen auf sich vereinigt. Bereits die Tatsache, dass die bevölkerungsreichsten Länder China und Indien einen gegenüber Deutschland um den Faktor 6 (China) bzw. 16 (Indien) geringeren Pro-Kopf-Stromverbrauch aufweisen, demonstriert anschaulich, wie dramatisch eine Übertragung des bundesdeutschen Stromsystems auf diese Länder unter CO2- und Ressourcengesichtspunkten wäre.

Eine Option, die vor diesem Hintergrund seit einigen Jahren immer intensiver diskutiert wird, ist eine stärkere Dezentralisierung der Stromerzeugung und damit einhergehend eine verbraucher- und lastnahe Versorgungsstruktur.

Anmerkungen

Leicht veränderte Übernahme. Ein (nicht ausreichender) Verweis auf die eigentliche Quelle erfolgt erst in Fußnote 499.

Sichter
fret

[2.] Psc/Fragment 143 23 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 15:29:40 KayH
BauernOpfer, Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop

Typus
BauernOpfer
Bearbeiter
Liberalix68, Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 143, Zeilen: 23-34
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 13, Zeilen: 30-40
Als Argument für eine stärkere dezentrale Ausrichtung der Energieversorgung wird u. a. ins Feld geführt, dass dies die Versorgungssicherheit stärke. Zum einen seien zentrale Systeme sind in Zeiten zunehmender terroristischer Bedrohungen mögliche Ziele von Anschlägen mit weit reichenden Folgen für die Funktionsfähigkeit der Wirtschaftsgesellschaft499. Kleinräumig vernetzte dezentrale Systeme erscheinen hier weniger anfällig. Zum anderen vermindern die Nutzung emeuerbarer Energien (die in der Regel in DEA gewonnen werden) und die hocheffiziente Nutzung fossiler Energien in dezentralen Anlagen die Importabhängigkeiten500. Darüber hinaus kann Dezentralität die regionale Wertschöpfung stärken. Denn Errichtung, Betrieb und Wartung dezentraler Anlagen schaffen bzw. sichern Arbeitsplätze vor Ort, vermindern Geldabflüsse für importierte Brennstoffe und stärken auf diese Weise die Kaufkraft in der Region501. Schließlich gibt es An-[haltspunkte dafür, dass eine stärker dezentrale Ausrichtung des Stromsystems ökonomisch günstiger ist als ein zentrales System502.]

499 Leprich/Bauknecht/Evers/Gaßner/Schrader, Dezentrale Energiesysteme, 13.
500 Bauknecht/Bürger, Sektorreport Strom, 73.
501 Leprich, Elemente eines notwendigen Paradigmenwechsels, 8.
[502 Ders./Bauknecht/Evers/Gaßner/Schrader, Dezentrale Energiesysteme, 14.]

• Dezentral stärkt die Versorgungssicherheit

Zentrale Systeme sind in Zeiten eines zunehmenden Terrorismus mögliche Ziele von Anschlägen mit weit reichenden Folgen für die Funktionsfähigkeit der Wirtschaftsgesellschaft. Kleinräumig vernetzte dezentrale Systeme erscheinen hier weniger anfällig. Darüber hinaus vermindern die Nutzung erneuerbarer Energien und die hocheffiziente Ausnutzung fossiler Energien in dezentralen Anlagen die Importabhängigkeiten und schonen die knappen Ressourcen.

• Dezentral stärkt die regionale Wertschöpfung
Die Errichtung, der Betrieb und die Wartung dezentraler Anlagen schafft bzw. sichert in der Regel Arbeitsplätze vor Ort, vermindert Geldabflüsse für importierte Brennstoffe und stärkt auf diese Weise die Kaufkraft in der Region.

[• Ein dezentraleres Stromsystem ist möglicherweise ökonomisch günstiger als ein zentrales System]

Anmerkungen

Fußnote 499 weist den erheblichen Umfang der nahezu wörtlichen Übernahmen nicht aus. Die Übernahme geht auf der nächsten Seite weiter.

Man beachte v.a. den Wechsel von indirekter zu direkter Rede im zweiten Satz ("Zum einen seien zentrale Systeme sind in Zeiten..."), der die redaktionelle Angleichung offenbar macht.

Sichter
fret

[3.] Psc/Fragment 147 27 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-27 19:26:50 Hindemith
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68, fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 147, Zeilen: 27-32
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 44, Zeilen: 01-07
Als Alternative im Bereich kleiner Leistungen bieten sich Stirling-Motoren an. Der große Vorteil bei Stirling-Motoren besteht darin, dass ihre Kolben durch äußere Verbrennung angetrieben werden und dadurch keine Verbrennungsrückstände in das Motorinnere gelangen können. Damit ist der Stirling-Motor im Bereich vieler Brennstoffe einsetzbar. Vor allem in Verbindung mit emeuerbaren Energien (Biomasse, Solarthermie) bieten Stirling-Motoren ein interessantes Anwendungsfeld. Stirling-Motoren

Als weitere Alternative im Bereich kleiner Leistungen bieten sich Stirling-Motoren an. Der große Vorteil bei Stirling-Motoren besteht darin, dass ihre Kolben durch äußere Verbrennung angetrieben werden und dadurch keine Verbrennungsrückstände in das Motorinnere gelangen können. Damit ist der Stirling-Motor mit vielen verschiedenen Brennstoffen einsetzbar. Vor allem in Verbindung mit erneuerbaren Energien (Biomasse, Solarthermie) bieten Stirling-Motoren eine interessante Option.

Anmerkungen

Weitgehende Textidentität; keinerlei Hinweis auf eine Quelle.

Sichter
fret, Klicken

[4.] Psc/Fragment 158 15 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 20:09:47 Hindemith
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 158, Zeilen: 12-16
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 44, Zeilen: 27-30, 34-35
Die bisherige Entwicklung der Brennstoffzellen wurde geprägt von zu hohen Erwartungen für den Zeitpunkt der Markteinführung. Zum einen wurde der Entwicklungsbedarf unterschätzt, zum anderen sanken die Kosten nicht so schnell wie erwartet574. Mit der Markteinführung von Brennstoffzellen im Bereich größerer KWK-[Anwendungen, vor allem auf Basis von Hochtemperatur-Brennstoffzellen (z. B. SOFC), wird nicht vor dem Jahr 2010 gerechnet575.]

574 Schindler, MicroPower, 8 f.
[575 Wuppertal Institut, Die technische Entwicklung auf den Strom- und Gasmärkten.]

Die bisherige Entwicklung der Brennstoffzellen wurde geprägt von zu hohen Erwartungen für den Zeitpunkt der Markteinführung. Zum einen wurde der Entwicklungsbedarf unterschätzt, zum anderen sanken die Kosten nicht so schnell wie erwartet (Schindler 2002).

[...] Mit der Markteinführung von Brennstoffzellen im Bereich größerer KWK-Anwendungen, vor allem auf Basis von Hochtemperatur-Brennstoffzellen (zum Beispiel SOFC), wird nicht vor dem Jahr 2010 gerechnet (Wuppertal Institut 2002; Pehnt, Traube 2004).

Anmerkungen

Nahezu wörtliche Übernahme inklusive der Quellen der Quelle. Die Übernahme geht auf der nächsten Seite weiter.

Sichter
(Sotho Tal Ker), Hindemith

[5.] Psc/Fragment 159 03 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 20:13:39 Hindemith
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68, fret, Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 159, Zeilen: 1-8
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 44, Zeilen: 34-37, 21-26
[Mit der Markteinführung von Brennstoffzellen im Bereich größerer KWK-]Anwendungen, vor allem auf Basis von Hochtemperatur-Brennstoffzellen (z. B. SOFC), wird nicht vor dem Jahr 2010 gerechnet575.

Die großen Hoffnungen auf die Brennstoffzellentechnologie für die Zukunft beruhen darauf, dass der notwendige Wasserstoff mittel- bis langfristig mit Hilfe erneuerbarer Energien erzeugt werden kann (Elektrolyse). Für die erneuerbaren Energiequellen hätte dies den Vorteil, dass stochastische Schwankungen und zeitliche Verfügbarkeit über den Zwischenspeicher Wasserstoff ausgeglichen werden könnten.


575 Wuppertal Institut, Die technische Entwicklung auf den Strom- und Gasmärkten.

[Z. 34-37]

Mit der Markteinführung von Brennstoffzellen im Bereich größerer KWK-Anwendungen, vor allem auf Basis von Hochtemperatur-Brennstoffzellen (zum Beispiel SOFC), wird nicht vor dem Jahr 2010 gerechnet (Wuppertal Institut 2002; Pehnt, Traube 2004).

[Z. 21-26]
Die großen Hoffnungen auf die Brennstoffzellentechnologie beruhen u.a. darauf, dass der notwendige Wasserstoff mittel- bis langfristig mit Hilfe erneuerbarer Energien erzeugt werden soll (Elektrolyse). Für die erneuerbaren Energiequellen hätte dies den Vorteil, dass stochastische Schwankungen und zeitliche Verfügbarkeit über den Zwischenspeicher Wasserstoff ausgeglichen werden könnten.

Anmerkungen

Übernahme beginnt schon auf der Vorseite. Kein Hinweis auf die Quelle.

Sichter
Hindemith

[6.] Psc/Fragment 187 24 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-27 19:26:54 Hindemith
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 187, Zeilen: 24-35; 1- 2
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 9, Zeilen: 16-32
Wichtig ist, dass DEA mit zunehmendem Anteil an der Gesamtproduktion zu einem natürlichen Bestandteil des Stromsystems und daher in die Netze und Märkte integriert werden. Das bedeutet auch, dass DEA nicht mehr nur Energie sondern auch Kapazität ersetzen müssen, insofern zunehmend steuerbar werden und wo möglich auch Systemdienstleistungen zur Verfügung stellen müssen. Eine derart ganzheitliche Systemintegration erfordert einen Paradigmenwechsel sowohl bei den dezentralen Erzeugern als auch bei den Netzbetreibern699. Auf Seiten der Netzbetreiber bedeutet dieser Paradigmenwechsel, dass das Verteilnetz und die daran angeschlossenen Erzeugungsanlagen nicht mehr als passiver, nicht steuerbarer Anhang gesehen werden, sondern aktiv in das Management der Netze einbezogen werden. Dies gilt auch für Optionen auf der Nachfrageseite wie Energieeffizienz- und Lastmanagementprogramme. Nur durch eine solche Integration dezentraler Optionen durch ei[nen gewissermaßen »aktiven«700 Netzbetreiber ist es möglich, ihre Vorteile umfassend zu erschließen.]

699 Bauknecht/Späth/Leprich/Rohracher, in: Bechberger/Reiche (Hrsg.), Ökologische Transformation der Energiewirtschaft, 257, 273.
700 Zu dieser begrifflichen Kategorisierung vgl. Leprich et al., Dezentrale Energiesysteme, 80 ff.

Fest steht zunächst: Mit zunehmendem Anteil kann dezentrale Erzeugung nicht mehr in einer Nische betrieben werden. Vielmehr müssen die Anlagen zu einem natürlichen Bestandteil des Stromsystems und daher in die Netze und Märkte integriert werden. Das bedeutet auch, dass dezentrale Anlagen nicht mehr nur Energie, sondern auch Kapazität ersetzen müssen, zunehmend steuerbar werden und wo möglich auch Systemdienst-leistungen zur Verfügung stellen müssen.

Eine solche Systemintegration erfordert einen Paradigmenwechsel sowohl bei den dezentralen Erzeugern als auch bei den Netzbetreibern. Auf der Erzeugerseite geht es darum, die rein betriebswirtschaftliche Fahrweise aus der Anlagenperspektive unter einem „Priority-dispatch“-Regime abzulösen und die Erzeugung stärker an den Erfordernissen des Gesamtsystems zu orientieren. Auf Seite der Netzbetreiber bedeutet dieser Paradigmenwechsel, dass das Verteilnetz und die daran angeschlossenen Erzeugungsanlagen nicht mehr als passiver, nicht steuerbarer Anhang gesehen werden, sondern aktiv in das Management der Netze einbezogen werden. Dies gilt im Übrigen auch für Optionen auf der Nachfrageseite wie Energieeffizienz- und Lastmanagementprogramme. Nur durch eine solche Integration dezentraler Optionen durch einen „aktiven Netzbetreiber“ wird es möglich sein, ihre Vorteile umfassend zu erschließen.

Anmerkungen

Unzureichende Kennzeichnung der vielfach wörtlichen Entsprechungen

Sichter
Klicken

[7.] Psc/Fragment 188 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-27 19:26:39 Hindemith
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 188, Zeilen: 1-19
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 9, 80, Zeilen: 30-32, 1-25
[Nur durch eine solche Integration dezentraler Optionen durch ei]nen gewissermaßen »aktiven«700 Netzbetreiber ist es möglich, ihre Vorteile umfassend zu erschließen.

Gegenwärtig geht das rechtlich flankierte Aufgabenverständnis der VNB allerdings eher dahin, zentral erzeugten Strom des Lieferanten zuverlässig zu den Endverbrauchern zu leiten (Leitbild der Qualität der Stromversorgung und Systemsicherheit, vgl. § 14 i. V. m. §§ 12 f. EnWG). Auch statistische Erhebungen zeigen, dass die VNB ihre Rolle in gewisser Weise als »passiv« einordnen, d. h. sie zeigen in der Regel wenig Interesse an der aktiven Einbeziehung der in ihrem Netzgebiet vorhandenen dezentralen Optionen auf der Angebots- und Nachfrageseite in das System701. Dieser Ausgangslage steht das zu konkretisierende Innovations-Leitbild eines aktiven Netzbetreibers gegenüber. Im europäischen Ausland wird dies bereits seit einiger Zeit unter dem Stichwort »active distribution system operator« diskutiert702. Dieses Leitbild zielt darauf ab, das Selbstverständnis von Verteilnetzbetreibem im marktwirtschaftlichen Umfeld der Energieversorgung neu zu ordnen703. Damit handelt es sich in erster Linie um eine soziale energiewirtschaftliche Innovation. Das Selbstverständnis eines solchen Netzbetreibers ist das eines Schlüsselakteurs und Systemmanagers in einem stärker dezentralisierten Stromsystem. Für die VNB ergeben sich in einem solchen dezentralisierten Umfeld eine Reihe neuer Aufgabenstellungen, von denen im Folgenden einige ausgewählte dargestellt werden.


700 Zu dieser begrifflichen Kategorisierung vgl. Leprich et al., Dezentrale Energiesysteme, 80 ff.

701 Vgl. dies., a. a. O., 80.

702 Vgl. z. B. Mitchell, Renewable Energy - Issues for the New Millennium, Special Issue 11/4 2000, 377 ff.; van Werven/Scheepers, Dispower, 7; siehe auch KOM, Distributed generation, 12.

703 Leprich/Bauknecht, E&M v. 01.04.2006, 4.

[Nur durch eine solche Integration dezentraler Optionen durch einen „aktiven Netzbetreiber“ wird es möglich sein, ihre Vorteile umfassend zu erschließen.]

Verteilnetzbetreiber (VNB) sehen in aller Regel ihre wesentliche Aufgabe darin, zentral erzeugten Strom des Lieferanten zuverlässig zu den Endverbrauchern zu leiten; sie sind trotz der vielfältigen Aufgaben, die damit verbunden sind (Netz- und Anlagenplanung, Netzbetrieb, Instandhaltung, Dokumentation und Wahrnehmung hoheitlicher Aufgabenetc.), in gewisser Weise „passiv“, d.h. sie zeigen in der Regel wenig Interesse und Aktivitäten an der proaktiven Einbeziehung der in ihrem Netzgebiet vorhandenen dezen-tralen Optionen auf der Angebots- und Nachfrageseite in das System. Demgegenüber steht das Leitbild eines „aktiven“ Netzbetreibers, wie es seit einiger Zeit vor allem in Großbritannien unter dem Stichwort „active distribution system operator/DSO“ diskutiert wird.29 Das Selbstverständnis eines solchen Netzbetreibers ist das eines Schlüsselakteurs und Systemmanagers in einem stärker dezentralisierten Stromsystem.

