Netzentgeltsystematik in Deutschland – Status-Quo, Alternativen und europäische Erfahrungen

Network Tariff System in Germany—Status-Quo, Alternatives and European Experiences

Zusammenfassung

In Deutschland wird ein Anstieg der Netzkosten sowohl für die Übertragungs- als auch Verteilnetze prognostiziert. Durch eine netzdienliche Lastverschiebung könnten die Netze entlastet und der Netzausbaubedarf verringert werden. Durch die zunehmende Integration elektrifizierter Verbrauchstechnologien steigt vor allem das Flexibilitätspotenzial von Haushalten und gleichzeitig entstehen durch die Modernisierung des Messwesens neue Möglichkeiten zur Ausgestaltung und Abrechnung der Netzentgelte. Eine kostenorientierte Ausgestaltung der Netzentgelte könnte ein netzdienliches Verhalten von Netznutzern anreizen. Die aktuelle Netzentgeltsystematik beruht jedoch größtenteils auf der Annahme einer unelastischen Nachfrage. Dies gilt insbesondere für die Netzentgelte auf der Niederspannungsebene. Hierdurch wird ein netzdienlicher Flexibilitätseinsatz nicht angereizt, sondern stattdessen teilweise sogar gehemmt. Vor diesem Hintergrund existieren daher regulatorische Herausforderungen für die Ausgestaltung der Netzentgelte. Jede, der in diesem Artikel skizzierten Ausgestaltungsmöglichkeiten, geht mit unterschiedlichen Vor- und Nachteilen einher. Das Ziel dieses Artikels ist es die ökonomischen Anreizwirkungen der jeweiligen Komponenten zu erörtern. Dabei können insbesondere Kombinationen der Alternativen die jeweiligen Nachteile beheben (bspw. die zeitliche Differenzierung eines Leistungspreises zur Steigerung der Kostenreflexivität). Allein aufgrund der Eigenschaften der Netzkosten scheint eine Kombination verschiedener Netzentgeltkomponenten notwendig. Der Vergleich der Länderbeispiele zeigt verschiedene Erfahrungen hinsichtlich der alternativen Ausgestaltungsmöglichkeiten von Netzentgelten.

Abstract

In Germany, an increase in network costs is predicted for both transmission and distribution networks. By shifting load based on current network conditions, the network could be relieved and the need for network expansion reduced. The increasing electrification of energy needs for heating and mobility will increase the flexibility potential of households. Concurrently the modernization of metering will create new possibilities for the design and billing of network charges. A cost-oriented design of network charges could encourage network users to behave in a way that is beneficial to the network. However, the current system of network charges is largely based on the assumption of an inelastic demand. In particular, this applies to network charges at the low-voltage level. Hence, the use of flexibility to serve the network is not encouraged, but instead in some cases it is even hampered. Against this background, there exist regulatory challenges for the design of network charges. Each of the design options outlined in this article is associated with different advantages and disadvantages. The aim of this article is to discuss the economic incentives of the respective cost components. In particular, combinations of the alternatives can eliminate the respective disadvantages (e.g. the temporal differentiation of a capacity payment to increase cost reflectiveness). A combination of different network charge components seems to be necessary simply because of the characteristics of the network costs. The comparison of the country examples shows different experiences with regard to the alternative design options for network charges.

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Abb. 1
Abb. 2
Abb. 3
Abb. 4
Abb. 5
Abb. 6
Abb. 7
Abb. 8

Notes

  1. 1.

    Fallende Durchschnittskosten liegen dann vor, wenn die Durchschnittskosten die Grenzkosten übersteigen. Die Durchschnittskosten geben die auf eine Produkteinheit entfallenden Gesamtkosten an. Die Grenzkosten hingegen stellen die zusätzlichen Kosten je Produkteinheit dar.

  2. 2.

    Netzdienliches Verhalten ist dabei klar zu trennen von den Anforderungen an marktdienliches Verhalten. Dieses wird über die Preissignale am Strommarkt induziert und kann in bestimmten Situationen gegenläufig zu den Anforderungen des Netzes ausfallen (vgl. BNetzA 2015, S. 27).

  3. 3.

    Weitere in diesem Zusammenhang aufgeführte Prinzipien sind häufig außerdem die Berücksichtigung von Verteilungsgerechtigkeit sowie möglichst hohe Transparenz und Planbarkeit der Entgeltsystems (vgl. BNetzA 2015, S. 27).

  4. 4.

    Die Ermittlung der individuellen Erlösobergrenze je Netzbetreiber wird im Folgenden nicht betrachtet. Weitere Informationen unter https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Netzentgelte/Anreizregulierung/anreizregulierung-node.html.

  5. 5.

    Dies gilt mit dem Netzentgeltmodernisierungsgesetz vom 22. Juli 2017 nicht mehr für die Übertragungsnetze, bei welchen die Kosten über alle Netzgebiete hinweg addiert werden und gemeinsam auf die nächste Netzebene übergewälzt werden.

  6. 6.

