Wolfgang Pfaffenberger, Jürgen Gabriel und Ulrike Borszcz. Preissystem bei Netznutzungsentgelten

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1 Wolfgang Pfaffenberger, Jürgen Gabriel und Ulrike Borszcz Preissystem bei Netznutzungsentgelten für Strom

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3 institut an der universität bremen fahrenheitstraße bremen tel fax bei@bei.uni-bremen.de BMR-Service GmbH, Neuburg a. d. Donau Prof. Dr. Wolfgang Pfaffenberger, Dr. Jürgen Gabriel und Ulrike Borszcz Preissystem bei Netznutzungsentgelten für Strom Juli 2003

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5 Inhalt 1. Einleitung Theoretische Grundlagen der Bildung von Netznutzungsentgelten Die Ausgangslage Was sagt die Theorie? Lösungsvorschlag Überprüfung von Tarifen Datengrundlage Tarife der Stromversorger Tarife der Netzbetreiber Niedertarif-Verbrauchswerte für landwirtschaftliche Betriebe Börsenpreise als Basis für die Tarifanalyse Rechenmodell Überprüfung der Tarife für das Jahr Überprüfung der Tarife für das Jahr Zusammenfassung des Ergebnisses der Überprüfung Schlussfolgerungen und Empfehlungen...47 F:\Projekte\0147\Freigegebener Text\Gutachten 0147 freigegeben doc 7

6 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Netzentgelte und Versorgungstarife für Niederspannungskunden Abbildung 2: Typischer Nachfrageverlauf Strom Abbildung 3: Abgrenzung der Kosten im Netz Abbildung 4: Beispiel eines Lastverlaufes mit zwei Kundengruppen Abbildung 5: Preisgestaltung der untersuchten Tarife in 2002 und Abbildung 6: Netzentgelte der untersuchten Netzbetreiber in 2002 und Abbildung 7: Lastprofil L0 bei einem Jahresverbrauch von kwh Abbildung 8: Niedertarif-Verbrauchsanteile und Zeitanteile im Lastprofil L Abbildung 9: Beispielhafte Tagesverläufe der Spotmarktpreise an der Leipziger Strombörse Abbildung 10: Entwicklung der Spotmarktpreise an der Leipziger Strombörse Abbildung 11: Steuern und Abgaben auf Strom 2002 und Abbildung 12: Analyseergebnis Schwachlast-Stromverkauf im Jahr Abbildung 13: Analyseergebnis Gesamt-Stromverkauf im Jahr Abbildung 14: Analyseergebnis Gesamt-Stromverkauf im Jahr

7 Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Struktur des Strompreises für Niederspannungskunden ohne Leistungsmessung Tabelle 2: Relative Bedeutung einer Erzeugungspreissenkung Tabelle 3: Beispiel zur Berechnung der Kostenanteile von Kundengruppen Tabelle 4: Preisvariation an der Strombörse (2002) Tabelle 5: Beispiel für nach dem Lastanteil differenzierte Netzentgelte Tabelle 6: Untersuchte Tarife, Energieversorger und Netzbetreiber Tabelle 7: Preisgestaltung der untersuchten Schwachlasttarife in Tabelle 8: Preisgestaltung der untersuchten Tarife in Tabelle 9: Schwachlastzeiten der untersuchten Tarife Tabelle 10: Netzentgelte der untersuchten Netzbetreiber im Jahr Tabelle 11: Netzentgelte der untersuchten Netzbetreiber im April Tabelle 12: Niedertarif-Verbrauchsanteile bei kwh Jahresverbrauch Tabelle 13: Tabelle 14: Entwicklung der Spotmarktpreise an der Leipziger Strombörse von Januar 2002 bis Mai 2003 für den Bezug nach dem Lastprofil L Durchschnittspreise 2002 für den Strombezug über die Börse, Verbrauch gemäß Standardlastprofil L0 (Landwirtschaft) Tabelle 15: Steuern und Abgaben auf Strom 2002 und Tabelle 16: Analyseergebnis Schwachlast-Stromverkauf im Jahr 2002 bei kwh/jahr Gesamtstromverbrauch Tabelle 17: Analyseergebnis Schwachlast-Stromverkauf im Jahr 2002 aus dem Blickwinkel des freien Händlers bei kwh/jahr Tabelle 18: Analyseergebnis Gesamt-Stromverkauf im Jahr 2002 bei kwh/jahr Tabelle 19: Analyseergebnis Gesamt-Stromverkauf im Jahr 2002 aus dem Blickwinkel des freien Händlers bei kwh/jahr Tabelle 20: Analyseergebnis Gesamt-Stromverkauf im Jahr 2003 bei kwh/jahr Tabelle 21: Analyseergebnis Gesamt-Stromverkauf im Jahr 2003 aus dem Blickwinkel des freien Händlers bei kwh/jahr