[...]

Für die Netzbetreiber ergeben sich im Dezentralisierungs-Szenario eine Reihe neuer Aufgabenstellungen, die in Kapitel 3.1 aufgefächert werden.

[...]


29 Vgl. z.B. Mitchell 2000; van Werven/Scheepers 2005; s. auch European Commission 2003

Anmerkungen

Die Belege lassen nicht erkennen, dass der Abschnitt sinnngemäß der Vorlage folgt und eine ausgeprägte Übernahme des Gedankengangs (inkl. Fußnote) und auch immer wieder wörtliche Übernahmen von Formulierungen aus der Quelle vorliegen.

Sichter
(fret), Klicken

</div>

</div>
[8.] Psc/Fragment 189 02 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-03 13:10:10 Vanboven
Fragment, Gesichtet, KeineWertung, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel

Typus
KeineWertung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 189, Zeilen: 02-17
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 85, Zeilen: 2-27
Die Netzlast kann analog zur dezentralen Einspeisung auch durch eine Steuerung der Stromnachfrage i. S. d. Entnahmen aus dem Netz beeinflusst werden. Insbesondere kann eine Beeinflussung der sog. Arbeitskomponente des Strompreises hierbei Maßnahmen zur Energieeinsparung und Effizienzsteigerung beim entnehmenden Netzkunden unterstützen705. Durch die VNB könnte eine solche preisbasierte Beeinflussung durch Variierung der Leistungskomponente der Netznutzungsentgelte erfolgen. Ferner könnten sowohl gezielte Energieeffizienzprogramme (z. B. Verringerung von Stand-by-Verlusten als grundlastrelevante Maßnahme) als auch Lastmanagementprogramme (z. B. Abschaltung geeigneter Stromverbraucher zur Minimierung der Entnahmehöchstlast) zielführend sein. Insgesamt sind zur Realisierung vielfältige technische und ökonomische Instrumente verfügbar, die die Möglichkeiten von zeitlichen Lastverlagerungen zur Kosteneinsparung des Kunden nutzen706.

Hierzu sind in technischer Hinsicht freie Lastabwurfkapazitäten der Kunden und entsprechende Zugriffsmöglichkeiten der Netzbetreiber erforderlich. Aus wirtschaftlicher Sicht müsste eine gezielte Lastverlagerung zur Netzentlastung mit finanziellen Anreizen für die Verbraucher verbunden werden.


705 Andere Möglichkeiten sind etwa individuelle Kundenberatung zur Steigerung der Energieanwendungseffizienz, Anreizprogramme zum gezielten Einsatz effizienter Techniken oder Einspar-Contracting-Lösungen zur Finanzierung von Effizienzlösungen durch Dritte. Vgl. hierzu KOM(2003) 739 endg., Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates zur Endenergieeffizienz und zu Energiedienstleistungen, Brüssel, 10.12.2003; Leprich et al., Dezentrale Energiesysteme, 86.
706 Dies., a. a. O., 86.

Die Netzlast kann analog zur dezentralen Einspeisung und zur Eigenerzeugung durch Steuerung der Nachfrage im Sinne der Entnahmen aus dem Netz beeinflusst werden. Eine Beeinflussung der Arbeitskomponente ist gleichbedeutend mit der Unterstützung von Energieeinsparbemühungen und Effizienzsteigerungsmaßnahmen beim entnehmenden Netzkunden. Die Energieeinsparung ist erklärtes Ziel in der Europäischen Union33 und kann beispielsweise erfolgen durch individuelle Beratungen zur Steigerung der E-nergieanwendungseffizienz, durch Anreizprogramme zum gezielten Einsatz effizienter Techniken in den unterschiedlichen Anwendungsgebieten oder durch Einspar-Contracting-Lösung zur Finanzierung von Effizienzlösungen durch Dritte.

Wichtig für den VNB ist die Beeinflussung der Leistungskomponente der Netznutzung mit dem Ziel der Verminderung des Durchschlagens individueller Höchstlasten auf die gesamte Netzhöchstlast. Dies kann sowohl durch gezielte Energieeffizienzprogramme (z.B. Verringerung von Stand-by-Verlusten als grundlastrelevante Maßnahme, Ersatz von Elektro- durch Gasherden als spitzenlastrelevante Maßnahme) als auch durch Last-managementprogramme bewirkt werden (z.B. Lastabwurfschaltungen geeigneter Stromverbraucher zur Minimierung der Höchstlast der Entnahme durch den Kunden). Auch dafür sind vielfältige Instrumente verfügbar, die bis zur Minimierung des 1/4h-Mittelwertes die Möglichkeiten von zeitlichen Lastverlagerungen zur Kosteneinsparung des Kunden nutzen. Eine Ausweitung dieser zunächst im Interesse des Abnehmers liegenden Optimierung von der Minimierung der individuellen Höchstlast zur Minimierung der Höchstlast des Gesamtnetzes bietet sich für den aktiven Netzbetreiber an. Hierzu sind freie Lastabwurfkapazitäten des Abnehmers und ein Zugriff des Netzbetreibers erforderlich. Die gezielte Lastverlagerung zur Netzentlastung muss in der Regel mit finanziellen Anreizen für den aktiven Verbraucher verbunden werden. Als Stichpunkte der Tätigkeiten des aktiven Netzbetreibers in Bezug auf die Nachfrageseite seien benannt:


33 Vgl. KOM(2003) 739 endgültig: Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates zur Endenergieeffizienz und zu Energiedienstleistungen, Brüssel, den 10.12.2003

Anmerkungen

Weitgehende (aber teilweise unzureichende) Paraphrase der Quelle. Ob die Kennzeichung das Ausmaß selbiger deutlich macht, sei dahingestellt. Daher vorerst Keine Wertung.

Sichter
vanboven

[9.] Psc/Fragment 190 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 12:22:47 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 190, Zeilen: 01-17
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 9, 87, 89, 91, Zeilen: -
Sie führt zu einer volkswirtschaftlich sinnvollen Minderauslastung der Netze. Dem steht mit dem Betrieb des virtuellen Kraftwerks ein Aufwand des Netzbetreibers entgegen, der zwar betriebswirtschaftlich durch Vermeidung von erforderlichen Ausbauinvestitionen vorteilhaft, u. U. aber auch nachteilig durch Nichtauslastung

vorhandener Betriebsmittel sein kann. Das sog. Poolen verschiedener dezentraler Ressourcen zu virtuellen Kraftwerken trägt - wie bereits beschrieben710 - auch zur Marktintegration dieser bei. Dies betrifft sowohl Strommärkte als auch bestimmte Bereiche von Systemdienstleistungen. Bspw. wird dies in Großbritannien bereits vielfach erfolgreich praktiziert711. Aus der Perspektive des Gesamtsystems kann diese Integration zusätzlicher Kapazitäten und Akteure einen Beitrag zur Stärkung des Wettbewerbs leisten. Auch das Problem ausreichender Erzeugungskapazitäten in kompetitiven Strommärkten kann durch die Einbindung dezentraler Ressourcen entschärft werden.

4. Zusätzliche Beiträge zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen

Internationale Erfahrungen zeigen, dass bei zunehmender Dezentralisierung der Erzeugung der Bedarf steigt, VNB stärker zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit und -qualität heranzuziehen712.


709 Unter dezentraler Effizienz ist dabei die Verminderung der in einem abgeschlossenen System zentral vorzuhaltenden Leistung zur Erfüllung einer Versorgungsaufgabe zu verstehen.
710 Kapitel 3:G.III.4.b).
711 Vgl. hierzu die Studien von Ilex, Ancillary Service Provision from Distributed Generation; sowie Campbell Carr Ltd., An Investigation into the Development of Consolidation of Distributed Generation within the Wholesale Electricity Trading Arrangements.
712 So bspw. die Erfahrungen der Energieregulierung aus Dänemark. Welche Aufgaben VNB dabei im Einzelnen wahmehmen können wird dort momentan im Rahmen des »System 21«-Programms intensiv zwischen dem neu geschaffenen ÜNB und den VNB diskutiert. Vgl. hierzu ausführlich Bach et al., Active Networks as a tool to integrate large amounts of distributed generation, 21 f.

[Seite 87, Z. 15-18]

Dezentrale Effizienz führt zu einer volkswirtschaftlich sinnvollen Minderaus-lastung der Netze, die für den Netzbetreiber betriebswirtschaftlich durch Vermeidung von erforderlichen Ausbauinvestitionen vorteilhaft oder auch nachteilig durch Nichtauslastung vorhandener Betriebsmittel sein kann.

[Seite 91, Z. 33-38]

Dabei geht es vor allem um das Poolen verschiedener dezentraler Ressourcen zu „virtuellen Kraftwerken“ mit dem Ziel, diese marktfähig zu machen. Dieses Poolen wird z.B. in Großbritannien bereits vielfach praktiziert, u.a. weil dezentrale Anlagen dort – obgleich zahlenmäßiger sehr viel weniger als in Deutschland – bereits viel stärker in Märkte eingebunden sind (Ilex 2004; Campbell Carr 2005).

[Seite 91, Z. 5-9]

Aus der Sicht des Gesamtsystems kann diese Integration zusätzlicher Kapazitäten und Akteure einen Beitrag zur Stärkung des Wettbewerbs leisten. Auch die Frage, inwieweit wettbewerbliche Strommärkte in der Lage sind, ausreichend Erzeugungskapazität zur Verfügung zu stellen, kann durch die Einbindung dezentraler Ressourcen entschärft werden.

[Seite 89, Z. 35-41]

Die Erfahrungen in Dänemark (siehe Kapitel 1.2.3) zeigen, dass bei zunehmender De-zentralisierung der Erzeugung der Bedarf steigt, Verteilnetzbetreiber stärker zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit und –qualität heranzuziehen. Welche Aufgaben Verteilnetzbetreiber dabei im Einzelnen wahrnehmen können wird dort momentan im Rahmen des „System 21“-Programms intensiv zwischen dem neu geschaffenen Übertragungsnetzbetreiber eneginet.dk und den Verteilnetzbetreibern diskutiert (Information von energienet.dk, s. auch Bach et al. 2003).

[Seite 9, Z. 35-36]

Dezentrale Effizienz ist dabei die Verminderung der in einem abgeschlossenen System zentral vorzuhaltenden Leistung zur Erfüllung einer Versorgungsaufgabe.

Anmerkungen

Eine bunte Collage aus Textbausteinen der Quelle. Jeder Autor hätte hier Schwierigkeiten, die Herkunft ausführlich deutlich zu machen. Wird daher in der Arbeit der Versuch unterlassen?

Sichter
vanboven

[10.] Psc/Fragment 205 22 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 08:06:49 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
SleepyHollow02
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 205, Zeilen: 22-30
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 56, Zeilen: 04-18
Stromverteilnetze umfassen in Deutschland die Spannungsebenen unterhalb von 60 kV, wobei hier Mittelspannungsnetze (6 bis 60 kV) von Niederspannungsnetzen (400 V bis 6 kV) zu unterscheiden sind. Stromverteilnetzbetreiber gibt es in Deutschland aktuell rund 870, darunter die vier Verbundunternehmen mit ihren 27 Regionaltöchtern, ca. 25 größere Stadtwerke und rund 600 kleinere Stadt- oder Gemeindewerke sowie Elektrizitätsgenossenschaften757. Verteilnetzbetreiber sind größtenteils vertikal integrierte Unternehmen, die neben dem Netzbetrieb auch den Vertrieb durchführen758. Seit der zweiten Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie sind diese beiden Marktstufen buchhalterisch und informatorisch zu entflechten, bei Unter-[nehmen mit mehr als 100.000 Kunden seit dem 01.07.2007 auch gesellschaftsrechtlich759.]

757 Stand Juni 2007, http://www.iern.net/country_factsheets/market-germany.htm.
758 BNetzA, Monitoringbericht 2007, 8 ff.
[759 Dies gilt im Übrigen auch für diejenigen Unternehmen, auf die die sog. Konzernklausel zutrifft, wonach von einem bestimmenden Einfluss des beteiligten Konzerns auf die Geschäftstätigkeit des Unternehmens auszugehen ist.]

Stromverteilnetze umfassen in Deutschland die Spannungsebenen unterhalb von 60 kV, wobei hier Mittelspannungsnetze (6 bis unter 60 kV) von Wiederspannungsnetzen (400 V bis unter 6 kV) zu unterscheiden sind. Hoch- und Höchstspannungsnetze gelten als Transportnetze. [...] Aktuell gibt es in Deutschland rund 700 Stromverteilnetzbetreiber, darunter die vier Verbundunternehmen mit ihren 27 Regionaltöchtern, ca. 25 größere Stadtwerke und rund 600 kleinere Stadt- oder Gemeindewerke sowie Elektrizitätsgenossenschaften.

Verteilnetzbetreiber waren und sind auch heute noch größtenteils vertikal integrierte Unternehmen, die neben dem Netzbetrieb auch den Vertrieb durchführen. Nach der zweiten Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie sind diese beiden Marktstufen zumindest buchhalterisch und informatorisch zu entflechten, bei Unternehmen mit mehr als 100.000 Kunden ab 1. Juli 2007 auch gesellschaftsrechtlich.20


20 Dies gilt im Übrigen auch für diejenigen Unternehmen, auf die die sogenannte Konzernklausel zu-trifft, wonach von einem bestimmenden Einfluss des beteiligten Konzerns auf die Geschäftstätigkeit des Unternehmens auszugehen ist.

Anmerkungen

Verschleiernde Textübernahme bis in die Fußnote hinein, ohne Quellenangabe.

Sichter
fret, KayH

[11.] Psc/Fragment 206 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 11:26:29 Guckar
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68, fret, Guckar
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 206, Zeilen: 01-07, 12-18
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 56, 57, Zeilen: 56:15-18, 57:4-13
[Seit der zweiten Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie sind diese beiden Marktstufen buchhalterisch und informatorisch zu entflechten, bei Unter-]nehmen mit mehr als 100.000 Kunden seit dem 01.07.2007 auch gesellschaftsrechtlich759.

a) Vermiedene Netznutzungsentgelte

Netznutzungsentgelte sind die Gebühren für die Nutzung der Stromnetze für den Stromtransport. Sie werden in Deutschland gegenwärtig zu 100 % vom abnehmenden Netznutzer aufgebracht, einspeisende Netznutzer zahlen kein Netznutzungsentgelt760.

[...]

Dies liegt daran, dass insbesondere bei dezentralem Verbrauch des Stroms Einspeisung und Transport über die Hochspannungsebene entfallen. Zudem vermindert sich dadurch die Einspeisung aus zentralen Kraftwerken. So werden die Netzebenen, die der dezentralen Einspeisung vorgelagert sind (und in Einzelfallen auch die Netzebene der Einspeisung selbst762) entlastet. Der Netzbetreiber hat also tatsächlich geringere Kosten für die Netznutzung als er den Stromverbrauchem in Rechnung stellt.


759 Dies gilt im Übrigen auch für diejenigen Unternehmen, auf die die sog. Konzemklausel zutrifft, wonach von einem bestimmenden Einfluss des beteiligten Konzerns auf die Geschäftstätigkeit des Unternehmens auszugehen ist.
760 Allgemein hierzu Zander,ZNailis, Wälzungsmechanismus des EEG, 4.
762 Mühlstein, Vermiedene Netznutzungsentgelte, 13.

