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Main Title: Eine institutionenökonomische Analyse der Regulierung der Betreiber der Onshore-Stromübertragungsnetze und Offshore-Windpark-Anbindungen in Deutschland
Translated Title: An institutional economic analysis of the regulation of operators of onshore transmission networks and offshore wind-farm connections in Germany
Author(s): Lenz, Ann-Katrin
Advisor(s): Beckers, Thorsten
Referee(s): Müller-Kirchenbauer, Joachim
Beckers, Thorsten
Granting Institution: Technische Universität Berlin
Type: Doctoral Thesis
Language Code: de
Abstract: Der Um- und Ausbau der Stromübertragungsnetze in Deutschland im Rahmen der Energiewende führt zu erheblichen Investitionserfordernissen und -herausforderungen. Ob diese Investitionen und die weiteren Aufgaben der Stromübertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in Deutschland, wie die Betriebsführung und Instandhaltung, in der gewünschten Qualität zu aus Nachfragerperspektive möglichst minimalen langfristigen Kosten erbracht werden, hängt wesentlich von der Ausgestaltung der Regulierung der ÜNB ab. Vor diesem Hintergrund wird in der vorliegenden Dissertationsschrift untersucht, inwieweit das gegenwärtige Regulierungsregime für die deutschen ÜNB geeignet ist, dies zu gewährleisten. Dabei werden neben dem Onshore-Drehstromübertragungsnetz auch explizit weitere Netzbereiche wie Onshore-HGÜ-Leitungen und Offshore-Windpark-Anbindungen (OWP-Anbindungen) betrachtet, die bislang in anderen Arbeiten weitgehend vernachlässigt wurden. Zur Beantwortung der vorstehenden Fragestellung werden in einem ersten Schritt verschiedene Optionen zur Ausgestaltung eines Regulierungsregimes für (private gewinnorientierte) Netzinfrastrukturunternehmen allgemein identifiziert. Darunter fallen beispielsweise die Optionen der Anreizsetzung, Monitoring oder Kostendurchreichung sowie die Bündelung/Entbündelung verschiedener Teilleistungen bzw. Aufgaben. Durch Kombination dieser Ausgestaltungsoptionen ergeben sich verschiedene idealtypische Regulierungsverfahren. Diese werden im Rahmen eines komparativen Ansatzes dahingehend analysiert und bewertet, inwiefern – in Abhängigkeit unterschiedlicher Transaktions-, Akteurs- und Markteigenschaften sowie weiterer institutioneller Rahmenbedingungen – voraussichtlich ein gewünschtes Qualitäts- und Quantitätsniveau einer Leistung erreicht wird und welche (Produktions- und Transaktions )Kosten sich dabei einstellen. Dabei erfolgt ein Rückgriff auf die Theorien der Neuen Institutionenökonomik, insbesondere die Prinzipal-Agent-, die Transaktionskostentheorie und die Theorie unvollständiger Verträge. In einem zweiten Schritt werden die Ergebnisse dieser allgemeinen Untersuchung unter Berücksichtigung der bei Stromübertragungsnetzen vorherrschenden Rahmenbedingungen auf die ÜNB übertragen, sodass sich ein – aus Sicht des in dieser Arbeit verwendeten Zielsystems – vorteilhaftes Regulierungsregime für ÜNB ergibt. Dieses Zielregulierungsregime wird im letzten Schritt mit dem in Deutschland implementierten Regulierungsregime verglichen. Unter Berücksichtigung von Pfadabhängigkeiten werden abschließend Reformempfehlungen ausgesprochen. Es zeigt sich, dass die derzeitige Regulierung der ÜNB in Deutschland als verbesserungswürdig einzustufen ist. Für den Onshore-AC-Bereich ist anstelle der Anreizsetzung mit Bezug zu den Gesamtkosten eine differenziertere Regulierung von einzelnen Aufgaben der ÜNB zu empfehlen. Dabei sollte neben einer gezielteren Anreizsetzung mit Risikoteilungselementen auch stärker als bislang für ausgewählte Teilleistungen auf ein Monitoring zurückgegriffen werden. Zur Regulierung des Baus und der Instandhaltung von OWP-Anbindungen ist anstelle einer Kostendurchreichung ein Monitoring zu empfehlen, wobei sich auf den Beschaffungsvorgang konzentriert werden sollte und die Beziehung zwischen ÜNB und dessen Zulieferern zu berücksichtigen ist. Gleichzeitig ist darauf zu achten, dass die Anreizregime für ÜNB mit Blick auf die Kosten der Leistungserbringung und bezüglich der Gewährleistung der Verfügbarkeit der OWP-Anbindungen aufeinander abgestimmt sind. Für die Regulierung des Baus und der Instandhaltung von Onshore-HGÜ-Leitungen gelten ähnliche Schlussfolgerungen, wie sie bei der Regulierung der OWP-Anbindungen gezogen wurden. Auch hier ist es vorteilhaft, die (mit Blick auf die zukünftige Ausgestaltung allerdings unsichere) Kostendurchreichung durch ein Monitoring des Beschaffungsprozesses zu ersetzen.