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9 Einleitung 1. Einleitung Die BMR-Service GmbH hat uns darum gebeten, zu den landwirtschaftlichen Tarifen von Stromversorgungsunternehmen Stellung zu beziehen. Mit der Liberalisierung der Stromversorgung hat sich die Preisstruktur für Stromerzeugnisse geändert. Während früher in einem Versorgungsgebiet ein Versorger für die jeweiligen Gruppen der Tarifkunden einen einheitlichen Tarif vorgesehen hat, besteht heute aufgrund des Wettbewerbes in der Stromerzeugung eine Konkurrenz in Bezug auf die Stromeinkaufspreise. Andererseits werden Kunden häufig zu festgelegten Versorgungstarifen beliefert, die neben dem Strompreis auch die Netzentgelte beinhalten. Der Kunde hat heute die Wahlmöglichkeit, Strom von demjenigen Händler zu kaufen, der seinen Bedürfnissen am ehesten entspricht. Der Netzbetreiber hat dann dem Drittanbieter für dessen Kunden in seinem Netzgebiet Zugang zu gewähren und erhält dafür ein Netzentgelt. Nach Energiewirtschaftsgesetz sind Netzbetreiber verpflichtet, ihre Netzentgeltediskriminierungsfrei zu gestalten und anzuwenden, das heißt Kunden, die von anderen Händlern Strom beziehen, sind in Bezug auf das Netzentgelt genauso zu behandeln wie Kunden, die ihren Strom aus dem eigenen Haus geliefert bekommen. Ob dies tatsächlich geschieht, ist nicht unmittelbar ersichtlich, da in Deutschland Netzentgelte und Strompreis in der Kundenrechnung nicht getrennt ausgewiesen werden, sodass keine unmittelbare Information über die jeweilig angewandten Preise verfügbar ist. Ein Blick auf die Preisstrukturen in der Stromversorgung zeigt, dass ebenso wie in der Vergangenheit vor der Liberalisierung heute die Versorgungstarife für Strom häufig sehr kundenspezifisch ausgelegt sind und damit den unterschiedlichen Abnahmecharakteristiken der Kunden Rechnung tragen, während andererseits die heute auch anzubietenden Netzentgelte eine solche Differenzierung nicht aufweisen. Daraus ergibt sich die Frage, ob die heutige Tarifierungspraxis der Unternehmen dem Grundanliegen einer liberalisierten Stromversorgung Rechnung trägt. Grundvoraussetzung eines funktionierenden Wettbewerbsmarktes für Elektrizität ist eine klare Trennung zwischen dem Markt für Stromprodukte (Vertrieb) und den Dienstleistungen der Übertragungs- und Verteilnetze, die ein Monopol innehaben. Fairer Wettbewerb ist möglich, wenn die Leistungen des Übertragungs- und Verteilbereiches allen Händlern zu gleichen Bedingungen angeboten werden. Die vorzufindende Unterschiedlichkeit in der Struktur der kundenspezifischen Stromversorgungstarife (Kompletttarife inklusive Netznutzung) und der Struktur der Netzentgelte andererseits könnte darauf zurückzuführen sein, dass Unternehmen, die sowohl Stromerzeugnisse als auch Netzdienstleistungen anbieten, bei der Kalkulation ihrer Versorgungstarife nicht von den gleichen Netzentgelten ausgehen, die sie Drittanbietern berechnen. Diese Problemstellung hat zwei Dimensionen: 1. Soweit sich Kundenanforderungen hinsichtlich der Lastcharakteristik unterscheiden, führen sie in den Unternehmen sowohl bei der Stromerzeugung als auch bei Netzdienstleistungen zu einer Inanspruchnahme, die unterschiedlich zu bewerten ist. Dieses wird durch ein einheitliches Netzentgelt, das die kundenspezifischen Differenzen nicht zum Ausdruck bringt, nicht richtig wiedergegeben. Damit ist ein Grundsatzproblem bei der Bildung von Netzentgelten nach der Verbändevereinbarung II+ angesprochen. Dieses wird im Gutachten ausführlich dargelegt und es wird ein Änderungsvorschlag gemacht. 11

