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Netznutzungsentgelte – Konzepte und regionale Verteilungseffekte Dipl.-Wi.-Ing. Fabian Hinz
Enersax Konferenz Dresden, 03. Dezember 2014 Dieses Projekt wurde gefördert durch den ESF – Europäischer Sozialfond und den Freistaat Sachsen
Netznutzungsentgelte – Konzepte und regionale Verteilungseffekte
1
Motivation
2
Systematik der Entgeltregulierung
3
Regionale Konzepte in Europa
4
Modellbeschreibung
5
Auswirkungen verschiedener Ausgestaltungsmöglichkeiten
6
Fazit
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Die Netznutzungsentgelte sind in Deutschland regional sehr unterschiedlich hoch Verteilung der Netznutzungsentgelte und Zusammensetzung des Strompreises Regionale Verteilung Haushalte 2013
Vergleich der Bundesländer 2013 50%
Prozentuale Mehrbelastung im Vergleich zum Durchschnitt
40% 30% 20%
Ø 6,27 ct
10% 0% -10% -20%
ct/kWh Unter 5,5
-30% BB MV SN ST TH SL NS HE BY SH HH RP BE NW BW HB
5,5 – 6,0 6,0 – 6,5
Zusammensetzung des Strompreises 2013
6,5 – 7,0 7,0 – 7,5 7,5 – 8,0 8,0 – 8,5 8,5 – 9,0 Über 9,0
29,4 ct
5,7% 22,2% Netzentgelt
21,3% 1)
Konzessionsabgabe
7,5%
20,4%
22,9%
Beschaffung
Vertrieb
Umlagen
Steuern
1) Inkl. Messung & Abrechnung
Quelle: Monitoringbericht 2013, ene‘t Datenbank
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Die Energiewende stellt die Entgeltsystematik vor neue Herausforderungen Motivation
Herausforderungen
Lösungsansätze
Höhe der Entgelte regional ungleich verteilt
Bundeseinheitliche Entgelte Vereinheitlichung auf Übertragungs‐ bzw. Verteilungsnetzebene
Übertragungsnetzausbau verursachte hohe Kosten Abkehr von zentraler Erzeugungsstruktur führt zu regionalisierten Netzausbau‐ kosten in den Verteilungsnetzen Strukturschwache Regionen teils stark belastet, da Netzkosten zu 100% von lokalen Verbrauchern getragen sind Demographischer Wandel verstärkt Land‐ Stadt‐Gefälle
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Belastungen aus Netzausbau und Strukturunterschieden auf alle Verbrauchskunden gleichverteilt Erzeugerentgelt / G‐Komponente Beteiligung von Erzeugern an den Netzkosten Teilweises Wälzen der Entgelte über den Großhandelspreis
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Auswirkungen verschiedener Ausgestaltungsmöglichkeiten
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Fokus der Analyse liegt auf interregionalen Aspekten der Entgeltregulierung Klassifizierung der Entgeltregulierung nach Kategorien
Inter‐ regional Regional
Fokus
Kosten
Umsatz
Kategorie
Mögliche Ausprägungen Netzebene
Übertragungsnetz
Anreiz‐ regulierung
Rate of return Revenue cap Feste Rendite Erlösobergrenze Abschrei‐ Kapital‐ Betrieb & bung kosten Wartung
Kostenart Kostenbasis Verrechnungs‐ schlüssel Art der Netznutzung Kunden‐ gruppen Kostenträger Anschluss‐ entgelte
Verteilungsnetz
Istkosten Einheitlicher Tarif
Plankosten Basierend auf regionalen Kosten
Verbrauch (L‐Komponente) Haushalt
Gewerbe
Arbeit (pro kWh) Super‐shallow Keine
Price cap Preisobergrenze Gemein‐ SystemDL kosen
Yardstick Maßstab Netzver‐ luste
Normalkosten
Tarif mit Anreizwirkung
Basierend auf Nodal Pricing
Erzeugung (G‐Komponente) Öffentlicher Sektor Leistung (pro kW) Shallow Nur Anschluss
Industrie
Transport
Speicher
Anschlusspunkt (Grundpreis) Deep Anschluss & Ausbau
Quelle: EE2
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Verbrauchsdichte, Erzeugungsdichte und Altersstruktur der Netze beeinflussen Entgelte Vereinfachte Wirkzusammenhänge zwischen Netzcharakteristiken und Entgelten
Verbrauchsdichte
Empirie
Wirkzusammenhang
Netzkosten steigen unterproportional mit Anzahl angeschlossener Kunden
Erzeugungsdichte