    Diese Annahme ist durchaus umstritten, da die strukturellen Gegebenheiten ebenfalls einen starken Einfluss auf die Kosten haben (Consentec 2018).

  7. 7.

    Die individuellen Benutzungsstunden ergeben sich aus dem Quotienten des absoluten Strombezug (kWh) und der Leistungsspitze (kW).

  8. 8.

    Bei einem Netzbezug von genau 2500 Bezugsstunden sollte bei der jeweiligen Anwendung der beiden Preissysteme die identischen Netzentgelte ermittelt werden.

  9. 9.

    Weitere Details zu den Hemmnissen der Nachfragevermarktung von Industrieunternehmen in ewi ER&S (2017a) (S. 19 ff.).

  10. 10.

    Derzeit entfallen lediglich 11 % der Einspeisemanagementmaßnahmen auf Ursachen im Verteilnetz. Der Großteil der Einspeisemanagementmaßnahmen ist demnach auf das Übertragungsnetz zurückzuführen (BNetzA 2018). Diese Kosten werden gemäß des Netzentgeltmodernisierungsgesetzes von allen Netznutzern getragen. Der Anteil der Maßnahmen mit Ursache im Verteilnetz ist jedoch in der Vergangenheit gestiegen. Auch zukünftig wird ein weiterer Anstieg dieses Anteils erwartet.

  11. 11.

    Eine Analyse der Flexibilität industrieller Nachfrager kann der Studie ewi ER&S (2017a) „Ausgangsbedingungen für die Vermarktung von Nachfrageflexibilität“ entnommen werden.

  12. 12.

    Hierbei wird unterstellt, dass die zusätzliche Nachfrage auch kurzfristig effiziente Preissignale zum Stromverbrauch erhält.

  13. 13.

    Eine Steigerung der langfristigen Preiselastizität ist insbesondere im Wärmesektor zu erwarten, da es sich bei Wärme um ein (größtenteils) homogenes Gut handelt. Die Investitionsentscheidung in eine Wärmepumpe würden somit primär vom Kostenunterschied zu anderen Heizungstechnologien und somit Energieträgern, wie bspw. Gas, getrieben.

  14. 14.

    Die Entscheidungen zum Netzausbau sind in der Realität durchaus komplex. Hierbei ist bspw. nicht nur zu beachten, wie stark eine Überlastungssituation ist, sondern auch wie häufig Überlastungssituationen im Netzgebiet auftreten. Zusätzlich haben die strukturellen Eigenschaften einen Einfluss auf die Ausbauentscheidung.

  15. 15.

    Dies gilt jedoch nur bedingt bei einer Berücksichtigung der Entwicklung der (dynamischen) Netzkosten und somit der langfristigen Grenzkosten des Netzes.

  16. 16.

    Die folgenden Ausführungen diverser Ausgestaltungsmöglichkeiten basieren auf Faruqui et al. (2012).

  17. 17.

    Es wurden nur Länder analysiert, für welche der europäischen Kommission vollständige Datensätze vorlagen.

  18. 18.

    Davon unabhängig ist die Wirtschaftlichkeit des flächendeckenden Roll-Outs intelligenter Messsysteme durchaus umstritten. Dennoch wurde er im regulatorischen Rahmen festgehalten.

  19. 19.

    Das Zeitfenster der Peaklast wird in diesem Artikel zwischen 9:00 und 20:00 Uhr angenommen.

  20. 20.

    Es wird von einer Kostensenkung für Sekundärregelleistung ausgegangen, da in den netzkritischen Peakstunden mehr Regelleistung vorgehalten wird, als in den anderen Stunden. Somit würde die Reduktion der Peakstunden die benötigte Vorhaltung an Regelleistung und damit die Kosten senken. Bei der Kosten-Nutzen-Analyse wurden auf der Kostenseite hauptsächlich die Implementierungskosten berücksichtigt, also die Entwicklungskosten für Prognoseinstrumente zur Vorhersage der Nachfrage und der kritischen Peakstunden, sowie die Kosten für das Marketing und die Öffentlichkeitsarbeit zur Einführung der neuen Tarifstruktur.

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Danksagung

Die Autoren danken dem Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) für die zur Verfügung gestellten Fördermittel innerhalb des Projekts Kopernikus ENSURE „Neue EnergieNetzStruktURen für die Energiewende“ (Förderkennzeichen 03SFK1L0). Die Verantwortung für den Inhalt dieser Studie liegt bei den Autoren.

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Jeddi, S., Sitzmann, A. Netzentgeltsystematik in Deutschland – Status-Quo, Alternativen und europäische Erfahrungen. Z Energiewirtsch 43, 245–267 (2019). https://doi.org/10.1007/s12398-019-00265-6

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Schlüsselwörter

  • Demand response
  • Netzregulierung
  • Netzentgelte
  • Ökonomische Anreizwirkung
  • Flexibilitätseinsatz

Keywords

  • Demand response
  • Network regulation
  • Network tariffs
  • Economic incentives
  • Flexibility use