10 Einleitung 2. Anhand einer Reihe von Beispielen von im Markt angebotenen Stromtarifen soll geprüft werden, inwieweit diese Versorgungstarife unter Zugrundelegung marktüblicher Werte für die Stromerzeugung überhaupt mit den vom Unternehmen verlangten Netzentgelten kompatibel sind oder inwieweit in diesen Stromversorgungstarifen implizit andere Netzentgelte enthalten sein müssen, weil sich sonst eine Unterdeckung bei diesem Tarif ergeben würde. Hierzu wird die so genannte Differenzmethode angewendet, die im entsprechenden Kapitel näher erläutert wird. 12

11 Theoretische Grundlagen der Bildung von Netznutzungsentgelten 2. Theoretische Grundlagen der Bildung von Netznutzungsentgelten 2.1 Die Ausgangslage Die Problematik der Bildung von Netznutzungsentgelten wird in der wissenschaftlichen Literatur seit langem intensiv diskutiert. Hier gibt es viele Ähnlichkeiten zwischen unterschiedlichen Netzindustrien wie Telekommunikation, Eisenbahn, Elektrizität und Gas. Soweit in diesen Industrien das Netz als monopolistischer Bottleneck anzusehen ist, wird eine Regulierung dieses Bereiches gefordert. Wie aber soll die Regulierung aussehen? In Deutschland sollen die Unternehmen ihre Netzentgelte grundsätzlich nach dem Kalkulationsleitfaden der Verbändevereinbarung II+ (VV II+) kalkulieren. Die betriebswirtschaftlichen Grundlagen dieser Regelungen unterstellen wir hier als gegeben. Dieses beinhaltet allerdings keine Aussage zu der tatsächlichen Umsetzung dieser Regelung in bestimmten Unternehmen. Das Bundeskartellamt hat kürzlich gegenüber dem Regionalversorger TEAG 1 und den Stadtwerken Mainz 2 Verfügungen erlassen, nach welchen diesen Unternehmen aufgegeben wird, ihre Netznutzungsentgelte in beträchtlichem Umfang zu reduzieren. In beiden Fällen wurde u.a. bemängelt, dass die Unternehmen nicht entsprechend den Regeln der VV II+ vorgegangen sind. Allerdings gibt die Verbändevereinbarung lediglich einen Rahmen vor. Der Grundgedanke der Verbändevereinbarung, Punkttarife vorzusehen und die Kunden des Netzes je nach Inanspruchnahme der Netzsegmente an den Kosten zu beteiligen, ist zunächst einmal in sich schlüssig. Allerdings wird dieser Gedanke in Deutschland noch viel zu sehr im Sinne der traditionellen Preisaufsicht vor der Liberalisierung gesehen. Vor der Liberalisierung ging es darum, der Preisaufsicht die einem bestimmten Tarif zugrunde liegenden Kosten plausibel zu machen. Nach der Liberalisierung sollte es nach dem Gesetzeszweck darum gehen, Kosteneffizienz durch Wettbewerb zu realisieren. Für den Netzbereich bedeutet dieses eine Veränderung der Kostenstrukturen einerseits im Hinblick auf eine technisch effiziente Betriebsweise und andererseits auch im Hinblick auf kundenspezifische Angebote. Netzentgelte für das Niederspannungsnetz werden heute im Allgemeinen für zwei verschiedene Gruppen von Nutzern angeboten: 1. Kunden mit Leistungsmessung (i. A. mit 30 kw oder größerer Leistungsabnahme oder mehr als kwh Jahresverbrauch) sowie 2. Kunden ohne Leistungsmessung. In diese Gruppe fallen dann alle anderen Niederspannungsabnehmer unabhängig von ihrem Stromverbrauchsprofil wie zum Beispiel kleine und mittlere Gewerbebetriebe, Haushalte und landwirtschaftliche Betriebe. Bei den Stromversorgungstarifen werden hingegen für diese Gruppen jeweils weitestgehend spezifische Tarife angeboten (vgl. dazu Abbildung 1 auf Seite 14). Dieses ist um so erstaunlicher, weil der größere Teil der Wertschöpfung bei Niederspannungskunden 1 2 Bundeskartellamt B T 45/01 vom Bundeskartellamt B T 38/01 vom

