Bundesweit einheitliches Netzentgelt einführen: Kosten für den Netzausbau regional fair verteilen

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1 Bundesweit einheitliches Netzentgelt einführen: Kosten für den Netzausbau regional fair verteilen Anhörung im Landtag Mecklenburg-Vorpommern Schwerin, 05. November 2014

2 1.1 Welcher Anteil entfällt derzeit auf die Netzentgelte / Entwicklung des Anteils? (1/3) Durchschnittlicher Strompreis* für Haushalte 2014: 29,13 ct/kwh Steuern, Abgaben und Umlagen 52,4% Mehrwertsteuer 4,65 Stromsteuer 2,05 abla-umlage 0,009 Offshore- Haftungsumlage 0,25 19 StromNEV- Umlage 0,092 KWK-Aufschlag 0,178 EEG-Umlage 6,24 Konzessionsabgabe 1,79 Energiebeschaffung und Vertrieb 7,31 Abrechnung, Messung, Messstellenb. 0,62 Netzentgelt 5,94 Strombeschaffung/Vertrieb marktlich 25,1% Abrechnung/Messung marktlich/reguliert 2,1% regulierte Netzentgelte 20,4%

3 1.1 Welcher Anteil entfällt derzeit auf die Netzentgelte / Entwicklung des Anteils? (2/3)

4 1.4 Worin liegen die wesentlichen Ursachen für regionale Strompreisunterschiede in Deutschland begründet und warum belegen die ostdeutschen Bundesländer Spitzenplätze bei den Netzentgelten? Durchschnittlicher Strompreis eines Drei-Personen-Haushaltes in ct/kwh Jahresverbrauch von kwh Netzentgeltunterschiede insbes. durch regional differenzierten EE-Zubau: Invest Anschluss EEG-Anlagen Betriebsaufwand Anschluss/Abwicklung EEG-Anlagen Anstieg vnne für dezentrale Anlagen Anstieg Übertragungsnetzentgelte Zusätzlich in ostdeutschen Ländern: jüngere Netze mit hohen Kapitalkosten, wenig Industrie bei steigender dezentraler Einspeisung

5 2.1 Welche Leistungen und Mengen elektrischer Energie werden bis zum Jahr 2020 in Mecklenburg-Vorpommern erzeugt und verbraucht? Einspeisung 22 TWh Verbraucherlast 6,5 TWh Gem. Leitszenario B des NEP

6 2.10 Durch welche weiteren Maßnahmen können die Netzkosten, durch welche Maßnahmen kann der Netzzubaubedarf gesenkt werden? BDEW-Vorschlag: Maßnahmen zur Synchronisation von Netz- und EE- Ausbau Strategische Netzausbauplanung: Reduzierung der Netzausbauverpflichtung für 97 Prozent der in einem Netzgebiet erzeugbaren EE-Strommenge Allokationssignale für EE-Anlagenbetreiber: Zeitlich auf zwei Jahre befristete eingeschränkte Entschädigungszahlungen bei Netzengpässen, wenn Anlage bewusst in Netzengpassgebiet errichtet wird

7 3.1 Welches sind die wesentlichen Faktoren für sichere und stabile Netze und welches sind die wesentlichen Herausforderungen? 3.2 Herausforderung Netzstabilität? Grundsätzlich klare Qualitätsanforderungen durch technisches Regelwerk definiert u.a. Frequenz, Stromstärke, Verlauf der Spannung am Anschlusspunkt Maßnahmen zur Sicherung der Qualitätsansprüche bei dynamischer Aufnahme- und Abgabefunktion: Kurzfristige Netzverstärkungen Intelligente Betriebsmittel (z. B. regelbare Ortsnetztrafos) Anpassung Schutzkonzepte Netzstabilität auch im EEG 2014 gesichert, ggf. zusätzliche Anforderungen durch Spitzenkappung (Abweichung in BK der Direktvermarkter)

8 4.5 Verursachungsgerechte Beteiligung aller Netznutzer an den Kosten zur Bereitstellung aller Netznutzer? 4.6 Beteiligung der Einspeiser a. d. Kosten der Netzinfrastruktur und des Netzbetriebs? Grundsätzlich: Prüfung sinnvoll, ob Netzentgeltsystematik den Anforderungen der Energiewende weiter gerecht wird Zielstellung A: Erhöhung Leistungspreiskomponente, um Netzinanspruchnahme kostengerechter abzubilden Zielstellung B: Letztverbraucher ohne Eigenerzeugung zukünftig ggü. Letztverbrauchern mit Eigenerzeugung weniger zu benachteiligen Ablehnung der G-Komponente: Keine Entlastung für Endkunden (höhere Strombeschaffungspreise), keine Anreize aufkommensneutraler G-K. für Standortwahl (variable Kosten, auf Standort angewiesen), fehlende Anreize für Ersatzinvest an weniger geeigneten Standorten

9 5. Landesnetzagentur Positive Erfahrungswerte aus Niedersachsen (Bsp. L-/H-Gas-Umstellung) Mittelbarer Einfluss auf Beschleunigung der Weiterentwicklung der Netze u.a. volkswirtschaftliche Vorteile durch Reduktion des Einspeisemanagements

10 6.4 Wie muss die Netzentgeltregulierung ausgestaltet werden, damit der Ausbau der EE nicht durch das Regulierungsregime behindert, sondern befördert wird? Regulierungssystem setzt starke Anreize für Effizienzsteigerungen, dynamische Entwicklungen und Investitionen im Verteilnetzbereich nicht ausreichend abgebildet Regulierungsmodell evolutionär weiter entwickeln. Abrupter Wechsel ist kontraproduktiv für das Investitionsklima Regulierung soll sich stärker an den Investitionserfordernissen und - zyklen und zukünftigen Kapitalkostenentwicklung der Netzbetreiber orientieren Beendigung des Zeitverzugs, Investitionssicherungsantrag Netzinnovationen sind wesentliches Element für den Umbau zu Smart Grids und müssen in der Regulierung stärker Berücksichtigung bzw. Anerkennung finden

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