[Seite 56]

Nach der zweiten Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie sind diese beiden Marktstufen zumindest buchhalterisch und informatorisch zu entflechten, bei Unternehmen mit mehr als 100.000 Kunden ab 1. Juli 2007 auch gesellschaftsrechtlich.20

[Seite 57]

2.1 Vermiedene Netznutzungsentgelte

Die Kosten der Netznutzung werden in Deutschland zu 100% vom abnehmenden Netznutzer aufgebracht, einspeisende Netznutzer zahlen kein Netznutzungsentgelt. Strom, der in die Netzebenen unterhalb der Höchstspannungsebene eingespeist wird, vermindert die Einspeisung zentraler Kraftwerke und entlastet so die Netzebenen, die der dezentralen Einspeisung vorgelagert sind und in Einzelfällen auch die Netzebene der Einspeisung. Da die Netzentgelte mit Hilfe eines transaktions-unabhängigen Punktmodells berechnet werden, bei dem davon ausgegangen wird, dass alle Erzeuger auf der Höchstspannungsebene einspeisen, sind die Netznutzungsentgelte für den Letztverbraucher unabhängig vom Grad der dezentralen Einspeisung.


[Seite 56] 20Dies gilt im Übrigen auch für diejenigen Unternehmen, auf die die sogenannte Konzemklausel zutrifft, wonach von einem bestimmenden Einfluss des beteiligten Konzerns auf die Geschäftstätigkeit des Unternehmens auszugehen ist.

Anmerkungen

Von vorhergehender Seite 205 weiter fortfahrende verschleiernde Textübernahme ohne Hinweis auf die Quelle (vgl. Psc/Fragment_205_22).

Sichter
(Liberalix68, fret), Qadosh

[12.] Psc/Fragment 208 08 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 19:23:32 PlagProf:-)
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 208, Zeilen: 8-25
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 58, Zeilen: 12-30
Mit der Verbändevereinbarung II plus765 wurden Methoden zur Berechnung der vermiedenen Netznutzungsentgelte im pauschalierten Lösungsansatz (Anlagen ohne Leistungsmessung), im standardisierten Ansatz (Anlagen mit Leistungsmessung) und im individuellen Lösungsansatz (Anlagen mit Leistungsmessung) vorgeschlagen. Der standardisierte Lösungsansatz fußt dabei auf der Verbändevereinbarung über stromwirtschaftliche Zusammenarbeit (VV-SWZ)766, in dem die Leistungskomponente von Überschussstrom der Industrie restriktiv bestimmt wurde. Die Vorgaben zur Berechnung der vNE in der Anlage 6 der VV II plus wurden wiederholt kritisiert. Diese seien unzureichend und führten dazu, dass die Netzbetreiber ihre eingesparten Kosten nicht vollständig an die dezentralen Einspeiser weitergeben und von der dezentralen Einspeisung profitieren: »Die kumulierten Nachteile der Anlage 6 haben zur Folge, dass die Netzbetreiber schätzungsweise nur 400 bis 500 Mio. €/a an vermiedenen Netznutzungsentgelten für Einspeisung unterhalb des Höchstspannungsnetzes auszahlen. Das Gutachten errechnet demgegenüber in einer Modellrechnung, dass bei sachgerechter Kalkulation ein Betrag von rund 800 Mio. €/a zu zahlen wäre. 300 bis 400 Mio. €/a werden also derzeit den dezentralen Einspeisern vorenthalten, davon Einspeisern in der Nieder- und Mittelspannung rund 200 Mio. €/a (fast 2/3 des ihnen zustehenden Betrags)«767

765 Anlage 6 der Verbändevereinbarung über Kriterien zu Bestimmung von Netznutzungsentgelten für elektrische Energie und über Prinzipien der Netznutzung, BDI, VIK, VDEW, VDN, ARE, VKU 13.09.2000.
766 Verbändevereinbarung Stromwirtschaftliche Zusammenarbeit, BDI, VDEW, VIK 1994.
767 Mühlstein, Vermiedene Netznutzungsentgelte, II.

Mit der Verbändevereinbarung II+ (VVII+)22 wurden Methoden zur Berechnung der vermiedenen Netznutzungsentgelte im pauschalierten Lösungsansatz (Anlagen ohne Leistungsmessung), im standardisierten Ansatz (Anlagen mit Leistungsmessung) und im individuellen Lösungsansatz (Anlagen mit Leistungsmessung) vorgeschlagen. Der standardisierte Lösungsansatz fußt dabei auf der Verbändevereinbarung über stromwirtschaftliche Zusammenarbeit (VV-SWZ)23, in dem die Leistungskomponente von Überschussstrom der Industrie restriktiv bestimmt wurde.

Die Vorgaben zur Berechnung der VNNE in der Anlage 6 der Verbändevereinbarung II+ (VVII+) wurden wiederholt kritisiert. Diese seien unzureichend und führten dazu, dass die Netzbetreiber ihre eingesparten Kosten nicht vollständig an die dezentralen Einspeiser weitergeben und von der dezentralen Einspeisung profitieren:
„Die kumulierten Nachteile der Anlage 6 haben zur Folge, dass die Netzbetreiber schätzungsweise nur 400 bis 500 Mio. €/a an vermiedenen Netznutzungsentgelten für Einspeisung unterhalb des Höchstspannungsnetzes auszahlen. Das Gutachten errechnet demgegenüber in einer Modellrechnung, dass bei sachgerechter Kalkulation ein Betrag von rund 800 Mio. €/a zu zahlen wäre. 300 bis 400 Mio. €/a werden also derzeit den dezentralen Einspeisern vorenthalten, davon Einspeisern in der Nieder- und Mittelspannung rund 200 Mio. €/a (fast 2/3 des ihnen zustehenden Betrags)“ (Mühlstein 2003).


22 Anlage 6 der Verbändevereinbarung über Kriterien zu Bestimmung von Netznutzungsentgelten für elektrische Energie und über Prinzipien der Netznutzung, BDI, VIK, VDEW, VDN, ARE, VKU 13.9.2000
23 Verbändevereinbarung Stromwirtschaftliche Zusammenarbeit, BDI, VDEW, VIK 1994

Anmerkungen

Nahezu wörtliche Übernahme inkl. der Fußnoten und des korrekt ausgewiesenen Zitats. Im Umfeld dieser Seite befinden sich allerdings einige wörtliche Übernahmen aus Mühlstein ohne Kennzeichnung. Überlegenswert wäre die Einordnung als Komplettplagiat.

Sichter
Agrippina1

[13.] Psc/Fragment 209 29 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 18:52:29 PlagProf:-)
BauernOpfer, Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop

Typus
BauernOpfer
Bearbeiter
Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 209, Zeilen: 29-38
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 58,59, Zeilen: 58:34-38, 59:9-12, 59:14-17
In der Praxis ist die Ermittlung des Arbeitsanteils für sämtliche Einspeiser recht unproblematisch771. Der Leistungsanteil der durch lastganggemessene dezentrale Einspeisungen vermiedenen Netznutzungsentgelte kann im Sinne des §18 StromNEV nach dem elektrotechnischen Verfahren der sog. Superposition ermittelt werden. Die tatsächliche Vermeidungsleistung ergibt sich danach als Differenz der Netzhöchstlast mit und ohne dezentrale Einspeisung, die sich als Lastgangsumme der gemessenen Netzlast und der gemessenen Einspeisung errechnet772. Im Falle von mehreren Einspeisern in eine Netzebene entsteht das Problem der Individualisierung der Vermeidungsleistung. Die tatsächliche Vermeidungsleistung einer Gruppe von Einspeisern kann dabei unterhalb der für jeden Einspeiser allein ermittelten Vermei-[dungsleistung liegen773.]

771 Leprich et al., Dezentrale Energiesysteme, 58.
772 VKU, Umsetzungshilfe; Mühlstein, a. a. O., 7.
[773 Leprich et al., a. a. O., 59.]

[S.58]

Die Ermittlung des Arbeitsanteils ist für sämtliche Einspeiser unkritisch. Der Leistungsanteil der durch lastganggemessene dezentrale Einspeisungen vermiedenen Netznutzungsentgelte kann im Sinne des §18 StromNEV nach dem Verfahren der Superposition ermittelt werden. [...]

[S.59]
[...] Die tatsächliche Vermeidungsleistung ergibt sich danach als Differenz der Netzhöchstlast mit und ohne dezentrale Einspeisung, die sich als Lastgangsumme der gemessenen Netzlast und der gemessenen Einspeisung errechnet. [...]
Im Falle von mehreren Einspeisern in eine Netzebene entsteht das Problem der Individualisierung der Vermeidungsleistung. Die tatsächliche Vermeidungsleistung einer Gruppe von Einspeisern kann dabei unterhalb der für jeden Einspeiser allein ermittelten Vermeidungsleistung liegen.

Anmerkungen

Fußnote 771 und 773 verweisen zwar auf die Quelle, allerdings ist nicht ersichtlich, dass es sich um wörtliche Übernahmen handelt. Auch wird nach der Fußnote weiter aus der Quelle übernommen. Auf der nächsten Seite geht die Übernahme weiter.

Sichter
Agrippina1

[14.] Psc/Fragment 210 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 18:50:20 PlagProf:-)
BauernOpfer, Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop

Typus
BauernOpfer
Bearbeiter
Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 210, Zeilen: 1-7
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 59, Zeilen: 17-23
[Die tatsächliche Vermeidungsleistung einer Gruppe von Einspeisern kann dabei unterhalb der für jeden Einspeiser allein ermittelten Vermei-]dungsleistung liegen773. Die einzelnen Vermeidungsleistungen der Einspeiser sind in diesem Falle mit einem Reduktionsfaktor so zu ermitteln, dass die Summe der einzelnen Vermeidungsleistungen die Gesamtvermeidungsleistung nicht übersteigt. Die Gesamt- und Einzelvermeidungsleistung lässt sich mit Hilfe der Superposition und der Gesamt- und Einzeleinspeisung ermitteln. Als Reduktionsfaktor wird der Quotient aus Gesamtvermeidungsleistung zur Summe der Einzelvermeidungsleistungen verwendet774.

773 Leprich et al., a. a. O., 59.
774 VKU, Umsetzungshilfe, 14 ff.

Die tatsächliche Vermeidungsleistung einer Gruppe von Einspeisern kann dabei unterhalb der für jeden Einspeiser allein ermittelten Vermeidungsleistung liegen. Die einzelnen Vermeidungsleistungen der Einspeiser sind in diesem Falle mit einem Reduktionsfaktor so zu ermitteln, dass die Summe der einzelnen Vermeidungsleistungen die Gesamtvermeidungsleistung nicht übersteigt. Die Gesamt- und Einzelvermeidungsleistung lässt sich mit Hilfe der Superposition und der Gesamt- und Einzeleinspeisung ermitteln. Als Reduktionsfaktor kann der Quotient aus Gesamtvermeidungsleistung zur Summe der Einzelvermeidungsleistungen verwendet werden.
Anmerkungen

Fortsetzung der vorigen Seite. Fußnote 773 verweist zwar auf die Quelle. Allerdings bediente sich Psc danach ungeniert wörtlich weiter, garniert mit einer Alibi-Fußnote.

Sichter
Agrippina1

[15.] Psc/Fragment 212 27 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-28 22:18:08 Hindemith
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68, Klicken
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 212, Zeilen: 27-31
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 57, 58, 112, Zeilen: 57: 38; 58: 1-3; 112: 23-24
Die verbrauchsnahe Einspeisung vermindert die Last des Netzes, an das ein dezentraler Einspeiser angeschlossen ist und schafft Kostenvorteile für den Netzbetreiber. Gegen die Kritik an den vNE wird daher angeführt,

dass sie langfristige Kosten der Netze sachgerecht abbilden und nur kurzfristig ein Auseinanderklaffen der eingesparten Kosten und der vergüteten Entgelte gegeben [ist786.]


786 Misslinge a. a. O., Rn. 54.

[Seite 112]

Die verbrauchsnahe Einspeisung vermindert die Last des Netzes, an das ein dezentraler Einspeiser angeschlossen ist und schafft Kostenvorteile für den Netzbetreiber.

[Seite 57]

Gegen die Kritik an den

[Seite 58]

VNNE wird angeführt, dass sie langfristige Kosten der Netze sachgerecht abbilden und nur kurzfristig ein Auseinanderklaffen der eingesparten Kosten und der ausgezahlten Entgelte gegeben ist.

Anmerkungen

Kein Nachweis auf die Quelle.

Sichter
Hindemith

[16.] Psc/Fragment 213 03 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:29:02 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hindemith
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 213, Zeilen: 3-11
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 58, Zeilen: 3-10
Wenn ein Netzbetreiber mehrere Spannungsebenen verwaltet und die dezentralen Einspeiser vor allem an die unteren Spannungsebenen dieses Netzbetreibers angeschlossen sind, sind die Einsparungen gegenüber dem vorgelagerten Netzbetreiber jedoch eventuell geringer als die Summe der vNE, die der Netzbetreiber an die Einspeiser entrichtet. In diesem Fall ist nicht nur der vorgelagerte Netzbetreiber, sondern auch der Netzbetreiber, in dessen Netz der dezentrale Strom eingespeist wird, von dem Problem betroffen, dass durch die dezentrale Einspeisung die Fixkosten des Netzes insgesamt nicht reduziert werden. Wenn ein Netzbetreiber mehrere Spannungsebenen umfasst und die dezentralen Einspeiser vor allem an die unteren Spannungsebenen dieses Netz-betreibers angeschlossen sind, sind die Einsparungen gegenüber dem vorgelagerten Netzbetreiber jedoch eventuell geringer als die Summe der VNNE, die der Netzbetreiber an die Einspeiser ausbezahlt. In diesem Fall ist nicht nur der vorgelagerte Netzbetreiber, sondern auch der Netzbetreiber, in dessen Netz der dezentrale Strom eingespeist wird, von dem Problem betroffen, dass durch die dezentrale Einspeisung die Fixkosten des Netzes nicht reduziert werden.
Anmerkungen

Quellenverweis fehlt.

Sichter
(Hindemith), fret

[17.] Psc/Fragment 214 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 12:23:48 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 214, Zeilen: 01-20
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 68,69,112, Zeilen: 32-40,1-13, 24-28
[Wenn die Netzlast im Verteilnetz die maximale Anschlussleistung an das vorgelagerte Netz übersteigt, müssen - um die Lücke zu schließen - ständig dezentrale An]lagen in das Netz einspeisen. Diese Erzeugungskapazitäten sind gesichert vorzuhalten und müssen durch den Netzbetreiber ständig abrufbar sein. Diese Vorgaben aus dem Netz beschränken die Fahrweise dieser dezentralen Reservekraftwerke und verteuern daher die Erzeugung gegenüber anderen Erzeugern ohne diese Restriktionen. Die Vergütung für diese dezentralen Einspeisungen muss demnach grundsätzlich höher sein als bei den üblichen Einspeisungen, da hier die Reserveenergie unmittelbar durch die Kraftwerke bereitgestellt wird. Diese Differenzierung gibt die jetzige Regelung in § 18 StromNEV allerdings nicht her789. Hier bietet sich nur die Möglichkeit, die eventuell über die vermiedenen Netznutzungsentgelte hinaus eingesparten Kosten (z. B. Baukostenzuschüsse) als annuitätische Beträge den kooperierenden Erzeugern zuzuschreiben. Solange unsicher ist, ob die vermiedenen Kosten für die

Einrichtung eines ausreichenden Netzanschlusses in die vermiedenen Netznutzungsentgelte eingerechnet werden können, wird der Netzbetreiber diese den Anlagenbetreibem aber nicht vergüten mit der Folge, dass sie ihre Anlagen künftig nicht mehr Vorhalten werden und eine Aufstockung der Netzanschlusskapazität unausweichlich wird. Die bereits genannten Gründe, die aus gesamtwirtschaftlicher und innovationspolitischer Sicht für einen offensiven Umgang mit dezentralen Einspeisungen sprechen, werden hier noch einmal besonders deutlich: Es geht vor allem um eine Minimierung der notwendigen Netzausbauplanungen im Zuge einer stärkeren Dezentralisierung der Stromerzeugung.