12 von Unternehmen im Netzbereich realisiert wird und der kleinere Teil im Bereich der Erzeugung von Stromprodukten. Als Faustregel kann man in diesem Segment davon ausgehen, dass etwa nur 1/3 des Wertes vor Steuern und Abgaben aus der Stromerzeugung stammt, während 2/3 aus dem Verteilungsbereich stammen. Die Tabelle 1 zeigt die Struktur des Strompreises bei Zugrundelegung durchschnittlicher Preise für die Stromerzeugung und die Netznutzung in Deutschland. Etwa 40% entfallen auf Umlagen, Steuern und Abgaben. Vom Wert vor Abgaben entfallen 2/3 oder mehr auf das Netz. Netzentgelte für Niederspannungs kunden Leistungsmessung ( 30 kw) ohne Leistungsmessung Versorgungstarife für Niederspannungskunden Leistungsmessung ( 30 kw) Haushalte (für alle gleich) Gewerbe (verschiedene Tarife) Landwirtschaft Abbildung 1: Netzentgelte und Versorgungstarife für Niederspannungskunden Kategorie Produkt Cent/kWh Anteil mit Anteil ohne Abgaben Abgaben Erzeugung Strom 3,00 18% 30% Netz Netzentgelt 7,00 43% 70% Strom+Netz 10,00 61% Abgaben Stromsteuer 2,05 13% Konzessionsabgabe 1,32 8% Umlage für EEG 0,37 2% Umlage für KWK 0,31 2% Abgaben /Umlagen gesamt 4,05 25% Mehrwertsteuer 2,25 14% Gesamt brutto 16,30 100% Tabelle 1: Struktur des Strompreises für Niederspannungskunden ohne Leistungsmessung Bereits eine einfache Dreisatzrechnung zeigt (vgl. dazutabelle 2), dass ein gewünschter Strompreisunterschied im Stromversorgungstarif um 10 % bei konstantem Netzentgelt erfordert, dass sich die Anteile der Stromerzeugung in diesem Tarif um 33 % unterscheiden müssen. In der Tabelle 1 würde der Preis vor Abgaben von 10 Cent/kWh auf 9 Cent/kWh fallen (entspricht 10 %), wenn der Strom statt zu 3 Cent/kWh zu 2 Cent/kWh eingekauft würde ( also um 33 % billiger wäre). Der Preis nach Steuern und Abgaben würde dabei nur um 1,16 Cent/kWh oder 7,1 % sinken. 14