Laufende Netzkosten von Verbrauchern getragen
Erzeuger zahlen für Anschluss, nicht aber für Netzverstärkung
Altersstruktur
Rückflüsse aus Investitionen während der Abschreibungs‐ dauer (30‐50 Jahre)
Entgelte in dicht besiedelten Regionen niedriger als in dünn besiedelten
Viele dezentrale Erzeugungsanlagen, die Netzverstärkung erfordern, erhöhen die Entgelte für Verbrauchskunden
Neuere Anlagenparks mit wenig abgeschriebenen Anlagen führen zu höheren Entgelten
Entgelte in Landkreisen um 9% höher als in Stadtkreisen und kreisfreien Städten
Entgelte in Stadtstaaten um 6% niedriger als in Flächenländern
Entgelte in Landkreisen, die mehr Windstrom erzeugen als sie verbrauchen, liegen 18% über dem Durchschnitt
Durchschnittliche Entgelte in den neuen Bundeländern (Ertüchtigungen nach der Wende) 32% höher als in den alten
Quelle: EE2
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In Europa werden unterschiedliche regionale Verrechnungskonzepte angewendet Ausgestaltungsmöglichkeiten für Verrechnungskonzepte Verrechnungskonzepte in Europa
Charakteristika der Verrechnungskonzepte
Regionale Kosten
Weitergabe spezifischer Netzkosten eines Versorgungsgebiets an die jeweiligen Nutzer Verursachungsgerechte Kostenaufteilung wenn alle umlagefähigen Kosten ihren Ursprung im betreffenden Gebiet haben Vorherrschend auf Verteilungsnetzebene
Gesamte Netzkosten einer größeren Region (bspw. Staat) auf alle Nutzer Einheitlicher gleichermaßen umgelegt
Tarif
TSO Einheitlich
DSO Einheitlich
TSO Regionale Kosten
DSO Regionale Kosten
TSO Anreiz
Keine Daten
Tarif mit Anreiz‐ wirkung
Vorherrschend auf Übertragungsnetzebene Differenzierung der Tarife nach regionalen Gesichtspunkten Anreiz für Erzeugung / Verbrauch in bestimmten Regionen
Quelle: Internetseiten von TSOs, Regulatoren, etc.
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In dreizehn europäischen Ländern bestehen Erzeugerentgelte Erzeugerentgelte („G-Komponente“) Anteil der Erzeugerentgelte an den Netzkosten in Europa
Erzeugerentgelt (sog. „G‐Komponente“) Status quo in Deutschland: lediglich Verbraucher zahlen kontinuierlich Netznutzungsentgelte Blick nach Europa: Erzeuger zahlen Netznutzungsentgelte, u.a. in Großbritannien, Schweden, Norwegen Österreich, Belgien Mögliche Ausgestaltung von Entgelten: Einheitlich (bspw. Frankreich, Spanien) Anreizbasiert (bspw. Schweden mit zunehmenden Entgelten von Süd nach Nord) Entlastung nachfrageschwacher Regionen mit großen Erzeugungskapazitäten
Erzeugeranteil Unter 10% 10 bis 20% 20 bis 30%
Keine Erzeugerentgelte
Über 30%
Keine Daten
Abnehmende Rentabilität von Kraftwerken, falls sich Mehrkosten nicht in Preisen widerspiegeln insb. bei EEG‐Bestandsanlagen Schlechtere Wettbewerbsposition dt. Kraftwerksbetreiber auf dem europ. Markt
Quelle: ENTSO‐E
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Zur Prognose der Netzentgelte werden Modelle für ÜNBs, VNBs sowie Demographie verwendet Modellaufbau Prognose Netznutzungsentgelte Netzkosten ÜNB Modell Status Quo basierend auf Jahresabschlüssen der Betreiber
Kosten Übertragungsnetz
Entwicklung auf Basis der Netzentwicklungspläne VNB Modell
Kosten NS‐Netz
Status Quo der Netzkosten basierend auf ene‘t Datenbank
÷
÷
Entnahme NS
Entnahme MS/HS
Modellierung der Entwicklung auf Basis der Investitionen der dena‐ Verteilnetzstudie Demographisches Modell
Netznutzungsentgelte Haushalte & Gewerbe
Netznutzungsentgelte Industrie
Prognose von HS/MS sowie NS Entnahmen basierend auf ene‘t Daten und demographischer Entwicklung
Quelle: Energieforen Leipzig, EE2