789 So schon die Kritik von Mühlstein, Vermiedene Netzentgelte, 10, an der Vorgängerregelung in der VV II plus.

[Seite 68]

Die Netzlast im Verteilnetz übersteige die maximale Anschlussleistung an das vorgelagerte Netz. Um die Lücke zu schließen, müssen ständig dezentrale Anlagen in das Netz einspeisen. Die Erzeugungskapazitäten müssen gesichert vorgehalten werden und durch den Netzbetreiber abrufbar sein. Diese Vorgaben aus dem Netz beschränken die Fahr-weise der Kraftwerke und verteuern die Erzeugung gegenüber anderen Erzeugern ohne diese Restriktionen. Die Vergütung für diese dezentralen Einspeisungen müssen demnach höher sein als bei üblichen Einspeisungen, da hier die Reserveenergie unmittelbar durch die Kraftwerke bereitgestellt wird. Diese Differenzierung gibt die jetzige Regelung in der Strom-Netzentgeltverordnung

[Seite 69]

Netzentgeltverordnung (§18) nicht her. Hier bietet sich nur die Möglichkeit, die evt. über die vermiedenen Netznutzungsentgelte hinaus vermiedenen Kosten (z.B. Baukos-tenzuschüsse) als annuitätische Beträge den kooperierenden Erzeugern zuzuschreiben. Solange unklar ist, ob die vermiedenen Kosten für die Einrichtung eines ausreichenden Netzanschlusses in die vermiedenen Netznutzungsentgelte eingerechnet werden können, wird der Netzbetreiber diese den Anlagenbetreibern nicht vergüten mit der Folge, dass sie ihre Anlagen künftig nicht mehr vorhalten werden und eine Aufstockung der Netz-anschlusskapazität unausweichlich wird. Eine Möglichkeit bietet hier eventuell noch der §14 Abs. 2 Energiewirtschaftsgesetz, wo der Abwägungsprozess zwischen der Nutzung dezentraler Optionen und einem ansonsten notwendigen Netzausbau vorgeschrieben wird. Im konkreten Fall wäre zu prüfen, inwieweit hier ein Kostenblock in die künftigen Netznutzungsentgelte eingestellt werden und als Vergütung an dezentrale Anlagenbetreiber ausgekehrt werden kann.

[Seite 112]

Die Ausführungen in Kapitel 2.1 zeigen die weiteren Gründe, die für einen offensiven Umgang des Verteilnetzbetreibers mit dezentralen Einspeisungen sprechen; es geht vor allem auch um eine Minimierung der notwendigen Netzausbauplanungen im Zuge einer stärkeren Dezentralisierung der Stromerzeugung.

Anmerkungen

Keine Angemessene Kennzeichnung der Passage.

Sichter
vanboven

[18.] Psc/Fragment 217 09 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 08:31:07 Fret
Fragment, Gesichtet, KeineWertung, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel

Typus
KeineWertung
Bearbeiter
Liberalix68
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 217, Zeilen: 09-20
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 10, Zeilen: 12-22
Je höher die Anzahl dezentraler Erzeugungsanlagen, desto aufwendiger werden Betrieb und Unterhalt des Netzes für den Netzbetreiber. Anschauliches Beispiel ist der erhöhte Aufwand, wenn das Netz und die daran angeschlossenen Anlagen zu Wartungszwecken außer Betrieb genommen werden müssen803. Diese zusätzlichen Transaktionskosten entstehen unabhängig davon, ob eine Anlage nach EEG, KWKG oder überhaupt nicht gefordert wird. Aber auch durch den Fördermechanismus des KWKG und EEG selbst entstehen zusätzliche Transaktionskosten für die anschließenden Netzbetreiber. Die Kosten der Einspeisevergütung selbst werden zwar auf die Endverbraucher umgelegt. Die Organisation des Umlagemechanismus und die Vergütung der Kraftwerksbetreiber verursachen jedoch zusätzlichen buchhalterischen, organisatorischen und personellen Aufwand, der den Netzbetreibern nach der gegenwärtigen Regulierungspraxis nicht ersetzt wird804.

803 Leprich et al., Dezentrale Energiesysteme, 63.
804 Vgl. hierzu auch Salje, KWKG 2002, § 9 Rn. 108 ff., der insofern für den Ansatz solcher Mehraufwendungen (»Betriebskosten«) über die allgemeinen Rechnungslegungsvorschriften des EnWG plädiert.

* Auch durch den Fördermechanismus des KWK-G und des EEG entstehen zusätzliche Transaktionskosten für die Netzbetreiber. Die Kosten der Einspeisevergütung selbst werden zwar umgelegt. Die Organisation des Umlagemechanismus und die Vergütung der Kraftwerksbetreiber verursachen jedoch einen zusätzlichen Aufwand, der den Netzbetreibern bislang nicht ersetzt wird.
  • Je höher die Anzahl unabhängiger Erzeugungsanlagen, desto aufwändiger wird der Betrieb und der Unterhalt des Netzes für den Netzbetreiber, zum Beispiel wenn das Netz und die daran angeschlossenen Anlagen zu Wartungszwecken außer Betrieb genommen werden müssen. Diese zusätzlichen Transaktionskosten entstehen unabhängig davon, ob eine Anlage nach EEG oder KWK-G oder gar nicht gefördert wird.
Anmerkungen

Autor verweist zwar auf die Quelle, allerdings offenbar nicht, um die (weitgehend wörtliche) Übernahme zu kennzeichnen, sondern um den angesprochenen (und in der Quelle auf S. 63 tatsächlich diskutierten) erhöhten Aufwand zu erleuchten. Möglicherweise lag ihm auch eina Fassung mit alterantiver Seitenzählung vor; dies ist jedoch unwahrscheinlich, da die de-facto Übernahme von S. 10 schwerlich in einer alternativen Fassung auf S. 58 auftaucht.

In jedem Fall wird auch nach der Fußnote weiter Text in leicht überarbeiteter Fassung übernommen.

Sichter
fret

[19.] Psc/Fragment 217 27 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:25:07 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 217, Zeilen: 27-31
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 63;64, Zeilen: 37-41; 1
bb) Netzausbaukosten

Gem. § 13 EEG werden die Netzkosten, die durch den Anschluss eines Kraftwerks entstehen, zwischen Anlagen- und Netzbetreiber aufgeteilt. Der Anlagenbetreiber trägt die Anschlusskosten (Abs. 1), während der Netzbetreiber für die Kosten des Netzausbaus aufkommen muss (Abs. 2). Im Gegensatz zu den Einspeisetarifen aus [EEG bzw. KWKG werden die dem Netzbetreiber entstehenden Kosten des Netzausbaus nicht bundesweit umgelegt.]

2.2.2 Netzausbaukosten

Nach §13 des EEG werden die Netzkosten, die durch den Anschluss eines Kraftwerks entstehen, zwischen Anlagen- und Netzbetreiber aufgeteilt. Der Anlagenbetreiber trägt die Anschlusskosten, während der Netzbetreiber für die Kosten des Netzausbaus aufkommen muss. Im Gegensatz zu den Einspeisetarifen werden diese Kosten des Netzausbaus nicht bundesweit umgelegt, [...]

Anmerkungen

Verschleiernde Textübernahme; die Quelle wird zwar bei Psc im Text weiter oben auf Seite 217 in Fn. 803 genannt, jedoch im gesamten nachfolgenden Textabschnitt ("bb] Netzausbaukosten") fehlt ein Hinweis auf weitere Textübernahme.

Sichter
fret

[20.] Psc/Fragment 218 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:33:34 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 218, Zeilen: 1-4
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 64, Zeilen: 1-3
[Im Gegensatz zu den Einspeisetarifen aus] EEG bzw. KWKG werden die dem Netzbetreiber entstehenden Kosten des Netzausbaus nicht bundesweit umgelegt. Stattdessen legt § 13 Abs. 2 Satz 3 EEG fest, dass der Netzbetreiber die auf ihn entfallenden Kosten des Netzausbaus bei der Ermittlung des Netznutzungsentgelts in Ansatz bringen kann. [Im Gegensatz zu den Einspeisetarifen werden diese Kosten des Netz-]ausbaus nicht bundesweit umgelegt, sondern §13 EEG legt fest, dass der Netzbetreiber die auf ihn entfallenden Kosten des Netzausbau bei der Ermittlung des Netznutzungsentgelts in Ansatz bringen kann.
Anmerkungen

Fortsetzung des Fragments der vorigen Seite.

Sichter
fret

[21.] Psc/Fragment 218 31 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:26:00 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68, Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 218, Zeilen: 31-32
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 64, Zeilen: 5-8
Solange die Netznutzungsentgelte im Rahmen einer klassischen Kostenregulierung festgelegt werden, haben die Netzbetreiber prinzipiell einen Anreiz, [ihre Kostenbasis (regulatory asset base) zu erweitern und damit auch im Wege der an den Vollkosten orientierten und verrechneten Netznutzungsentgelte die Gewinnsituation zu verbessern.] Solange die Netznutzungsentgelte im Rahmen einer klassischen Rentabilitätsregulierung festgelegt werden, haben die Netzbetreiber prinzipiell einen Anreiz, ihre Kostenbasis (regulatory asset base) zu erweitern und damit auch die Gewinnmöglichkeiten zu erhöhen (s. dazu Abschnitt 2.3.1).
Anmerkungen

Der Anfang des Fragments, die Übernahme geht auf der folgenden Seite weiter; auch dort kein Verweis auf die Quelle.

Sichter
fret

[22.] Psc/Fragment 219 03 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:27:20 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68, Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 219, Zeilen: 01-10
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 64, Zeilen: 4-13
[Solange die Netznutzungsentgelte im Rahmen einer klassischen Kostenregulierung festgelegt werden, haben die Netzbetreiber prinzipiell einen Anreiz,] ihre Kostenbasis (regulatory asset base) zu erweitern und damit auch im Wege der an den Vollkosten orientierten und verrechneten Netznutzungsentgelte die Gewinnsituation zu verbessern. Auch ein durch zusätzliche EEG-Kraftwerke induzierter Netzausbau wäre unter diesen Rahmenbedingungen prinzipiell im Interesse der Netzbetreiber. Das gilt allerdings nur so lange, wie die Netzbetreiber keinem undifferenzierten Druck zur Senkung der spezifischen Kosten und damit der verrechneten Entgelte unterliegen und die Kosten des EEG-bedingten Netzausbaus beim Benchmarking der Netzbetreiber berücksichtigt werden können. Sind diese Bedingungen nicht erfüllt, entstehen für den Netzbetreiber eher Anreize gegen den Anschluss zusätzlicher Anlagen814.

814 Die gegenwärtige Praxis wird unter Kapitel 4:A.II.1.c)cc) erörtert.

Solange die Netznutzungsentgelte im Rahmen einer klassischen Rentabilitätsregulierung festgelegt werden, haben die Netzbetreiber prinzipiell einen Anreiz, ihre Kostenbasis (regulatory asset base) zu erweitern und damit auch die Gewinnmöglichkeiten zu erhöhen (s. dazu Abschnitt 2.3.1). Auch ein durch zusätzliche EEG-Kraftwerke induzierter Netzausbau wäre damit prinzipiell im Interesse der Netzbetreiber.

Das gilt allerdings nur so lange, wie die Netzbetreiber keinem allgemeinen Entgeltsenkungsdruck unterliegen und die Kosten des EEG-bedingten Netzausbaus beim Benchmarking der Netzbetreiber berücksichtigt werden können. Sind diese Bedingungen nicht erfüllt, entstehen für den Netzbetreiber Anreize gegen zusätzliche Anlagen. Die bisherige Situation in Deutschland ohne klare Regulierungsvorgaben, mit einem Vergleichsmarktkonzept und der allgemeinen Wahrnehmung, dass die Netzkosten zu hoch seien, hat für die Netzbetreiber eher Anreize gegen zusätzliche Netzausbaukosten durch Anlagen Dritter geschaffen (s. dazu auch Abschnitt 2.3.2).

Anmerkungen

Wie auch in den Textabschnitten davor und danach: Verschleiernde Textübernahmen ohne Ausweisung der Quelle. Vgl. die anderen Fragmente.

Sichter
fret

[23.] Psc/Fragment 219 11 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:27:22 PlagProf:-)
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 219, Zeilen: 11-17
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 64, Zeilen: 18-23
cc) Profilwälzung

Nach § 9 KWKG wird der KWK-Zuschlag (§ 4 Abs. 3 Satz 1 KWKG) von den aufnehmenden Netzbetreibern an die Übertragungsnetzbetreiber weitergegeben, bundesweit ausgeglichen (§ 9 Abs. 3 Satz 3 KWKG) und über die Netzbetreiber wieder zurückgewälzt (§ 9 Abs. 4 KWKG). Durch diesen Mechanismus erhöht sich für alle Netzbetreiber der Aufschlag auf die Netznutzungsentgelte unabhängig davon, ob sie KWK-Anlagen an ihr Netz anschließen oder nicht815.


815 Gesetzesbegründung BT-Drcks. 14/7024, Einzelbegründung zu § 9. Zur vertikalen Ausgleichssystematik allgemein vgl. Salje, KWKG 2002, § 9 Rn. 87 ff.

2.2.3 Profilwälzung

Nach KWK-G wird der KWK-Bonus von den aufnehmenden Netzbetreibern an die Übertragungsnetzbetreiber weitergegeben, bundesweit ausgeglichen und über die Netzbetreiber wieder zurückgewälzt. Durch diesen Mechanismus erhöht sich für alle Netzbetreiber der Aufschlag auf die Netznutzungsentgelte, unabhängig davon ob sie KWK-Anlagen an ihr Netz anschließen oder nicht.

Anmerkungen

Übernahme mit Einfügen der Paragraphen.

Sichter
fret

[24.] Psc/Fragment 219 27 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 00:27:06 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 219, Zeilen: 27-33
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 64, Zeilen: 25-33
Durch das EEG wird die jeweilige Strommenge unabhängig vom Zeitpunkt der Einspeisung in konstanter Höhe vergütet817. Im Rahmen der Wälzung des Stroms vom aufnehmenden Netzbetreiber über die Übertragungsnetzbetreiber zu den Stromversorgern muss der eingespeiste Strom jedoch wie »gewöhnlicher« Strom in Lastprofilen mit Viertelstunden-Leistungswerten definiert werden818. Dies hat zu der Frage geführt, in welcher Form, d. h. mit welchem Lastprofil, der eingespeiste Strom gewälzt werden soll und wer für eine Umformung der meist [stochastischen Einspeisung der EEG-Kraftwerke in ein standardisiertes Band verantwortlich ist?]

817 Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, § 5 Rn. 4.
818 Zander/Nailis, Wälzungsmechanismus des EEG, 19.