13 Theoretische Grundlagen der Bildung von Netznutzungsentgelten Preis in Cent/kWh Differenz % alt neu Stromerzeugung 3,00 2,00-33,0 Netznutzung 7,00 7,00 0,0 Strom + Netznutzung 10,00 9,00-10,0 Abgaben 4,05 4,05 0,0 Mehrwertsteuer 2,25 2,09-7,1 Gesamt brutto 16,30 15,14-7,1 Tabelle 2: Relative Bedeutung einer Erzeugungspreissenkung Unterschiede in den Versorgungstarifen setzen also fast fünfmal so große Unterschiede im Stromeinkauf voraus, wenn der Tarif kostendeckend ist. Angesichts des intensiven Wettbewerbs auf dem Markt für Stromerzeugnisse sind derartig große Unterschiede unwahrscheinlich. Zwischen den Netzbetreibern und Händlern werden für die Verrechnung von nicht lastgemessenen Kunden Lastprofile verwendet, welche die entsprechenden Unterschiede in der Leistungsaufnahme durch diese Kundengruppen widerspiegeln und dazu dienen sollen, die Differenzen zwischen der Entnahme durch fremd versorgte Kunden und dem, was die Fremdhändler in das Netz einspeisen, möglichst genau bewerten zu können. Die hier praktizierte Genauigkeit steht in merkwürdigem Widerspruch zu der Ungenauigkeit in der Verrechnung der Netzentgelte auf die kundenspezifische Inanspruchnahme der Netze. Denn wo immer ein Abnehmer aufgrund seiner besonderen Abnahmecharakteristik Unterschiede aufweist, die für die einzusetzenden Preise der Stromerzeugung relevant sind (unterschiedliche Inanspruchnahme je nach Stunde und damit auch unterschiedliche Inanspruchnahme bestimmter dahinter liegender Kraftwerksleistungen mit unterschiedlichen Kosten), so nimmt dieser Kunde im selben Maße auch die Leistungen des Netzes in unterschiedlicher Weise in Anspruch. Strom ist ein zeitabhängiges Produkt. Kunden ohne Leistungsmessung haben die Möglichkeit, im Rahmen der technischen Kapazität ihres Anschlusses jederzeit beliebige Mengen von Strom abzunehmen. Aufgrund der Ähnlichkeit der Lebensverhältnisse ergibt sich daraus in der Summe ein bestimmtes zeitliches Abnahmeprofil, das z. B. durch den Tag-Nacht-Rhythmus, den Wochenrhythmus und jahreszeitliche Unterschiede bestimmt ist. Die Abbildung 2 zeigt beispielhaft den Verlauf der Gesamtnachfrage für einige Wochentage. 15

14 electricity demand 80,000 Mittw. Donn. Freitag Samstag Sonntag 70,000 60,000 50,000 MW 40,000 30,000 20,000 10, Fortlaufende HoY Stundenzählung Abbildung 2: Typischer Nachfrageverlauf Strom Zur Abdeckung dieser Nachfrage verwenden die Erzeuger unterschiedliche Kraftwerke mit unterschiedlicher technischer Auslegung, die sich hinsichtlich ihrer Kosten unterscheiden. Aus dem Gesamteinsatz aller Kraftwerke zu einer bestimmten Stunde resultieren daher die für diese Stunde spezifischen Kosten des Stroms. Da an der Börse im Stundenrhythmus Strom gehandelt wird, sind diese Preisschwankungen von Stunde zu Stunde für die Marktteilnehmer nachvollziehbar. Dabei ist Strom zu Spitzenstunden besonders teuer und zu Stunden mit geringerer Nachfrage i. A. relativ günstig. Kundengruppen tragen in unterschiedlicher Weise zu dem Gesamtprofil bei, wie es in der Abbildung dargestellt ist. Insofern ist eine kundenspezifische Preisdifferenzierung, die auf der zeitlich verschiedenen Inanspruchnahme der Stromerzeugung basiert, ein Wettbewerbsergebnis, das im Interesse aller Beteiligten liegt: der Kunden, weil sie auf diese Weise günstiger kaufen können und der Händler / Erzeuger, weil für sie auf diese Weise der Preis ein Gestaltungsparameter wird. Während die zeitlichen Unterschiede der Inanspruchnahme über den Strommarkt in entsprechend unterschiedliche Preise umgesetzt werden, sind solche Unterschiede im Netz nicht sichtbar, da hier kein Markt mit konkurrierenden Anbietern für ein Versorgungsgebiet möglich ist. An die Stelle des Marktes muss hier daher ein Regelwerk treten, das in entsprechender Weise auf die Bedürfnisse eines Wettbewerbsmarktes abgestimmt ist und die zeitliche Differenzierung der Inanspruchnahme berücksichtigt. Wir können hier zunächst konstatieren, dass im gegenwärtig praktizierten Preissystem der Bundesrepublik bei den Netzentgelten wesentlicher stärker pauschaliert wird als bei der 16

