- Zukunft der Netzentgeltsystematik Strom - Positionspapier der EWE AG Dezember 2014

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1 - Zukunft der Netzentgeltsystematik Strom - Positionspapier der EWE AG Dezember 2014

2 Auf einen Blick Die Energiewende stellt die Netzentgeltsystematik Strom vor Herausforderungen: Nur Verbraucher zahlen mit Netzentgelten für die Infrastruktur, größter Kostentreiber ist aber die Erzeugung die Verursachungsgerechtigkeit steht in Frage. Erneuerbare Energien wachsen regional unterschiedlich stark und schnell dadurch entwickeln sich auch die Netzentgelte unterschiedlich. Flexibilität im Verbrauch ist wichtig, um die fluktuierende Erzeugung aufzufangen. Prosumer entziehen sich der solidarischen Finanzierung der Infrastruktur, auf die sie trotz Eigenerzeugung nicht verzichten können. Um diesen Herausforderungen zu begegnen, schlägt EWE folgende kurzfristige Änderungen an der Netzentgeltsystematik vor: Mit intelligentem Einspeisemanagement und Smart-grid-Technologien kann das Wachstum der erneuerbaren Energien auf Netzengpässe abgestimmt werden die Einführung einer sogenannten Generation-Komponente der Netzentgelte als Steuerungsinstrument wird abgelehnt. Erneuerbare Energien wachsen je nach Region unterschiedlich stark und schnell. Damit sich dadurch für Regionen mit hohem Anteil erneuerbarer Energien kein Standortnachteil in Form höherer Netzentgelte ergibt, sollten EEG-bedingte Netzkosten bundesweit umgelegt werden. Statt pauschaler Netzentgeltreduzierungen für die Industrie sollte tatsächlich systemdienliches Verhalten mit niedrigeren Netzentgelten belohnt werden. Mit einer stärkeren Orientierung an den fixen Preiskomponenten Grund- und Leistungspreis der Netzentgelte werden auch Prosumer angemessen an der Infrastrukturfinanzierung beteiligt. Langfristig darf die Netzentgeltsystematik nicht isoliert betrachtet werden, sondern als integrativer Bestandteil eines neuen Energiemarktdesigns. Es sollte untersucht werden, wie über gemeinsame Anreize Einleitung von Netzentgelten und Energielieferpreisen Flexibilität sinnvoll bewirtschaftet werden kann. 2

3 Die Energiewende stellt die bestehende Systematik vor Herausforderungen Kunden zahlen mit ihrem Strompreis auch die Kosten für die Infrastruktur, also für Planung, Bau und Betrieb sowie die Kapitalkosten des jeweiligen Stromnetzes. Dieser Preisbestandteil heißt Netznutzungsentgelt oder Netzentgelt. Ausschlaggebend für die Höhe des Netzentgeltes sind die Kosten des Netzes, an das der Endkunde angeschlossen ist, sowie die Kosten aller vorgelagerten Netz- und Umspannebenen. Wer direkt aus einer höheren Netz- oder Umspannebene Strom bezieht, zahlt keine Netzentgelte für die unterlagerten Ebenen. Netznutzungsentgelte werden im bestehenden System nur für die Entnahmeseite erhoben. Stromverbraucher zahlen einen Grundpreis sowie einen Arbeitspreis pro entnommene Kilowattstunde. Bei größeren Verbrauchern, die leistungsgemessen werden, bemisst sich das Entgelt neben dem Arbeitspreis nach ihrer Leistungsspitze (Leistungspreis). Wer Strom erzeugt und ins Netz einspeist, muss dafür keine Netznutzungsentgelte zahlen. Auch wer selbst erzeugten Strom verbraucht, muss für diesen keine Netzentgelte bezahlen. Die Energiewende stellt die bestehende Systematik vor Herausforderungen Kostentreiber im Netz ist die Einspeisung, nicht der Verbrauch Bis in die 2000er Jahre hinein wurde Strom fast ausschließlich zentral in großen Kraftwerken erzeugt, die verbrauchsnah und vor allem in Ballungsgebieten gebaut wurden. Daher wurde die Topologie der Netze dafür ausgelegt, dass Übertragungsnetze den Strom aus den wenigen großen Kraftwerken