Durch das EEG wird die eingespeiste elektrische Arbeit unabhängig vom Zeitpunkt der Einspeisung in konstanter Höhe vergütet. Im Rahmen der Wälzung des Strom vom aufnehmenden Netzbetreiber über die Übertragungsnetzbetreiber zu den Stromversorgern muss der eingespeiste Strom jedoch wie „gewöhnlicher“ Strom in Lastprofilen mit Viertelstunden-Leistungswerten definiert werden. Dies hat zu der Frage geführt, in welcher Form, d.h. mit welchem Lastprofil, der eingespeiste Strom gewälzt werden soll und wer für eine Umformung der meist stochastischen Einspeisung der EEG-Kraftwerke in ein standardisiertes Band verantwortlich ist.
Anmerkungen

Fast wortwörtliche Übernahme. Fußnoten mit Referenzen ergänzt.

Sichter
KayH

[25.] Psc/Fragment 220 03 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:30:20 PlagProf:-)
BauernOpfer, Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop

Typus
BauernOpfer
Bearbeiter
Liberalix68
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 220, Zeilen: 03-24
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 64; 65, Zeilen: 33-41; 01-10
Die Übertragungsnetzbetreiber waren zunächst der Auffassung, dass der EEG-Strom

aus nicht registrierend gemessener Einspeisung bereits von den aufnehmenden Verteilnetzbetreibern in ein Lastband umgewandelt werden sollte (sog. »Veredelung«)819. Der VNB sollte also dafür verantwortlich sein, die Abweichungen zwischen der tatsächlichen Einspeisung der EEG-Anlagen und dem definierten Lastband auszugleichen. Inwieweit die dadurch entstehenden Kosten an den ÜNB weitergegeben werden können, war umstritten und die Verteilnetzbetreiber waren dadurch dem Risiko zusätzlicher Kosten ausgesetzt.
Die EEG-Novelle von 2004 hat die Stromwälzung dahingehend geändert, dass die Übertragungsnetzbetreiber den EEG-Strom an die Endkundenversorger mit einem Profil weitergeben müssen, das gem. § 14 Abs. 3 i. V. m. §§ 4, 5 EEG der tatsächlichen Einspeisung aus erneuerbaren Energien entspricht. Hintergrund ist, dass die Einspeisung von regenerativ erzeugtem Strom vorwiegend zu Hochtarifzeiten erfolgt820. Die Praxis der Bandlieferung hatte dazu geführt, dass bei den Endkundenversorgern bei niedriger Last billiger Grundlaststrom verdrängt und umgekehrt in Zeiten hoher Nachfrage teurer Spitzenlaststrom nicht im möglichen Umfang durch EEG-Strom ersetzt wurde821. Die Ermöglichung einer Profilwälzung der Verteilnetzbetreiber führt nunmehr zu einer Verringerung der Mitnahmeeffekte, die sonst bei Übertragungsnetzbetreibern entstehen822. Die Verteilnetzbetreiber sind nach aktueller Rechtslage demnach eventueller Veredelungsaufgaben enthoben und haben folglich in dieser Hinsicht keine zusätzlichen Kosten für die EEG-Einspeisung zu tragen.


819 Leprich et al., Dezentrale Energiesysteme, 64.
820 Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, § 14 Rn. 37.
821 Dies., a. a. O.
822 Oschmann/Müller, ZNER 2004, 24, 28.

[S. 64]

Die Übertragungsnetzbetreiber waren zunächst der Auffassung, dass der EEG-Strom aus nicht registrierend gemessener Einspeisung bereits von den aufnehmenden Verteilnetzbetreibern in ein Band umgewandelt werden sollte. Der VNB sollte also dafür verantwortlich sein, die Abweichungen zwischen der tatsächlichen Einspeisung der EEG-Anlagen und dem definierten Lastband auszugleichen. Inwieweit die dadurch entstehenden Kosten an den ÜNB weitergegeben werden können, war umstritten und die Verteilnetzbetreiber waren dadurch dem Risiko zusätzlicher Kosten ausgesetzt. Die EEG-Novelle von 2004 hat die Stromwälzung dahingehend geändert, dass die Übertragungsnetzbetreiber den EEG-Strom an die Endkundenversorger mit einem Profil

[S. 65]
weitergeben müssen, dass der tatsächlichen Einspeisung aus erneuerbaren Energien entspricht (§ 14). Hintergrund ist, dass EEG-Strom hauptsächlich zu Hochtarifzeiten eingespeist wird. Die Praxis der Bandlieferung hat dazu geführt, dass bei den Endkundenversorgern bei niedriger Last billiger Grundlaststrom verdrängt wird und umgekehrt in Zeiten hoher Nachfrage teurer Spitzenlaststrom nicht im möglichen Umfang durch EEG-Strom ersetzt wird. Durch die Wälzung der tatsächlich eingespeisten Profile sollen Mitnahmeeffekte bei den Übertragungsnetzbetreibern reduziert werden. Die Verteilnetzbetreiber sind eventueller Veredelungsaufgaben enthoben und haben folglich keine zusätzlichen Kosten zu tragen.

Anmerkungen

Textübernahmen von der Quelle: es wird in Fußnote 819 zwar zunächst auf die Quelle hingewiesen, danach aber weiter - verschleiernd - Text aus der Quelle entnommen - ohne weiteren Verweis auf die Quelle.

Sichter
fret

[26.] Psc/Fragment 222 10 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:18:58 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68, Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 222, Zeilen: 10-34
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 70, Zeilen: 8-36
c) Anreize durch das Festlegungsverfahren für Netznutzungsentgelte

aa) Anreize im Rahmen der Strompreisaufsicht der Bundesländer

Bis zur Verabschiedung der ersten Verbändevereinbarung am 22.05.1998 wurden Netznutzungsentgelte nicht explizit kalkuliert, sondern waren Bestandteil der Stromtarife, die von den Aufsichtsbehörden der Länder kontrolliert und genehmigt wurden. Grundlage der Strompreisaufsicht war der sog. K-Bogen, der vom Bund-Länder-Ausschuss »Energiepreise« entwickelt wurde und die Basis für die Prüfung der Kosten- und Erlöslage bildete. Er orientierte sich an den »Leitsätzen für die Preisermittlung aufgrund von Selbstkosten (LSP)«, die für die Preisbildung bei öffentlichen Aufträgen aufgestellt wurden. Der K-Bogen diente der Ermittlung des sog. betriebsnotwendigen Kapitals und zwang die damaligen integrierten EVU, regelmäßig sämtliche im Rahmen der Strompreisaufsicht zu berücksichtigenden Kosten und Erlöse zu dokumentieren. Darüber hinaus prüfte die Preisbehörde, ob die geltend gemachten Betriebskosten überhaupt oder in dem beantragten Umfang für eine elektrizitätswirtschaftlich rationelle Betriebsführung notwendig waren. Im Kern handelte es sich bei dieser Art der Regulierung um eine klassische Rentabilitätsregulierung nach der (vereinfachten) Formel:

Betriebskosten + (betriebsnotw. Vermögen - kum. Abschreibungen) x Verzinsung

Tarife = ----------------------------------

prognostizierter Mengenabsatz bzw. prognostizierte Jahreshöchstleistung

Hinzu kamen zwei Besonderheiten. Zum einen fanden diese Tarife nur auf die Tarifabnehmer (Haushaltskunden und Kleingewerbe) Anwendung, nicht jedoch auf Sondervertragskunden. Der maximal zulässige Erlös aus letzterer Kundengruppe wurde als Residualgröße mit Hilfe einer Kostenträgerrechnung festgelegt, d. h. als Differenz zwischen dem maximal zulässigen Gesamterlös und dem prognostizierten [Erlös aus den Tarifabnehmern.]

2.4 Anreize durch das bisherige Festlegungsverfahren für Netznutzungsentgelte

2.4.1 Anreize im Rahmen der Strompreisaufsicht der Bundesländer:

Bis zur Verabschiedung der ersten Verbändevereinbarung am 22. Mai 1998 wurden Netznutzungsentgelte nicht explizit kalkuliert, sondern waren Bestandteil der Stromtarife, die von den Strompreisaufsichten der Länder kontrolliert und genehmigt wurden.
Grundlage der Strompreisaufsicht war der so genannte „K-Bogen“, der vom Bund-Länder-Ausschuss „Energiepreise“ entwickelt wurde und die Basis für die Prüfung der Kosten- und Erlöslage bildete. Er orientierte sich an den „Leitsätzen für die Preisermittlung aufgrund von Selbstkosten (LSP)“, die für die Preisbildung bei öffentlichen Aufträgen aufgestellt wurden. Der K-Bogen diente der Ermittlung des so genannten betriebsnotwendigen Kapitals und zwang die damaligen integrierten Energieversorgungsunternehmen, regelmäßig sämtliche im Rahmen der Strompreisaufsicht zu berücksichtigenden Kosten und Erlöse zu dokumentieren.
Darüber hinaus prüfte die Preisbehörde, ob die geltend gemachten Betriebskosten überhaupt oder in dem beantragten Umfang für eine elektrizitätswirtschaftlich rationelle Betriebsführung notwendig waren.
Im Kern handelt es sich bei dieser Art der Regulierung um eine klassische Rentabilitätsregulierung (RR) nach der (vereinfachten) Formel:

Tarife = [Betriebskosten + (betriebsnotwendiges Vermögen - kumulierte Abschreibungen) * Verzinsung] / prognostizierter Mengenabsatz bzw. prognostizierte Jahreshöchstleistung

Hinzu kamen folgende Besonderheiten:
• Diese Tarife fanden nur auf die Tarifabnehmer (Haushaltskunden, Kleingewerbe und Landschaft) Anwendung, nicht jedoch auf die Sondervertragskunden. Der maximal zulässige Erlös aus letzterer Kundengruppe wurde als Residualgröße mit Hilfe einer Kostenträgerrechnung festgelegt, d.h. als Differenz zwischen dem maximal zulässigen Erlös insgesamt minus prognostiziertem Erlös aus der Gruppe der Tarifabnehmer.

Anmerkungen

Verschleiernde Textübernahme. Bei der Formel wurden - verschleiernd - zwei Begriffe abgekürzt. Auf der nächsten Seite geht es weiter. Im gesamten Abschnitt aa), sowie auf der vorangehenden und folgenden Seite findet sich nicht ein einziger Hinweis auf die Quelle.

Sichter
fret

[27.] Psc/Fragment 223 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:30:52 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 223, Zeilen: 1-41
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 70, 71, 72, 73, Zeilen: 38-41, 1-2, 1-35, 1-9
[Der maximal zulässige Erlös aus letzterer Kundengruppe wurde als Residualgröße mit Hilfe einer Kostenträgerrechnung festgelegt, d. h. als Differenz zwischen dem maximal zulässigen Gesamterlös und dem prognostizierten] Erlös aus den Tarifabnehmern. Zum anderen waren die Tarife Höchstpreise und wurden als solche in vielen Fällen von den i. d. R. öffentlichen (Stadtwerke) oder gemischt-wirtschaftlichen EVU (Verbundunternehmen, Regionalversorger) nicht ausgeschöpft.

Diese Praxis der Tariffestlegung war mit vielfältigen Anreizen verbunden, die sich unabhängig von Abweichungen im Einzelfall wie folgt darstellen lassen: Für die integrierten Unternehmen hatten dezentrale Erzeugungsanlagen, die zur Eigenversorgung oder zur Versorgung Dritter dienten und nicht von ihnen selbst betrieben wurden, i. d. R. Erlös- und Gewinneinbußen zur Folge. Es war daher betriebswirtschaftlich rational, die Errichtung dieser Anlagen möglichst zu verhindern oder sie allenfalls im Hinblick auf das politische und gesellschaftliche Umfeld zu dulden. Ferner waren Errichtung und Betrieb eigener Anlagen immer dann attraktiv, wenn sie Verlustenergie kostengünstig bereitstellen konnten oder wenn dadurch die Bezugskonditionen gegenüber dem Vorlieferanten verbessert werden konnten und die Anlage sich ökonomisch rechnete. Häufig waren die Lieferverträge jedoch so gestaltet, dass eine Bezugsminderung zu höheren Durchschnittsentgelten führte und sich daher die eigene Anlage nicht mehr lohnte. Lastmanagementoptionen waren für die Unternehmen interessant im Hinblick auf eine Optimierung der Bezugsstruktur gegenüber dem Vorlieferanten. In Netzplanungen wurden sie aber in der Regel nicht einbezogen. Schließlich dienten Effizienzmaßnahmen beim Kunden vor allem zur Befriedung des Umfeldes und zur Verbesserung des Images. Sie ergaben nur dort ökonomisch Sinn, wo sich die einzelne Maßnahme »in sich selbst« rechnete. Dies lag vor allem daran, dass das Problem der »entgangenen Erlöse« preisaufsichtlich nicht gelöst wurde.

bb) Anreize im Rahmen der freiwilligen Verbändevereinbarungen
Die Verbändevereinbarungen I, II und II plus orientierten sich in ihrem Kalkulationsleitfaden »Kriterien zur Bestimmung von Netznutzungsentgelten für elektrische Energie und über Prinzipien der Netznutzung« im Wesentlichen an den obigen Grundsätzen der K-Bogen-Regulierung, nun allerdings explizit angewendet auf die Netze. Diejenigen Netzbetreiber, die die Verbändevereinbarung anwandten, unterlagen demnach nach wie vor der Rationalität einer Rentabilitätsregulierung. Hinzu kamen jedoch einige Besonderheiten. Zum einen beschränkte sich die Entflechtung von Netz und Vertrieb bei den meisten Netzbetreibem auf eine getrennte Buchhaltung. Zum anderen waren Vergleichsbetrachtungen zwischen Netzentgelten einfacher durchzuführen und darzustellen als Tarifvergleiche und hatten in der Öffentlichkeit zu einer erhöhten Aufmerksamkeit geführt. Dieses Interesse wurde geschürt durch die Benchmarking-Berichte der EU-Kommission und insbesondere durch Äußerungen und Verfahren des BKartA, sodass die unternehmerischen Spielräume faktisch stärker eingegrenzt wurden.
Die Anreize im Rahmen der selbstregulierten Netzentgeltfestlegung bei kritischem Umfeld unterschieden sich dadurch zum Teil erheblich von denen im Rah-[men der Strompreisaufsicht, zum Teil gab es aber auch Übereinstimmungen.]

[S. 70, Z. 32-40]
  • [...] Der maximal zulässige Erlös aus letzterer Kundengruppe wurde als Residualgröße mit Hilfe einer Kostenträgerrechnung festgelegt, d.h. als Differenz zwischen dem maximal zulässigen Erlös insgesamt minus prognostiziertem Erlös aus der Gruppe der Tarifabnehmer.
  • Die Tarife waren Höchstpreise und wurden als solche in vielen Fällen nicht ausgeschöpft, da die in der Regel öffentlichen (Stadtwerke) oder gemischt-wirtschaftlichen EVU (Verbundunternehmen, Regionalversorger) eine negative Öffentlichkeit bei Strompreiserhöhungen scheuten.