The extension of the electricity transmission networks in Germany within the context of the energy system transition (“Energiewende”) leads to significant investment needs and challenges onshore as well as offshore. Whether these investments as well as the further tasks of a transmission system operator (TSO) are delivered in the desired quality and – from a consumer perspective – at minimal long term costs depend significantly on the design of regulation of the TSO. The main research question of this thesis is therefore, whether the current regulation of the TSOs in Germany can deliver this or whether another regulatory regime would be more suitable. It should be noted that this thesis does not only focus on the onshore AC grid but also on onshore HVDC links and offshore windfarm connections, which are often neglected in literature on regulation of TSOs. In order to answer this question, different design options for regulatory regimes for (private profit-oriented) network operators are identified. These options include for example the setting of incentives, monitoring, cost-pass-through or bundling/unbundling of different tasks. The combination of different design options results in different models of regulatory regimes, which are subsequently subject to a comparative analysis based on the theories of the New Institutional Economics. This analysis focuses on the selected analysis parameters – the long term costs the consumers finally have to bear and the achievement of the desired output – while simultaneously considering different transaction, actor and market characteristics. In a second step, the results of the comparative analysis (which regulatory regime is suitable under which circumstances) are applied on transmission network operators. This leads to a “target regulatory regime” for TSOs. Finally, the German regulatory regime for TSOs is taken into consideration and it is shown to what extent it differs from the target regulatory regime. Taking path dependencies in Germany into account, recommendations for a regulatory reform in Germany are provided. It becomes apparent that the current regulatory regime in Germany is improvable. The regulation of the onshore AC network is characterized mainly by setting incentives with respect to total costs. However, a more differentiated approach, that means a different regulation of different tasks of a TSO, is recommended. Besides the setting of incentives (with risk sharing elements), monitoring should be applied more extensively. Instead of regulating the construction and the maintenance of offshore windfarm connections by a pass-through of costs, a monitoring focusing on the procurement process and the relation between TSO and his subcontractors should be implemented. Further, the incentive regime for TSOs with regard to the costs of the output provided and the incentive regime with regard to the guarantee of availability has to be harmonized. Finally, for the regulation of the construction and the maintenance of onshore HVDC links similar conclusions apply: the current pass-through of costs should be replaced by a monitoring of the procurement process.
URI: https://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/9058
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-8159
Exam Date: 16-Nov-2018
Issue Date: 2019
Date Available: 7-Mar-2019
DDC Class: 333 Boden- und Energiewirtschaft
Subject(s): Regulierung
Stromübertragungsnetz
Offshore-Windpark-Anbindungen
HGÜ-Leitungen
Neue Institutionenökonomik
regulation
electricity transmission network
offshore wind farm connections
HVDC links
New Institutional Economics
License: https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
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