weitflächig transportierten und über Verteilnetze den Endkunden zur Verfügung stellten. Auf dieser Grundlage basiert das heutige auf Top-down down-wälzung ausgelegte Netzentgeltsystem. Netzentgelte werden vor allem pro Kilowattstunde erhoben. Mit vermehrter dezentraler Einspeisung durch fluktuierende erneuerbare Energien das EEG 2000 kann als Startpunkt dieser Entwicklung im größeren Rahmen gesehen werden wird dieser Zusammenhang jedoch zunehmend schwächer. Strom aus fluktuierend einspeisenden Erneuerbare-Energien Energien-Anlagen wird auf allen Netzebenen eingespeist und verbraucht, die Netze verteilen Strom nicht mehr von oben nach unten, sondern in alle Richtungen. Hauptverantwortlich für Netzausbau und damit die steigenden Kosten im Netz ist also die fluktuierende Einspeisung aus erneuerbaren Energien, nicht der Verbraucher. Energiewende verursacht regional unterschiedlich stark steigende Netzkosten Da die erneuerbaren Energien in einigen Regionen stärker wachsen als in anderen, entsteht ein Kostengefälle zwischen Netzbetreibern: In Regionen mit hohem Wachstum erneuerbarer Energien, die hauptsächlich ländlich strukturiert sind, sind höhere Investitionen in die Netzerweiterung 3

4 notwendig als in Regionen, en, in denen es wenig erneuerbare Energien gibt, wie beispielsweise in Städten. Dies wiederum führt zu unterschiedlich hohen Netzentgelten n in den verschiedenen Regionen. Die bestehende Systematik kann also potenziell zu einem Standortnachteil in Regionen mit hohem Angebot erneuerbarer Energien führen. Energiewende führt zu steigendem Bedarf an Flexibilität im System Physikalische Voraussetzung für eine sichere Versorgung ist die stete Balance zwischen Einspeisung und Ausspeisung aus dem Netz. Auch dies wird durch die zunehmende nicht planbare, fluktuierende Einspeisung erneuerbarer Energien komplizierter. Fällt der Wind plötzlich aus, müssen konventionelle Kraftwerke schnell einspringen und das Angebotstal wieder ausfüllen. Alternativ können auch große Verbraucher raucher vom Netz gehen, um die Nachfrage zu senken. Weht der Wind besonders stark und wird mehr Strom produziert, als zu dem Zeitpunkt benötigt wird, muss das Übertragungsnetz die Überschüsse in andere Regionen abtransportieren. Oder zusätzliche Verbraucher schalten sich ein, um den überschüssigen Strom zu verbrauchen. Diese flexiblen Verbraucher, die sich nach Bedarf zu- oder abschalten lassen, brauchen entsprechende Anreize, um sich so zu verhalten, wie es die Angebotssituation gerade erfordert. Dies geschieht idealerweise über die Preisgestaltung, deren Bestandteil auch die Netzentgelte sind. Sinkender Beitrag zur Infrastrukturfinanzierung von Prosumern erhöht Kosten für andere Charakteristisch für die Energiewende ist, dass immer mer mehr Kunden zu sogenannten Prosumern werden. Prosumer verbrauchen nicht nur Strom, sondern erzeugen zum Beispiel mit Photovoltaik- Anlagen auch eigenen Strom, den sie entweder selbstst verbrauchen oder in das Netz einspeisen. Verbrauchen sie den Strom selbst, senken sie damit ihre Abnahme aus dem Netz und da sie weniger Kilowattstunden aus dem Netz beziehen, zahlen sie somit auch weniger Netzentgelte. Das Netz entlasten sie aber nicht, weil der Netzbetreiber auch für diese Kunden jederzeit die volle Netzkapazität vorhalten muss, um die maximal mögliche Stromerzeugung aufzunehmen oder eine maximale Entnahme gewährleisten zu können. Die Kosten für die Infrastruktur werden überwiegend auf die verbleibenden Kilowattstunden, die aus dem Netz entnommen werden, verteilt. Da diese sinken, steigen die spezifischen Netzentgelte für die verbleibenden reinen Abnehmer, womit sich die Frage nach der Verursachungsgerechtigkeit der Kostenverteilung stellt. Die Netzentgeltsystematik darf nicht als einzelnes System isoliert betrachtet werden, sondern als integrativer Bestandteil des Energiemarktdesigns. Daher muss die langfristige Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik immer in enger Abstimmung mit Änderungen am rechtlichen Rahmen in anderen Bereichen der Wertschöpfungskette geschehen. Diesem Gedanken folgend macht EWE 4