[S. 71, Z. 1-2]
Diese Praxis der Tariffestlegung war mit vielfältigen Anreizen verbunden, die sich unabhängig von Abweichungen im Einzelfall wie folgt darstellen lassen:

[S. 72]
Insgesamt lässt sich diese Anreizstruktur für dezentrale Optionen in der Welt der K-Bogen-Regulierung wie folgt zusammenfassen:

  • Für die integrierten Unternehmen bedeutete jede dezentrale Erzeugungsanlage, die zur Eigenversorgung oder zur Versorgung Dritter diente und nicht von ihnen selbst betrieben wurde, in der Regel eine Erlös- und Gewinneinbuße.27 Es war daher betriebswirtschaftlich rational, die Errichtung dieser Anlagen möglichst zu verhindern oder sie allenfalls im Hinblick auf das politische und gesellschaftliche Umfeld zu dulden.
  • Errichtung und Betrieb eigener Anlagen war immer dann attraktiv, wenn sie Verlustenergie kostengünstig bereitstellen konnten oder wenn dadurch die Bezugskonditionen gegenüber dem Vorlieferanten verbessert werden konnten und die Anlage sich ökonomisch rechnete. Häufig waren die Lieferverträge jedoch so gestaltet, dass eine Bezugsminderung zu höheren Durchschnittskonditionen führte und sich daher die eigene Anlage nicht mehr lohnte.
  • Lastmanagementoptionen waren für die Unternehmen interessant im Hinblick auf eine Optimierung der Bezugsstruktur gegenüber dem Vorlieferanten. In Netzplanungen wurden sie in der Regel nicht einbezogen.
  • Effizienzmaßnahmen beim Kunden (Least-Cost Planning) dienten vor allem zur Befriedung des Umfeldes und zur Verbesserung des Images und machten in der Form des Contracting nur dort ökonomisch Sinn, wo sich die einzelne Maßnahme in sich selbst rechnete. Das lag vor allem daran, dass das Problem der „entgangenen Erlöse“ preisaufsichtlich nicht gelöst wurde.

2.4.2 Anreize im Rahmen der freiwilligen Verbändevereinbarungen
Die Verbändevereinbarungen I, II und II+ orientierten sich in ihrem Kalkulationsleitfaden „Kriterien zur Bestimmung von Netznutzungsentgelten für elektrische Energie und über Prinzipien der Netznutzung“ im Wesentlichen an den obigen Grundsätzen der K-Bogen-Regulierung, nun allerdings explizit angewendet auf die Netze.
Diejenigen Netzbetreiber, die die Verbändevereinbarung anwandten, unterlagen demnach nach wie vor der Rationalität einer Rentabilitätsregulierung. Hinzu kamen jedoch auch hier einige Besonderheiten:

  • Eine Trennung zwischen Netz und Vertrieb ist bei den meisten Netzbetreibern bislang nicht über eine getrennte Buchhaltung hinausgekommen. Aber selbst dort, wo die beiden Wertschöpfungsstufen bereits gesellschaftsrechtlich entflochten wurden, führt eine Holding-Konstruktion die Interessen nach wie vor zusammen.

[S. 73, Z. 1-9]

  • Vergleichsbetrachtungen zwischen Netzentgelten sind einfacher durchzuführen und darzustellen als Tarifvergleiche28 und haben in der Öffentlichkeit zu einer erhöhten Aufmerksamkeit geführt. Diese Aufmerksamkeit wurde geschürt durch die Benchmarking-Berichte der Europäischen Kommission und insbesondere durch Äußerungen und Verfahren des Bundeskartellamtes, so dass die Entgelterhöhungsspielräume faktisch stärker eingegrenzt wurden.

Die Anreize im Rahmen der Netzentgeltfestlegung durch Selbstregulierung bei kritischem Umfeld unterschieden sich dadurch zum Teil erheblich von denen im Rahmen der Strompreisaufsicht, zum Teil gab es aber auch Übereinstimmungen:


27 Dies galt nur dann nicht, wenn die fremde Anlage die Bezugsstruktur gegenüber dem Vorlieferanten verbessern half.

Anmerkungen

Übernahme beginnt auf voriger Seite und wird nächste Seite fortgesetzt.

Sichter
fret

[28.] Psc/Fragment 224 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-07 21:11:24 WiseWoman
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Sotho Tal Ker, WiseWoman
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 224, Zeilen: 1-16
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 73, 74, Zeilen: 7-9, 1-19
[Die Anreize im Rahmen der selbstregulierten Netzentgeltfestlegung bei kritischem Umfeld unterschieden sich dadurch zum Teil erheblich von denen im Rah-]men der Strompreisaufsicht, zum Teil gab es aber auch Übereinstimmungen. So galt für dezentrale Erzeugungsanlagen, die zur Eigenversorgung oder zur Versorgung Dritter dienten, nach wie vor die gleiche Rationalität wie bei der K-Bogen-Regulierung. Anlagen, die ins Netz einspeisten (EEG-Anlagen, z. T. KWK-Anlagen), wurden politisch gefördert und konnten nicht verhindert werden. Gleichwohl gab es keinen ökonomischen Anreiz, sie aktiv zu unterstützen, da sie letztendlich mehr Kosten verursachten als sie an Zusatzeinnahmen generierten.

Lastmanagementoptionen waren für die Vertriebsabteilungen oder -gesellschaften allerdings weniger interessant geworden, da im Zuge der Liberalisierung die Leistungspreise stark gefallen waren. Das Interesse der Netzabteilungen oder -gesellschaften an diesen Optionen nahm dadurch bedingt ebenfalls ab, zumal der Zustand des Verteilnetzes in Deutschland ohnehin exzellent ist und es nur selten zu Engpässen kommt828. Effizienzmaßnahmen beim Kunden standen schließlich der Rationalität der Vertriebsabteilungen oder -gesellschaften ebenfalls diametral entgegen, und für die Netzabteilungen oder -gesellschaften waren diese Optionen noch weiter entlegen als reine Lastmanagementoptionen.


828 Nach Angaben des Verbandes der Elektrizitätswirtschaft (VDEW) nimmt Deutschland auf dem Gebiet der Versorgungssicherheit eine Spitzenstellung in Europa ein. So hätten die deutschen Stromkunden im Jahr 2006 nur durchschnittlich 19 Minuten auf die Stromversorgung verzichten müssen. Diese geringe »Stromausfallzeit« entspreche einer Versorgungszuverlässigkeit der Energienetze von 99,996 %. Vgl. hierzu auch Monopolkommission, 49. Sondergutachten, 134.

[S. 73]

Die Anreize im Rahmen der Netzentgeltfestlegung durch Selbstregulierung bei kritischem Umfeld unterschieden sich dadurch zum Teil erheblich von denen im Rahmen der Strompreisaufsicht, zum Teil gab es aber auch Übereinstimmungen:

[S. 74]

  • Für dezentrale Erzeugungsanlagen, die zur Eigenversorgung oder zur Versorgung Dritter dienten, galt nach wie vor die gleiche Rationalität wie bei der K-Bogen-Regulierung.
  • Anlagen, die ins Netz einspeisten (EEG-Anlagen, z.T. KWK-Anlagen), wurden politisch gefördert und konnten nicht verhindert werden. Gleichwohl gab es keinen Anreiz, sie zu unterstützen, da sie letztendlich mehr Kosten verursachten als sie an Zusatzeinnahmen generierten (siehe Kapitel 2.2).
  • Errichtung und Betrieb eigener dezentraler Anlagen kam für die zu entflechtenden Netzbetreiber ohnehin nicht mehr in Frage.
  • Lastmanagementoptionen waren für die Vertriebsabteilungen oder -gesellschaften weniger interessant geworden, da im Zuge der Liberalisierung die Leistungspreise stark gefallen waren. Das Interesse der Netzabteilungen oder –gesellschaften an diesen Optionen nahm dadurch bedingt ebenfalls ab, zumal der Zustand des Verteilnetzes in Deutschland ohnehin exzellent ist und es nur selten zu Engpässen kommt.
  • Effizienzmaßnahmen beim Kunden standen der Rationalität der Vertriebsabteilungen oder –gesellschaften diametral entgegen, und für die Netzabteilungen oder –gesellschaften waren diese Optionen noch weiter entlegen als reine Lastmanagementoptionen.
Anmerkungen

Eine Fußnote mit Quelle ist nicht vorhanden.

Sichter
fret

[29.] Psc/Fragment 231 14 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 12:25:29 KayH
Fragment, Gesichtet, KomplettPlagiat, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop

Typus
KomplettPlagiat
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 231, Zeilen: 14-22
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 101,102, Zeilen: 34-38, 1-3
Der Effizienzvergleich zwischen Netzbetreibern, wie er in den §§ 21 Abs. 3 EnWG vorgesehen und in den §§ 22-24 StromNEV geregelt ist, hat zum Ziel, ineffiziente Netzbetreiber zu ermitteln und ihre Netznutzungsentgelte nach unten anzupassen. Ineffizienz wird dabei vermutet, wenn die Entgelte, Erlöse oder Kosten einzelner Betreiber von Energieversorgungsnetzen für das Netz insgesamt oder für einzelne Netz- oder Umspannebenen die durchschnittlichen Entgelte, Erlöse oder Kosten vergleichbarer Betreiber von Energieversorgungsnetzen überschreiten (§ 21 Abs. 4 EnWG). Der künftige Effizienzvergleich zwischen Netzbetreibern, wie er in den §§ 21 Abs. 3 und 21a Abs. 5 EnWG vorgesehen und in den §§ 22-24 Strom-NEV geregelt ist, hat zum Ziel, ineffiziente Netzbetreiber zu ermitteln und ihre Netznutzungsentgelte nach unten anzupassen. Ineffizienz wird vermutet, wenn die Entgelte, Erlöse oder Kosten einzelner Betreiber von Energieversorgungsnetzen für das Netz insgesamt oder für einzelne Netz- oder Umspannebenen die durchschnittlichen Entgelte, Erlöse oder Kosten vergleichbarer Betreiber von Energieversorgungsnetzen überschreiten (§21 Abs. 4 EnWG).
Anmerkungen

Die weitgehend wörtliche Wiedergabe ist nicht kenntlich gemacht. Als Komplettplagiat gewertet, da nur einzelne Wörter verändert wurden.

Sichter
vanboven

[30.] Psc/Fragment 268 19 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 13:32:42 Guckar
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 268, Zeilen: 19-26
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 97, Zeilen: 13-23
Ausgangspunkt für eine innovationsrechtliche Bewertung ist die Feststellung, dass eine zielführende Ausgestaltung die Neutralisierung von negativen Anreizen für den Netzbetreiber zur Erschließung und systematischen Einbeziehung dezentraler Optionen in seinem Netzgebiet ist. Konkret geht es darum, seine finanzielle Situation zumindest nicht zu verschlechtern, unabhängig davon, wie viele volkswirtschaftlich sinnvolle dezentrale Anlagen er in seinem Netzgebiet anschließt, wie viele dezentrale Anlagen in sein Netz einspeisen, wie viel zusätzliche Eigenerzeugung errichtet wird und wie effizient die Endkunden künftig mit Strom umgehen. Ausgangspunkt für die zielführende Ausgestaltung der Netzentgeltregulierung zur Unterstützung aktiver Netzbetreiber ist die Neutralisierung von negativen Anreizen für den Netzbetreiber gegenüber der Erschließung und systematischen Einbeziehung dezentraler Optionen in seinem Netzgebiet. Konkret geht es darum, seine finanzielle Situation zumindest nicht zu verschlechtern,
  • egal wie viele volkswirtschaftlich sinnvolle dezentrale Anlagen er in seinem Netzgebiet anschließt
  • egal wie viele volkswirtschaftlich sinnvolle dezentrale Anlagen in sein Netz einspeisen
  • egal wie viel zusätzliche Eigenerzeugung errichtet wird
  • egal wie effizient die Endkunden künftig mit Strom umgehen.
Anmerkungen

Quelle bleibt unerwähnt.

Sichter
vanboven

[31.] Psc/Fragment 270 11 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 20:26:06 Hindemith
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
SleepyHollow02, fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 270, Zeilen: 11-25
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 101, Zeilen: 11-24
bb) Investitionsbudgets

Von entscheidender Bedeutung für die Chancen dezentraler Einspeiseoptionen ist auch die Frage, nach welchen Kriterien der Regulierer über den Umfang entscheidet, in welchem Investitionskosten für die Netze in das Betriebsvermögen (die nicht beeinflussbaren Kostenanteile) eingestellt werden können. Wird lediglich geprüft, ob die Netzinvestition tatsächlich durchgeführt wurde, die Kosten tatsächlich entstanden sind und die Preise marktgerecht waren, entfallt für den Netzbetreiber der Anreiz, Alternativen dazu umfänglich durchzukalkulieren. Ein solcher Anreiz entstünde erst, wenn der Netzbetreiber verpflichtet würde, die Alternativen - z. B. dezentrale Erzeugungsanlagen statt Erhöhung der Netzanschlusskapazität - ebenfalls zu untersuchen und in dem Falle, dass die Alternativen zu geringeren Gesamtkosten führen, nur Kosten bis zu dieser Höhe anerkannt würden. Diese Art der Abwägung (sog. »Levelling the Playing Field«) wäre dann Teil eines umfassenderen Portfolio- und Risikomanagements des Netzbetreibers. Ein Ansatz hierfür ist in § 14 Abs. 2 EnWG zwar vorgesehen, jedoch aufgrund der rechtstechnisch schwachen Ausgestaltung nicht gegenwärtig praktizierbar.

Von entscheidender Wichtigkeit für die Chancen dezentraler Optionen ist hier die Frage, nach welchen Kriterien der Regulator darüber entscheidet, in welchem Umfang Investitionskosten für die Netze in das Betriebsvermögen eingestellt werden können.

Wird lediglich geprüft, ob die Netzinvestition tatsächlich durchgeführt wurde, die Kosten tatsächlich entstanden sind und die Preise marktgerecht waren, entfällt für den Netzbetreiber der Anreiz, über Alternativen dazu ernsthaft nachzudenken.

Ein solcher Anreiz entstünde erst, wenn der Netzbetreiber dazu verpflichtet würde, die Alternativen - z.B. dezentrale Erzeugungsanlagen statt Erhöhung der Netzanschlusskapazität - ebenfalls durchzukalkulieren und in dem Falle, dass die Alternativen zu geringeren Gesamtkosten führen, nur Kosten bis zu dieser Höhe anerkannt würden. Diese Art der Abwägung - im angelsächsischen häufig Level Playing Field genannt - wäre dann Teil eines umfassenderen Portfolio- und Risikomanagements des Netzbetreibers und ist in § 14 Abs. 2 EnWG ausdrücklich vorgesehen. Wie bereits erwähnt bedarf diese Vorschrift aber noch einer Detaillierung in einer entsprechenden Rechtsverordnung.

Anmerkungen

Ein Verweis auf die Quelle fehlt.

Sichter
Hindemith

[32.] Psc/Fragment 273 25 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 13:34:19 Guckar
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 273, Zeilen: 25-30
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 104,105, Zeilen: 34-36, 1-2
So kann der Gewinn des VNB als Differenz von Erlös und Kosten dadurch gesteigert werden, dass dem gedeckelten Erlös geringe Kosten gegenüber stehen. Da die Erlösobergrenze sich als Produkt von prognostizierten Kosten und prognostizierter Menge errechnet, führt ein Unterschreiten der Mengenprognose zu einem für den VNB suboptimalen Ergebnis, es sei denn, er ist in der Lage, die Entgelte entsprechend an[zuheben.] Der Gewinn des Netzbetreibers als Differenz von Erlös und Kosten ist dann besonders hoch, wenn dem gedeckelten Erlös geringe Kosten gegenüber stehen. Da die Erlösobergrenze sich als Produkt von prognostizierten Kosten und prognostizierter Menge errechnet, führt ein Unterschreiten der Mengenprognose zu einem für den Netzbetreiber suboptimalen Ergebnis.
Anmerkungen

Quellenangabe fehlt.