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Auf Übertragungsnetzebene führt der Netzausbau zu einer Kostensteigerung Zubau des Übertragungsnetzes an Land und auf See, Steigerungsraten Investitionen in das Übertragungsnetz lt. NEP 2013 (2013‐2023) Gesamt 32,5 Mrd. EUR 8%
20%
13% 5%
Entwicklung der Übertragungsnetzkosten, CAGR
50Hertz Amprion Offshore
54%
7.025
Kostentreiber
7.025
819
5.889
Ø 7.3% 373
+7.2% +8.6%
378 2.408
1.014 881
2013 +7.8%
79
mio. EUR
mio. EUR
3.365 1.092
TransnetBW Tennet
1.900
27%
683
10%
1.157
16%
1.266
2.286
+5.4%
Tennet TransnetBW
1.511
2023
3.365
850
1.730
1.663
1.621 23%
1.113
1.194
1.056 15%
425
544
608
2013
2018
2023
Andere Kosten 1) Bestandsanlagen Ausbau onshore DC
Amprion 50Hertz
9%
SystemDL Ausbau onshore AC Ausbau offshore
1) Inklusive Ersatzinvestitionen Quelle: Netzentwicklungspläne NEP2013, O‐NEP 2013 (2. Entwurf), Bundesnetzagentur Monitoringbericht 2013, Bestätigung NEP / O‐NEP
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Die Kostensteigerung im Verteilungsnetz fällt regional stark unterschiedlich aus Verteilungsnetzkosten 2023 und durchschnittliche jährliche Kostensteigerung Neuinvestitionen Verteilungsnetz pro Bundesland bis 2023
Durchschnittliche Kostensteigerung im Verteilungsnetz dena‐Verteilnetstudie Leitszenario
Ø 1,6%
0,1 Mrd. 0,1 Mrd.
13‐23
1,2 Mrd. 1,1 Mrd. 1,4 Mrd.
2,3 Mrd.
0,2 Mrd. 1,1 Mrd. 2,0 Mrd. 1,1 Mrd.
1,1 Mrd.
1,0 Mrd.
3,2 Mrd.
0,1 Mrd. 1,7 Mrd.
0,9 Mrd.
Bis 2030: 27,5 Mrd. EUR Bis 2023: 18,4 Mrd. EUR Reinvest: 1,7 Mrd. p.a.
Steigerung Bis 1,2% p.a.
Investitionen
1,2% – 1,5% p.a.
Bis 0,5 Mrd. EUR
1,5% – 1,8% p.a.
0,5 – 1,0 Mrd. EUR
1,8% – 2,1% p.a.
1,0 – 1,5 Mrd. EUR
2,1% – 2,4% p.a.
1,5 – 2,0 Mrd. EUR
2,4% – 3,0% p.a.
Über 2,0 Mrd. EUR
Über 3,0% p.a.
Quelle: dena‐Verteilnetzstudie, EE2
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Der demographische Effekt verstärkt in einigen Regionen die Steigerung der Netzkosten Aufteilung der Entgeltsteigerung in Kosten- und Nachfrageeffekt Netzkostenverursachte Entgeltsteigerung Haushalte
Kosten
Demographie verursachte Entgeltsteigerung Haushalte
Ø 2,1%
Demographie Ø 0,0%
Demographie‐ effekt
Kosten‐ steigerung
Unter ‐1,25%
Unter 1,5%
‐1,25% bis ‐0,75%
1,5% bis 2,0%
‐0,75% bis ‐0,25%
2,0% bis 2,5%
‐0,25% bis 0,25%
2,5% bis 3,0%
0,25% bis 0,75%
3,0% bis 3,5%
0,75 bis 1,25%
Über 3,5%
Über 1,25%
Demographie‐ und Kostensteigerungseffekt verstärken sich v.a. in den ländlichen Regionen Mecklenburg‐Vorpommerns, Thüringens, Sachsen‐Anhalts und Sachsens Eine Abschwächung ist in den Metropolregionen sowie in Teilen Niedersachsens und Baden‐Württembergs zu erwarten Quelle: Energieforen Leipzig, EE2
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Motivation
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Systematik der Entgeltregulierung
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Regionale Konzepte in Europa
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Modellbeschreibung
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Auswirkungen verschiedener Ausgestaltungsmöglichkeiten
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Auswirkungen von vier verschiedenen Entgeltkonzepten analysiert Entgeltkonzepte
Status Quo
Einheitlich
G‐Komponente
Anreiz
Beibehaltung der bisherigen Systematik
Bundeseinheit‐ liches Entgelt auf Ebene Übertragungs‐ netze
Erzeuger zahlen die Netznutzungs‐ entgelte gemäß ihrer Spannungsebene
Erzeugerentgelt variiert von Nord nach Süd mit dem Breitengrad
Kosten für Netzausbau und ‐betrieb auf Verbraucher des Versorgungs‐ gebiets umgelegt
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Übertragungs‐ und Verteilungs‐ netzen Kosten für Ausbau und Betrieb auf alle Verbraucher gleich verteilt