5 einerseits Vorschläge für kurzfristig durchführbare Änderungen. In einem zweiten Teil geben wir Impulse, wie die Preissystematik langfristig ganzheitlich angepasst werden kann, um der Energiewende gerecht zu werden. Vorschläge für kurzfristige Änderungen an der Netzentgeltsystematik Intelligentes Einspeisemanagement statt Einspeiser-Netzentgelte Die grundsätzliche Systematik, dass nur auf abgenommene Kilowattstunden Netzentgelte berechnet werden, sollte beibehalten werden. Eine sogenannte Generation-Komponente (abgekürzt G- Komponente), also Netzentgelte für Einspeisungen, wie sie zum Beispiel die Monopolkommission 2013 vorgeschlagen hat, ist aus unterschiedlichen Gründen abzulehnen. Die Monopolkommission verfolgt damit das Ziel, die Stromerzeugung besser auf bestehende Engpasssituationen im Netz abzustimmen. Problematisch an einer G-Komponente ist jedoch, dass bei gegebener Flächenknappheit Erzeugungsstandorte nicht frei wählbar sind. Negative Rentabilitätseffekte für Erzeugungsanlagen überlagern damit etwaige Lenkungswirkungen für Erzeuger. Aus unserer Sicht gibt es erfolgversprechendere Instrumente, um dieses Ziel zu erreichen. Mit dem sogenannten 5-Prozent- würde eine Abregelung von lediglich 5 Prozent der Jahresenergiemenge von Erneuerbaren-Energien Energien-Anlagen die Netzanschlusskapazität verdoppeln. Kombiniert mit weiteren Maßnahmen aus dem Bereich der intelligenten Netzbetriebsführung können bestehende Kapazitäten im Netz optimaler ausgelastet und Netzausbau vermieden werden. Für Details verweisen wir auf unsere Positionspapiere zu den Themen Smart Grids und Smart Meter Rollout. Einspeisenetzentgelteetzentgelte bieten Netzbetreibern außerdem keine ausreichende Planungssicherheit. Die Höhe der Zahlungen, die der Netzbetreiber von Erzeugungsanlagen erhielte, wäre abhängig von der eingespeisten Strommenge, die wiederum bei fluktuierenden Erneuerbaren-Energien Energien-Anlagen je nach Wetterlage stark schwanken würde. Dies würde die Finanzplanung von Netzbetreibern und die Bestimmung der Höhe von Netzentgelten verkomplizieren. Ansatz, den EWE entwickelt hat, Bundesweite Umlage EEG-bedingter Kosten, um Standortnachteile zu vermeiden Da die erneuerbare Stromerzeugung in einigen Regionen stärker wächst als in anderen, steigen auch die Netzentgelte regional unterschiedlich stark. Da die Energiewende eine bundesweite Aufgabe ist, sollte dafür eine Lösung gefunden werden, die Standortnachteile vermeidet. Insbesondere aus Ostdeutschland mehren sich Stimmen, die sich für bundesweit einheitliche Netzentgelte aussprechen. EWE plädiert als Lösung für dieses Problem für einen bundesweiten Ausgleich EEG- 5

6 bedingter Netzkosten. So würden regionale Standortnachteile durch nicht-beeinflussbare Faktoren wie die Entwicklung erneuerbarer Energien vermieden. Systemdienliches Verhalten mit Netzentgeltreduzierungen belohnen Bereits im bestehenden System sind Anreize angelegt, die Verbraucher dazu bewegen sollen, ihre Nachfrage flexibler zu gestalten. Die Stromnetzentgeltverordnung ( 19 Abs. 2 StromNEV) erlaubt beispielsweise reduzierte Netzentgelte für die sogenannte atypische Nutzung. Wenn die individuelle Höchstlast des Verbrauchers nicht in die Zeit