Sichter
vanboven

[33.] Psc/Fragment 278 08 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 13:37:30 Guckar
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 278, Zeilen: 08-23
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 102, Zeilen: 23-34
An dieser Stelle wäre es wichtig, neben den benannten Qualitätskennziffern auch solche mit einzubeziehen, die etwas über die dezentrale Effizienz der einbezogenen dezentralen Optionen aussagen sowie umfassendere Servicestandards zur Unterstützung dezentraler Einspeisungen mit dem Ziel, Informationsdefizite und Marktzutrittshemmnisse abzubauen sowie Investitions- und Transaktionskosten für die Anlagenbetreiber zu senken. Mögliche Kennziffern wären hier bspw.:
  • Der Anteil der dezentralen Optionen an der Deckung der Netzhöchstlasten(Einspeiser)
  • Der Anteil der Netzreservekapazitäten im Verhältnis zu den Netzhöchstlasten (Einspeiser und Eigenerzeuger)
  • Die Entwicklung der Vollbenutzungsstunden der Netzentnahmen (Eigenerzeuger und Nachfrageseite)

Je nach Gewichtung dieser Kennziffern würden Zu- oder Abschläge auf die Erlösobergrenze eines Netzbetreibers um einen bestimmten Prozentsatz vorgenommen werden können.

An dieser Stelle wäre es wichtig, ne-ben den üblichen Qualitätskennziffern auch solche mit einzubeziehen, die etwas über die dezentrale Effizienz der einbezogenen dezentralen Optionen aussagen. Mögliche Kennziffern wären hier.

- Anteil der dezentralen Optionen an der Deckung der Netzhöchstlasten (Einspeiser) - Anteil der Netzreservekapazitäten im Verhältnis zu den Netzhöchstlasten (Einspeiser und Eigenerzeuger) - Entwicklung der Vollbenutzungsstunden der Netzentnahmen (Eigener-zeuger und Nachfrageseite) Je nach Gewichtung dieser oder anderer Kennziffern würde eine Abweichung der Netz-nutzungsentgelte um einen bestimmten Prozentsatz nach oben toleriert.

Anmerkungen

Eine Quellenangabe unterbleibt; der Passus wird als eigene Transferleistung dargestellt ("Mögliche Kennziffern wären z.B."), weitgehende wörtliche Übereinstimmung.

Sichter
vanboven

[34.] Psc/Fragment 290 03 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 13:39:52 Guckar
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 290, Zeilen: 03-13
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 9, 92, Zeilen: 16-18.26-29, 13-18
Mit zunehmendem Anteil an der Gesamtproduktion müssen dezentrale Erzeugungsanlagen zu einem natürlichen Bestandteil des Stromsystems und daher in die Netze und Märkte integriert werden. Für die Netzbetreiber erfordert dies einen Paradigmenwechsel dahingehend, dass das Verteilnetz und die daran angeschlossenen Erzeugungsanlagen nicht mehr als passiver, nicht steuerbarer Anhang gesehen werden, sondern aktiv in das Management der Netze einbezogen werden (sog. aktiver Netzbetreiber). Inwieweit die VNB bereit sind, diese Aufgabenstellung zu übernehmen, hängt fundamental von den gesetzlichen Rahmenbedingungen ab, die ihnen ein bestimmtes Handeln vorschreiben, die notwendigen Erlöse zur Finanzierung der Aktivitäten absichern und ihnen soweit notwendig, Steuerungsmöglichkeiten gegenüber

Dritten (z. B. Anlagenbetreibern) geben.

[Seite 9]

Mit zunehmendem Anteil kann dezentrale Erzeugung nicht mehr in einer Nische betrieben werden. Vielmehr müssen die Anlagen zu einem natürlichen Bestandteil des Stromsystems und daher in die Netze und Märkte integriert werden.

[...]

Auf Seite der Netzbetreiber bedeutet dieser Para-digmenwechsel, dass das Verteilnetz und die daran angeschlossenen Erzeugungsanlagen nicht mehr als passiver, nicht steuerbarer Anhang gesehen werden, sondern aktiv in das Management der Netze einbezogen werden.

[Seite 92]

Wie die Beispiele in Kapitel 2.3 und das Spektrum der Aufgabenfelder in Kapitel 3.1 bereits aufgezeigt haben, hängen die gewünschten Aktivitäten des aktiven Netzbetreibers fundamental von denjenigen gesetzlichen Rahmenbedingungen ab, die a) ein be-stimmtes Handeln vorschreiben, b) die notwendigen Erlöse zur Finanzierung der Aktivitäten absichern und c) den Netzbetreibern soweit notwendig Steuerungsmöglichkeiten gegenüber Dritten (Anlagenbetreibern) geben.

Anmerkungen

Hinweis auf die Quelle unterbleibt.

Sichter
vanboven

[35.] Psc/Fragment 293 04 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:22:42 PlagProf:-)
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 293, Zeilen: 04-27
Quelle: Leprich_et al._2005
Seite(n): 94, Zeilen: 01-27
(1) Anreize zur Effizienzsteigerung im Hinblick auf die beeinflussbaren Kosten

Wie in Kapitel 4:A.II.l.c) beschrieben, gaben die bisherigen Verfahren zur Festlegung der Netznutzungsentgelte nur unzureichende Anreize zur Effizienzsteigerung und damit verbunden zur Kosteneinsparung bei den Netzbetreibern. Ziel der nunmehr eingeführten Anreizregulierung ist es daher, vorhandene Rationalisierungspotentiale zu erschließen und dadurch Kostensenkungen zu erreichen. Um dies auf sachgerechtem Wege zu realisieren, werden im Verteilnetzbereich als Kostenkomponenten laufende Betriebskosten, Abschreibungen und Kapitalkosten, Kosten vorgelagerter Netze sowie staatlich auferlegte Kosten unterschieden. Kurzfristig beeinflussbar sind hiervon lediglich die laufenden Betriebskosten, mittel- und langfristig beeinflussbar sind die Investitionen und damit verbunden die Abschreibungen und Kapitalkosten. Keinen Einfluss haben die Netzbetreiber auf die Kosten der vorgelagerten Netze und auf die staatlich auferlegten Kosten, sodass diese beiden Kostenblöcke nicht von einer Anreizregulierung adressiert werden können. Eine Effizienzsteigerung beim Investitionsverhalten kann insbesondere bei den Aspekten der Vermeidung unnötiger Investitionen, der Kostengünstigkeit durchgeführter Investitionen (Komponenten, Finanzierung, Synergien, etc.) und schließlich einer Qualitätssteigerung bei gleichen Kosten erreicht werden. Im Hinblick darauf, dass die Netzbetreiber dazu beitragen können, dass volkswirtschaftlich sinnvolle dezentrale Optionen systematisch erschlossen werden, ist es notwendig, dass die zukünftige Netzentgeltfestlegung dem Grundsatz nach Aspekte der Kostenorientierung beibehält und diejenigen Ausgaben, die kurzfristig bei dieser Systemoptimierung im Netzgebiet anfallen vorbehaltlich ihrer Kosteneffizienz anerkennt bzw. durch das Setzen von Anreizen die entsprechend handelnde Netzbetreiber belohnt.

zu 1. Anreize zur Effizienzsteigerung im Hinblick auf die beeinflussbaren Kosten

Die bisherigen Verfahren zur Festlegung der Netznutzungsentgelte gaben nur unzureichende Anreize zur Effizienzsteigerung und damit verbunden zur Kosteneinsparung bei den Netzbetreibern (s. dazu Kapitel 2.4). Ziel jeglicher Art von „Anreizregulierung“ ist es daher, vorhandene Rationalisierungspotenziale zu erschließen und dadurch Kostensenkungen zu erreichen.

Im Verteilnetzbereich sind hier folgenden vier Kostenkomponenten zu unterscheiden:

  • laufende) Betriebskosten
  • Abschreibungen und Kapitalkosten
  • Kosten vorgelagerter Netze
  • staatlich auferlegte Kosten

Kurzfristig beeinflussbar sind lediglich die laufenden Betriebskosten, mittel- und langfristig beeinflussbar sind die Investitionen und damit verbunden die Abschreibungen und Kapitalkosten. Keinen Einfluss haben die Netzbetreiber auf die Kosten der vorgelagerten Netze und auf die staatlich auferlegten Kosten, so dass diese beiden Kostenblöcke nicht von einer Anreizregulierung adressiert werden können.

Eine Effizienzsteigerung beim Investitionsverhalten beinhaltet folgende Aspekte:

  • Vermeidung „unnötiger“ Investitionen
  • Kostengünstigkeit der durchgeführten Investitionen (Komponenten, Finanzierung, Synergien, ...)
  • Qualitätssteigerung bei gleichen Kosten

Im Hinblick darauf, dass die Netzbetreiber dazu beitragen können, dass volkswirtschaftlich sinnvolle dezentrale Optionen systematisch erschlossen werden, ist es notwendig, dass die Netzentgeltfestlegung an der Kostenorientierung festhält und diejenigen Aus-gaben, die kurzfristig bei dieser „Systemoptimierung“ im Netzgebiet anfallen, vorbehaltlich ihrer Kosteneffizienz anerkennt bzw. durch das Setzen von Anreizen die entsprechend handelnden Netzbetreiber belohnt.

Anmerkungen

Bei Psc auf den Seiten 293 - 295 verschleiernde Übernahme aller Gliederungspunkte 1 - 4 einschließlich der Textinhalte von der Quelle Leprich_etal_2005, Seiten 94 - 96. Hierbei erfolgt erst auf S. 295 (FN 1057) ein Verweis auf die Quelle, allerdings selbst dann nicht auf die tatsächlich übernommenen Seiten, sondern S. 110

Sichter
fret

[36.] Psc/Fragment 293 28 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-04-05 01:11:59 Sotho Tal Ker
Fragment, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel, Unfertig, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68
Gesichtet
No.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 293, Zeilen: 28-34; 01-05
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 94; 95, Zeilen: 28-37; 01-07
(2) Anreize zur Aufrechterhaltung der Versorgungsqualität

Ein wesentliches Spannungsfeld der Anreizregulierung liegt zwischen dem Anreiz zur Effizienzsteigerung auf der einen Seite und der Gefahr einer Verschlechterung der Versorgungsqualität auf der anderen Seite. Daher ist die Regulierungsbehörde gezwungen, die Einhaltung eines zu definierenden Mindeststandards an Versorgungsqualität zu kontrollieren und Verstöße zu sanktionieren bzw. Übererfüllungen zu belohnen. International orientiert sich eine solche Qualitätsregulierung an der Überprüfung von Kennziffern wie der mittleren Häufigkeit und Dauervon Versorgungsunterbrechungen pro angeschlossenem Kunden1053. Je stärker die Erlöse der Netzbetreiber durch die Qualitätsregulierung beeinflusst werden, desto stärker kann der Anreiz werden, die Risiken von Versorgungsunterbrechungen durch eine vernetzte dezentrale Bereitstellungsstruktur zu minimieren.


1053 Vgl. Ajodhia/Franken/Keller/Petrov, in: IEWT (Hrsg.), Proceedings der 4. Internationalen Energiewirtschaftstagung.

zu 2. Anreize zur Aufrechterhaltung eines definierten Standards an Versorgungs-qualität

Eines der wesentlichen Spannungsfelder der Netzentgeltregulierung liegt zwischen dem Anreiz zur Effizienzsteigerung auf der einen Seite und der Gefahr einer Verschlechterung der Versorgungsqualität auf der anderen Seite. Daher ist jede Art der Anreizregu-lierung zur Vermeidung dieses unerwünschten Anreizes gezwungen, die Einhaltung eines zu definierenden Standards an Versorgungsqualität zu kontrollieren und Verstöße zu sanktionieren bzw. Übererfüllungen zu belohnen. International orientiert sich eine solche Qualitätsregulierung an der Überprüfung von Kennziffern wie (vgl. Ajodhia et. al., 2005)

Dezentrale Energiesysteme und Aktive Netzbetreiber (DENSAN) Endbericht

• mittlere Häufigkeit von Versorgungsunterbrechungen pro angeschlossenem Kunden

• mittlere Dauer von Versorgungsunterbrechungen pro angeschlossenem Kunden

• mittlere Unterbrechungsdauer eines unterbrochenen Kunden.

Je stärker die Erlöse der Netzbetreiber durch die Qualitätsregulierung beeinflusst werden, desto stärker könnte der Anreiz werden, die Risiken durch eine vernetzte dezentrale Bereitstellungsstruktur zu minimieren.34


34/ Umsetzungsprobleme ergeben sich bei der Betrachtung kleiner Netzbereiche, da hier eine große Streuung der jährlichen Ergebnisse vorliegt und nur langjährige Mittelwerte herangezogen werden können.

Anmerkungen

Stellt das Zwischenstück zw. Psc 203 04 und 204 06 dar, sollte auf diese beiden aufgeteilt werden!(fret)

Sichter

</div>

</div>
[37.] Psc/Fragment 294 06 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 07:53:01 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 294, Zeilen: 6-15
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 95, Zeilen: 8-19
(3) Anreize zur Steigerung der Servicequalität gegenüber allen Netznutzern

Auch im Bereich der Servicequalität sind Standards für die Netzbetreiber zu definieren, die nicht unterschritten werden dürfen1054. Mögliche Kennziffern sind hier bspw. der Zeitraum bis zur Beseitigung von Störungen, die Reaktionszeit auf Beschwerden oder der Zeitraum, in dem ein beantragter Netzanschluss realisiert wird. Auch die Effizienz des Netzparallelbetriebes dezentraler Anlagen kommt in Betracht1055. Im Hinblick auf die Servicequalität für dezentrale Einspeiser könnte beispielsweise das Bestreben des Netzbetreibers, die Gesamtanschlussleistung dezentraler Anlagen zu maximieren und den Betrieb dieser Anlagen effizient in den Netzbetrieb einzubinden, honoriert werden.


1054 Schaefer/Schönefuß, ZfE 2006, 173, 176; Groebel, in: Britz/Hellermann/Hermes (Hrsg.), EnWG, § 21 Rn. 52; BNetzA, Anreizregulierungsbericht, Rn. 19 ff; 220 ff.; 616 ff.
1055 Ajohia/Hakvort, Utilities Policy 2005, 211 ff; Tanz-Rahlfs, Anreizregulierung, 76.

zu 3. Anreize zur Steigerung der Servicequalität gegenüber allen Netznutzern

Ähnlich wie unter 2. sind auch im Bereich der Servicequalität für die Netzbetreiber Standards zu definieren, die nicht unterschritten werden dürfen.

Mögliche Kennziffern sind hier

• Zeitraum bis zur Beseitigung von Störungen

• Reaktionszeit auf Beschwerden

• Zeitraum, in dem ein beantragter Netzanschluss realisiert wird

• Effizienz des Netzparallelbetriebes dezentraler Anlagen

Im Hinblick auf die Servicequalität für dezentrale Einspeiser könnte beispielsweise das Bestreben des Netzbetreibers, die Gesamtanschlussleistung dezentraler Anlagen zu maximieren und den Betrieb dieser Anlagen effizient in den Netzbetrieb einzubinden, honoriert werden.

Anmerkungen

Kein Verweis auf die Quelle.

Sichter
KayH

[38.] Psc/Fragment 294 16 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 07:47:09 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68, Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 294, Zeilen: 16-21
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 95, Zeilen: 21-26
(4) Neutralisierung des Mengenanreizes

Es sollte grundsätzlich nicht Aufgabe eines neutralen Verteilnetzbetreibers sein, die Menge des durch sein Netz durchgeleiteten Stroms beeinflussen zu wollen. In den bisherigen Festlegungsverfahren für Netznutzungsentgelte hatte der Netzbetreiber jedoch einen Anreiz, die Menge der durchgeleiteten kWh zu maximieren bzw. die ursprüngliche Mengenprognose zumindest nicht zu unterschreiten.

zu 4. Neutralisierung des Mengenanreizes

Es sollte grundsätzlich nicht Aufgabe eines neutralen Verteilnetzbetreibers sein, die Menge des durch sein Netz durchgeleiteten Stroms beeinflussen zu wollen.35
In den meisten möglichen Festlegungsverfahren für Netznutzungsentgelte hat der Netzbetreiber jedoch einen Anreiz, die Menge der durchgeleiteten kWh zu maximieren bzw. die ursprüngliche Mengenprognose zumindest nicht zu unterschreiten.