Annahme: Gleiches Verbrauchs‐ und Erzeugungsentgelt auf Basis des Arbeitspreises
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Annahme: Norddeutsch‐ land: +30%
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Süddeutsch‐ land: ‐30% Verbraucher zahlen residuale Netzkosten
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Beibehalten des Status Quo führt zu hohen Entgelten in den neuen Bundesländern
Status Quo
Status Quo: Netznutzungsentgelte Haushalt, in ct/kWh Status Quo (regionale Kosten)
Unterschiede nehmen zu
2013
2023
< 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 > ct./kWh
< 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 10 11 > ct./kWh
Abweichung vom durch‐ schnittlichen Entgelt 2023 HB BE BW HE NW RP HH BY SH SL NS TH SN ST BB MV ‐4,0 ‐2,0 0,0 2,0 Ø ct/kWh
4,0
Quelle: EE2
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Verteilungsnetzentgelte als größerer Hebel bei horizontalem Belastungsausgleich
Einheitlich
Einheitliches Entgelt auf ÜNB- / VNB-Ebene: Entgelte Haushalt, in ct/kWh Belastungsveränderung bei einheitlichem Entgelt im Vergleich zum Status Quo
Entlastung / Mehrbelastung
2
Entlastungen bei einheitlichem ÜNB‐ Entgelt
1 0 -1 -2
VNB
-3
ÜNB
-4 BB MV SN
ST
TH
SL
NS
HE
BY
SH HH RP
Einheitliches VNB‐ Entgelt mit größerer Wirkung
BE NW BW HB
2023
2 1
Entlastung / Mehrbelastung
2013
0 -1 -2
VNB
-3
ÜNB
-4 MV BB
ST
SN TH NS
SL
SH
BY HH RP NW HE BW HB
BE
Einheitliches ÜNB‐ Entgelt mit geringer Entlastung Wachsende Asymmetrie zwischen Be‐ und Entlastungen
Quelle: EE2
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G‐Komponente
Eine G-Komponente würde die Belastungen deutlich verschieben Szenario G-Komponente: Netznutzungsentgelte Haushalt, in ct/kWh Szenario G‐Komponente
Veränderung zum Status Quo, Haushalt + Industrie, 2023
2013
2023
< 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 > ct./kWh
< 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 10 11 > ct./kWh
HE NW BE RP BW SN HH HB SL BY SH NS ST TH BB MV ‐4,0 ‐2,0 0,0 2,0 Ø ct/kWh
4,0
Quelle: EE2
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Lokale Anreize würden sich auch auf Verbrauchskunden auswirken
Anreiz
Szenario G-Komponente mit Anreiz: Netznutzungsentgelte, in ct/kWh Szenario G‐Komponente mit Anreizwirkung (Nord‐Süd‐Gefälle)
2013
2023
< 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 > ct./kWh
< 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 10 11 > ct./kWh
Veränderung zum Status Quo, Haushalt + Industrie, 2023 HE BW NW RP SN HH BE BY SL TH ST SH NS HB BB MV ‐4,0 ‐2,0 0,0 2,0 Ø ct/kWh
4,0
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Modellbeschreibung
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Auswirkungen verschiedener Ausgestaltungsmöglichkeiten
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Fazit
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Fazit
Fazit
Entwicklung
Entgelte steigen durch den Netzausbau regional sehr unterschiedlich Einige Regionen durch steigende Netzkosten und demographischen Wandel doppelt belastet Einheitliche Übertragungsnetzentgelte hätten geringe Auswirkungen auf Haushaltskunden
Vereinheitlichung
Bundeseinheitliche Entgelte würden große Entlastungen auf der einen und moderate Mehrbelastungen auf der anderen Seite bringen Entlastung von Verbrauchern in erzeugungsstarken Regionen
G‐Komponente
Beeinflussung von Merit Order / Wholesale‐Markt Möglichkeit regionale Investitionssignale zu setzen
Quelle: EE2
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Kontakt Lehrstuhl für Energiewirtschaft
Fabian Hinz Dipl.-Wi.-Ing. 0351 463-39896
[email protected]
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