fällt, in der voraussichtlich die höchste Last in diesem Netz insgesamt anfällt, muss der Netzbetreiber diesem Kunden ein reduziertes Netzentgelt für sein potenziell netzdienliches Verhalten gewähren. Umgesetzt wird dies in Stromverträgen mit Hoch- und Niedertarifen, die sich an historischen Verbrauchsstrukturen orientieren: Nachts oder am Wochenende ist Strom günstig, in der Mittagszeit teuer. Dies entspricht jedoch nicht mehr der Realität. Durch die Einspeisung von Photovoltaik-Anlagen kommt es häufig in der Mittagszeit zu Angebotsspitzen mit Überangebot an Strom. Wünschenswert wäre also, wenn auch dann mehr Strom verbraucht würde. Die Verbraucher, die für ihre atypische Nutzung belohnt werden, haben aber durch ihre atypische Netzentgeltstruktur keinen Anreiz, zum Beispiel zur Mittagszeit mehr Strom zu verbrauchen. Die Stromnetzentgeltverordnung sieht ebenfalls eine Belohnung für Verbraucher vor, die das Netz möglichst gleichmäßig nutzen. Ein Verbraucher, der mehr als Vollbenutzungsstunden in Höhe seiner Maximallast vorweisen kann, kann eine Reduzierung seines Netzentgeltes um bis zu 80 Prozent beanspruchen ( 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV). Dies kann in der Praxis systemdienliches Verhalten verhindern. Wenn der Kunde die Vollbenutzungsstunden unterschreitet, verliert rt er seinen reduzierten Tarif. Befindet sich sein Verbrauch zum Ende eines Jahres knapp unter dieser Grenze, wird er auch dann seinen Verbrauch nicht reduzieren, wenn gerade wenig Strom im Netz ist, um den Vorteil der Netzentgeltreduzierung zu erhalten. Anstatt also Netzentgelte insgesamt zu reduzieren, wenn eine bestimmte Anzahl von Vollbenutzungsstunden in Maximallast vorliegt, könnten beispielsweise nur die Vollbenutzungsstunden in Maximallast mit einem reduzierten Netzentgelt belohnt werden, in denen eine hohe Netzeinspeisung besteht und der Großhandelspreis einen bestimmten Wert unterschreitet. Speziell in der Niederspannung sieht das Energiewirtschaftsgesetz ein reduziertes Netzentgelt für Verbraucher vor, die sich in Engpasssituationen abschalten lassen ( 14a EnWG). Engpässe im Verteilnetz entstehen jedoch nicht nur durch zu hohe Nachfrage nach Strom. Gerade in ländlichen Gebieten tritt der umgekehrte Engpass zu viel Strom im Netz trifft auf zu wenig Nachfrage viel 6

7 häufiger auf. Daher sollte 14a EnWG nicht nur Lastabschaltungen, sondern auch -zuschaltungen belohnen. 14a EnWG sollte außerdem für alle Netzebenen der Verteilnetzbetreiber gelten. Stärkere Ausrichtung der Netzentgelte an fixen Preiskomponenten Eine Möglichkeit, eine angemessene Beteiligung von Prosumern an den Kosten für die Vorhaltung der Infrastruktur zu sichern, ist eine stärkere e Orientierung der Netzentgelte an fixen Komponenten, also Grundpreis oder Leistungspreis. Noch machen die Prosumer einen relativ kleinen Teil der Kunden aus, so dass sich ihre selbst erzeugten und verbrauchten Strommengen noch nicht merklich auf die Höhe der Netzentgelte auswirken. Wächst ihr Anteil in Zukunft jedoch stark weiter, ist ein soziales Problem absehbar: Wer es sich leisten kann, entzieht sich mit eigener Stromerzeugung der solidarischen Finanzierung der Infrastruktur, obwohl er auch weiterhin zu einem bestimmten Grad auf sie angewiesen ist. Die Kosten für Bau und Betrieb der Infrastruktur werden dann zum größten Teil von denjenigen Kunden zu schultern sein, die über keine Möglichkeit der Eigenversorgung verfügen, wie beispielsweise Mieter in Mehrfamilienhäusern. Wird der Anteil des Grundpreises (beziehungsweise des Leistungspreises bei leistungsgemessenen Kunden) erhöht, beteiligen sich auch Prosumer angemessen an der Netzfinanzierung. EWE