35 [...]

Anmerkungen

Sehr geringfügige Änderungen, ansonsten identisch. Keine Fußnote für die Quelle.

Sichter
KayH

[39.] Psc/Fragment 295 03 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 00:20:42 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68, Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 295, Zeilen: 01-05
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 96, Zeilen: 14-19
[Insbesondere bei längeren Regulierungszyklen hätte der Netzbetrei-]ber ohne eine Mengenneutralisierung einen hohen Anreiz, diese Aktivitäten zu erschweren bzw. zu unterbinden - unabhängig davon, ob diese volkswirtschaftlich sinnvoll sind oder nicht. Der Anreiz wird bei unzureichender Entflechtung von Netz und Vertrieb noch einmal gesteigert, da dem Netzbetreiber neben einem Deckungsbeitrag zum Netz auch noch die Vertriebsmarge entgehen würde. Insbesondere bei längeren Regulierungszyklen hätte der Netzbetreiber ohne eine Mengensaldierung einen hohen Anreiz, diese Aktivitäten zu erschweren bzw. zu unterbinden – unabhängig davon, ob diese volkswirtschaftlich sinnvoll sind oder nicht. Der Anreiz wird bei unzureichender Entflechtung von Netz und Vertrieb noch einmal gesteigert, da dem Netzbetreiber neben einem Deckungsbeitrag zum Netz auch noch die Vertriebs-marge entgehen würde.
Anmerkungen

Ein Wort geändert, keine Fußnote in der Nähe.

Sichter
KayH

[40.] Psc/Fragment 297 03 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-07 17:18:05 Sotho Tal Ker
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 297, Zeilen: 03-15
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 107, 108, Zeilen: 25-35, 1-5
Der englische Regulierer Ofgem hat vor diesem Hintergrund zwei komplementäre Instrumente eingeführt, die den Netzbetreibern trotz des Drucks zur Kostensenkung Spielräume eröffnen sollen, um Innovationen beim Anschluss, der Steuerung dezentraler Anlagen und im Netzdesign zu entwickeln. Es handelt sich zum einen um sog. Registered Power Zones (RPZ) und zum anderen um Innovation Funding Incentives (IFI). Beide Instrumente sind im Rahmen des »Distribution Price Control Review« eingeführt worden, dessen Regelungen zum 01.04.2005 in Kraft getreten sind1063.

Kern dieser Instrumente ist die Erkenntnis, dass Innovationen wie neue Konzepte dezentraler Erzeugung ein Risikoprofil haben, das sich vom relativ risikoarmen Kerngeschäft der Netzbetreiber unterscheidet und deshalb auch anders reguliert werden müssen. Die beiden Instrumente zielen dabei auf unterschiedliche Phasen des Innovationsprozess ab.


1063 Ofgem, Final Proposals; dies., Regulatory Impact Assessment for RPZ and IFI; dies., Appendix.

Der englische Regulierer OFGEM hat vor diesem Hintergrund zwei komplementäre Instrumente eingeführt, die den Netzbetreibern trotz des Drucks zur Kostensenkung Spielräume eröffnen sollen, um Innovationen beim Anschluss und der Steuerung dezen-traler Anlagen und im Netzdesign zu entwickeln und zu demonstrieren:
  • Registered Power Zones (RPZ) £/kW/a-Treiber wird für 5 Jahre erhöht
  • Innovation Funding Incentive (IFI). Bis zu 0,5% des Umsatzes dürfen für IFI aufgewendet werden

Über 5 Jahre werden die Kosten zu durchschnittlich 80% von den Netznutzern getragen. Beide Instrumente sind im Rahmen des jüngsten „Distribution Price Control Review“ eingeführt worden, dessen Regelungen zum 1. April 2005 in Kraft getreten sind. Kern beider Instrumente ist die Erkenntnis, dass Innovationen wie neue Konzepte dezentraler Erzeugung ein Risikoprofil haben, das sich vom relativ risikoarmen Kerngeschäft der Netzbetreiber unterscheidet und deshalb auch anders reguliert werden müssen. Die beiden Instrumente zielen dabei auf unterschiedliche Phasen des Innovationsprozess: [...]

Anmerkungen

Quelle fehlt auch hier; die Fußnote muss als Bauernopfer gelten.

Sichter
vanboven

[41.] Psc/Fragment 300 07 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-03 13:05:37 Vanboven
Fragment, Gesichtet, KeineWertung, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel

Typus
KeineWertung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 300, Zeilen: 07-17
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 106, Zeilen: 16-27
Nach § 17 Abs. 2 EnWG können die Netzbetreiber den Netzanschluss verweigern, soweit sie nachweisen, dass ihnen die Gewährung aus betriebsbedingten oder sonstigen wirtschaftlichen oder technischen Gründen unter Berücksichtigung der Ziele des § 1 EnWG nicht möglich oder unzumutbar ist. Die Ablehnung ist in Textform zu begründen. Auf Verlangen der beantragenden Partei muss die Begründung im Falle eines Kapazitätsmangels auch aussagekräftige Informationen darüber enthalten, welche konkreten Maßnahmen und damit verbundene Kosten zum Ausbau des Netzes im Einzelnen erforderlich wären, um den Netzanschluss durchzuführen. Die Kostenaufteilung zwischen Anlagen- und Netzbetreiber im Falle eines notwendigen und zugleich zumutbaren Netzausbaus ist für Großkraftwerke mit einer Nennleistung ab 100 MW nunmehr in der KraftNAV geregelt. Nach § 18 Abs. 1 EnWG können Betreiber von Energieversorgungsnetzen einen Netzanschluss nach Absatz 1 verweigern, soweit sie nachweisen können, dass ihnen die Gewährung des Netzanschlusses aus betriebsbedingten oder sonstigen wirtschaftlichen oder technischen Gründen unter Berücksichtigung der Ziele des § 1 nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Die Ablehnung ist in Textform zu begründen. Auf Verlangen der beantragenden Partei muss die Begründung im Falle eines Kapazitätsmangels auch aussagekräftige Informationen darüber enthalten, welche konkreten Maßnahmen und damit verbundene Kosten zum Ausbau des Netzes im Einzelnen erforderlich wären, um den Netzanschluss durchzuführen.

Die Kostenaufteilung zwischen Anlagen- und Netzbetreiber im Falle eines notwendigen, aber zumutbaren Netzausbaus ist im Gesetz noch nicht geregelt; die dafür vorgesehene Netzanschlussverordnung steht noch aus.

Anmerkungen

Weitgehend wörtliche Übernahme, die ungekennzeichnet bleibt.

Sowohl Psc als auch Leprich et al. zitieren das EnWG hier wörtlich (Psc korrekt, Leprich et al. die falsche Stelle) ohne dies kenntlich zu machen, eine unter Juristen übliche Praxis (siehe Diskussion). Daher keine Wertung.

Sichter
vanboven

[42.] Psc/Fragment 301 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 19:20:01 Klicken
Fragment, Gesichtet, KomplettPlagiat, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop

Typus
KomplettPlagiat
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 301, Zeilen: 01-04
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 106, Zeilen: 34-38
[Er kann demzufolge die auf ihn entfallenden] Kosten bei der Ermittlung des Netznutzungsentgelts in Ansatz bringen. Man spricht bei dieser Regelung auch von »flachen« Anschlussgebühren im Unterschied zu »tiefen« Anschlussgebühren, bei denen der Anlagenbetreiber auch die Netzausbau- und -verstärkungskosten tragen muss1067.

[1067 Vgl. zu flachen und tiefen Anschlussgebühren grundlegend DG FER, Project Report, 45 ff.; auch Skytte/Ropenus, Regulatory Review, 98.]

Er kann demzufolge die auf ihn entfallenden Kosten bei der Ermittlung des Netznutzungsentgelts in Ansatz bringen. Man spricht bei dieser Regelung auch von „flachen“ Anschlussgebühren im Unterschied zu „tiefen“ Anschlussgebühren, bei denen der Anlagenbetreiber auch die Netzausbau- und -verstärkungskosten tragen muss.
Anmerkungen

Keine Nennung der Quelle, Fußnote 1067 findet sich dort aber nicht.

Sichter
Hotznplotz

[43.] Psc/Fragment 384 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 12:24:51 KayH
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 384, Zeilen: 1-3
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 81, Zeilen: 2-6
[Die ebenso gesellschaftliche wie wirtschaftliche Innovation des aktiven Netzbetreibers soll im liberalisierten Strommarkt die Schlüsselfunktion eines Bindeglieds zwischen den Wertschöpfungsstufen Erzeugung und Vertrieb innehaben. Zentrale] Aufgabe ist es, die notwendige Infrastruktur sicher, kostengünstig und diskriminierungsfrei zur Verfügung zu stellen, um die kontinuierlichen Austauschprozesse zwischen diesen beiden Bereichen zu ermöglichen. Der Netzbetreiber hat im liberalisierten Strommarkt die Schlüsselfunktion eines technischen Mittlers zwischen den Wettbewerbsbereichen Erzeugung und Vertrieb inne. Seine Aufgabe ist es, die notwendige Infrastruktur sicher, kostengünstig und diskriminierungsfrei zur Verfügung zu stellen, um die kontinuierlichen Austauschprozesse zwischen diesen beiden Bereichen zu ermöglichen.
Anmerkungen

Nur ein kurzer Bereich - der trotzdem gekennzeichnet gehört.

Sichter
vanboven

[44.] Psc/Fragment 388 24 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-07-01 19:28:30 Hotznplotz
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
fret
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 388, Zeilen: 24-39
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 94; 95, Zeilen: 22-27, 32-37; 1-7, 9-14
[Seite 388]
  • Erstens ist es notwendig, dass die Anreizregulierung dem Grundsatz nach Aspekte der Kostenorientierung beibehält und diejenigen Ausgaben, die kurzfristig bei dieser Systemoptimierung im Netzgebiet anfallen vorbehaltlich ihrer Kosteneffizienz anerkennt bzw. durch das Setzen von Anreizen die entsprechend handelnden Netzbetreiber belohnt.
  • Die Regulierungsbehörde muss die Einhaltung eines zu definierenden Mindeststandards an Versorgungsqualität kontrollieren, um Verstöße zu sanktionieren bzw. Übererfüllungen zu belohnen. International orientiert sich eine solche Qualitätsregulierung an der Überprüfung von Kennziffern wie der mittleren Häufigkeit und Dauer von Versorgungsunterbrechungen pro angeschlossenem Kunden. Je stärker die Erlöse der Netzbetreiber durch die Qualitätsregulierung beeinflusst werden, desto stärker kann der Anreiz werden, die Risiken von Versorgungsunterbrechungen durch eine vernetzte dezentrale Bereitstellungsstruktur zu minimieren.
  • Auch im Bereich der Servicequalität sind Standards für die Netzbetreiber zu definieren, die nicht unterschritten werden dürfen. Mögliche Kennziffern [sind hier bspw. der Zeitraum bis zur Beseitigung von Störungen, die Reaktionszeit auf Beschwerden oder der Zeitraum, in dem ein beantragter Netzanschluss realisiert wird.]
[Seite 94, Z. 22-27]

Im Hinblick darauf, dass die Netzbetreiber dazu beitragen können, dass volkswirtschaftlich sinnvolle dezentrale Optionen systematisch erschlossen werden, ist es notwendig, dass die Netzentgeltfestlegung an der Kostenorientierung festhält und diejenigen Ausgaben, die kurzfristig bei dieser „Systemoptimierung“ im Netzgebiet anfallen, vorbehaltlich ihrer Kosteneffizienz anerkennt bzw. durch das Setzen von Anreizen die entsprechend handelnden Netzbetreiber belohnt.

[Seite 94, Z. 32-27]

Daher ist jede Art der Anreizregulierung zur Vermeidung dieses unerwünschten Anreizes gezwungen, die Einhaltung eines zu definierenden Standards an Versorgungsqualität zu kontrollieren und Verstöße zu sanktionieren bzw. Übererfüllungen zu belohnen. International orientiert sich eine solche Qualitätsregulierung an der Überprüfung von Kennziffern wie (vgl. Ajodhia et. al., 2005)

[Seite 95, Z. 1-7]

  • mittlere Häufigkeit von Versorgungsunterbrechungen pro angeschlossenem Kunden
  • mittlere Dauer von Versorgungsunterbrechungen pro angeschlossenem Kunden
  • mittlere Unterbrechungsdauer eines unterbrochenen Kunden.

Je stärker die Erlöse der Netzbetreiber durch die Qualitätsregulierung beeinflusst werden, desto stärker könnte der Anreiz werden, die Risiken durch eine vernetzte dezentrale Bereitstellungsstruktur zu minimieren.34

[Seite 95, Z. 9-14]

Ähnlich wie unter 2. sind auch im Bereich der Servicequalität für die Netzbetreiber Standards zu definieren, die nicht unterschritten werden dürfen. Mögliche Kennziffern sind hier

  • Zeitraum bis zur Beseitigung von Störungen
  • Reaktionszeit auf Beschwerden
  • Zeitraum, in dem ein beantragter Netzanschluss realisiert wird
Anmerkungen

Umfangreiche, oft wörtliche Übernahme der Gedanken und Vorschläge der Quelle, ohne dies kenntlich zu machen.

Sichter
Hotznplotz

[45.] Psc/Fragment 389 05 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-29 10:43:17 PlagProf:-)
Fragment, Gesichtet, Leprich et al. 2005, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop, Verschleierung

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Liberalix68
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 389, Zeilen: 5-13
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 96, Zeilen: 4-15
* Die Neutralisierung des Mengenanreizes für Netzbeteiber ist in vielfacher Hinsicht wichtig, da hiermit wichtige Elemente dezentraler Effizienz erreicht werden können. Dies gilt für den ungeplanten Ausbau von Stromeigenversorgung bei Kunden ebenso wie ungeplante Effizienzaktivitäten der Kunden und die ungeplante Bildung von Areal- und Werksnetzen. Insbesondere bei längeren Regulierungszyklen hätte der Netzbetreiber ohne eine Mengenneutralisierung einen hohen Anreiz, diese Aktivitäten zu erschweren bzw. zu unterbinden - unabhängig davon, ob diese volkswirtschaftlich sinnvoll sind oder nicht. Die Neutralisierung des Mengenanreizes ist in vielfacher Hinsicht besonders wichtig, da mit ihm wichtige Elemente dezentraler Effizienz erreicht werden können:
  • Ungeplanter Ausbau von Stromeigenversorgung bei Kunden im Netzgebiet innerhalb eines Regulierungszyklus schmälert nicht mehr die Erlöse des Netzbetreibers
  • Ungeplante, spürbare Effizienzaktivitäten der Kunden im Netzgebiet schmälern ebenfalls nicht mehr die Erlöse
  • Ungeplante Bildung von Areal- und Werksnetzen ist unter dem Strich ebenfalls erlösneutral für den Netzbetreiber.

Insbesondere bei längeren Regulierungszyklen hätte der Netzbetreiber ohne eine Mengensaldierung einen hohen Anreiz, diese Aktivitäten zu erschweren bzw. zu unterbinden – unabhängig davon, ob diese volkswirtschaftlich sinnvoll sind oder nicht.

Anmerkungen

Weitgehende Übernahme ohne Quellenangabe. Die Arbeit verweist in Kap. 7 ab S. 378 praktisch nur noch auf eigene frühere Kapitel; dort finden sich dann (zumeist unzureichende) Verweise auf die Originalquellen. An dieser Stelle liegt jedoch nicht einmal ein Verweis auf eigene, frühere Ausführungen vor.

Sichter
fret




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