spricht sich daher dafür aus, in einem ersten Schritt den Grundpreis bei nicht leistungsgemessenen Kunden verpflichtend zu machen und Netzbetreibern Erhöhungen des Grundpreises je nach Netzerfordernissen zu ermöglichen. Bei leistungsgemessenen Kunden sollten Netzbetreiber den Anteil des Leistungspreises ebenfalls so weit wie möglich erhöhen. Impulse für eine langfristige Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik: Flexibilität durch dynamische Entgelte und Tarife Langfristig darf die Netzentgeltsystematik nicht isoliert betrachtet werden, sondern das Energiemarktdesign muss insgesamt so weiterentwickelt werden, dass es integrierte Lösungen für die Herausforderungen der Energiewende bietet. Eine Dynamisierung der Angebotssituation durch die Energiewende kann durch eine Dynamisierung auf der Verbraucherseite beantwortet werden. Dafür ist es sinnvoll, wenn Netzentgelte und Energielieferpreise flexiblen Verbrauchern gemeinsam Anreize liefern, ihr Verhalten an die jeweilige Angebotssituation anzupassen. Eine Dynamisierung von Netzentgelten in enger Synchronisierung mit vertrieblichen Energielieferpreisen könnte dies ermöglichen. 7

8 Das aktuelle Modell kann gegenläufige Anreize für Netzbetreiber und Energielieferanten setzen: Zum Beispiel könnte ein lokaler Engpass durch eine zu hohe Nachfrage im Verteilnetz bestehen, weil Wolken gerade die Erzeugung der lokalen Photovoltaik-Anlagen stoppen. Der Netzbetreiber hat also ein Interesse daran, dass Verbraucher sich abschalten lassen. Dieser lokale Engpass muss sich jedoch nicht zwingend in Form von hohen Preisen auch an der Börse widerspiegeln, wenn deutschlandweit betrachtet ein hohes Angebot auf geringe Nachfrage bei niedrigen Energielieferpreisen trifft. Wirtschaftlich für den Verbraucher wäre es, Lasten in genau diesen Zeitraum zu verschieben. Ein hohes Netzentgelt würde in diesem Beispiel auf einen niedrigen Energielieferpreis treffen und beide Impulse sich in Summe quasi neutralisieren. Daher sollte die Preissystematik in Summe betrachtet werden. Eine konzertierte Wirkung aus abgestimmter Energielieferpreis- und Netzentgeltausrichtung würde solche Patts zwischen den Interessen nicht nur verhindern, sondern dem Kunden auch einen insgesamt stärkeren Anreiz zur Verhaltensänderung bieten, als ein Preisbestandteil es alleine könnte. Selbstverständlich muss es für ein solches Zusammenspiel energiewirtschaftliche Spielregeln geben, die diskriminierungsfrei sind und die Entflechtungsregeln einhalten. Hierfür könnte ein Netzampelsystem geeignet sein: In grünen Phasen liegen keine Engpässe vor und alle Marktteilnehmer können frei agieren. Im gelben Zustand werden Maßnahmen zur Engpassvermeidung notwendig. Dynamische Netzentgelte und Energielieferpreise können hier konzertiert Anreize für Flexibilität in die gewünschte Richtung geben. In roten Ampelphasen hat der Netzbetreiber Vorfahrt und greift zur Abschaltung von Erzeugungsanlagen oder zu Leistungsreduktion von Verbrauchern. rauchern. Die Anzahl solcher Eingriffe gilt es aber durch intelligentes abgestimmtes Verhalten in der gelben Ampelphase möglichst gering zu halten. In Forschungs- und Demonstrationsvorhaben sollten die Potenziale, aber auch andere Auswirkungen, die sich aus einer gemeinsamen Gestaltung von vertrieblichen Tarifen und Netzentgelten für die Bewirtschaftung von Flexibilität im Energiesystem ergeben, umfassend untersucht werden, bevor eine umfassende Reform der bestehenden Systematik über kurzfristige Änderungen n hinaus angegangen wird. Beispielsweise können dynamische Entgeltstrukturen bundesweit in einer bestimmten Anzahl von Netzengpassgebieten erprobt werden. 8