15 Theoretische Grundlagen der Bildung von Netznutzungsentgelten Bewertung des Stromproduktes selber, obwohl der Wert dieser Leistungen im Verhältnis zum Wert des Stromproduktes wesentlich größer ist, wie oben in Tabelle 1 gezeigt wurde. Wie ist dieser Befund aus wirtschaftswissenschaftlicher Sicht zu bewerten und wie könnte eine angemessene Problemlösung aussehen? Hierzu werden wir im nächsten Abschnitt Stellung nehmen. 2.2 Was sagt die Theorie? Theoretische Überlegungen beziehen sich: - auf das Niveau der Netzentgelte und - die Struktur der Netzentgelte im Hinblick auf unterschiedliche Kundengruppen, die aus dem gleichen Netz beliefert werden. Wir befassen uns in diesem Gutachten lediglich mit der zweiten Fragestellung. Es geht also darum, ob sich objektive Regeln definieren lassen, nach denen die Netzbetreiber unterschiedliche Abnehmer im gleichen Netz belasten sollten. Hierzu empfiehlt sich zunächst ein Blick auf die Struktur der Kosten (vergleiche dazu Abbildung 3). Die Kosten der in einem Netzabschnitt produzierten Leistungen lassen sich unterteilen nach den produktspezifischen Kosten, also den Kosten, die ausschließlich durch das einzelne Produkt verursacht sind, den produktgruppenspezifischen Kosten, also den Kosten, die auf die ganze Gruppe, in unserem Fall auf den ganzen Netzabschnitt entfallen und den Gemeinkosten, die dem Netzbetrieb insgesamt anzulasten sind. Produktspezifische Kosten Produktgruppenspezifische Kosten Gemeinkosten Abbildung 3: Abgrenzung der Kosten im Netz Während produktspezifische Kosten eindeutig dem jeweiligen Produkt, bzw. im Netz also der jeweiligen Kundengruppe (z.b. Haushalte oder landwirtschaftliche Betriebe) zuzurechnen sind, lassen sich die produktgruppenspezifischen Kosten nicht nach einem eindeutigen Schlüssel auf die einzelnen in einem Netzabschnitt verkauften Produkte aufteilen. Produktspezifische Kosten sind z.b. die Kosten der Hausanschlüsse. Diese sind eindeutig einer verursachenden Stelle zuzuordnen. Produktgruppenspezifische Kosten, z.b. die gesamten den nicht leistungsgemessenen Niederspannungskunden zuzurechnenden Kosten von Haushalten, Gewerbe und Landwirtschaft, sind Kosten, die dadurch entstehen, dass ein solches Netz für die Niederspannungskunden vorgehalten werden muss, ohne dass jedoch aus den Kosten sichtbar wird, welche Kundengruppe sie verursacht hat. Die Zuordnung zu einem Produkt / einer Kundengruppe liegt hier nicht in der physischen Natur der den Kosten zugrunde liegenden Einrichtungen (Leitungen, Transformatoren etc.) und den damit im Zusammenhang stehenden Dienstleistungen (Wartung, Reparatur). Da es sich um eine gemeinsam genutzte Einrichtung handelt, bedarf es vielmehr wirtschaftlicher Überlegungen, die einen adäquaten Aufteilungsschlüssel begründen können. 17

16 In einem Netz sind typischerweise die meisten Kosten Fixkosten und es fallen nur in geringem Umfang variable Kosten an. Deshalb könnte man die Schlussfolgerung ziehen, dass sich Produkte, die im Netz bereitgestellt werden, in ihrer Preisbildung überhaupt nicht unterscheiden können und sollen. Diese Schlussfolgerung wäre jedoch voreilig und falsch. Um dies zu erläutern, sind zwei Überlegungen anzustellen: 1. Überlegungen auf der Kostenseite und 2. Überlegungen auf der Nachfrageseite Zur Kostenseite Jedes Verteilnetz verfügt über eine bestimmte Kapazität, für die es ausgelegt ist. Es ist zu erwarten, dass beim Bau von Netzen die Netze mit einer gewissen Überkapazität ausgestattet werden, weil die Baukosten wesentlich stärker zu Buche schlagen als das Leitungsmaterial, sodass das Verlegen von Leitungen mit einem Querschnitt, der eine größere als die gegenwärtig geforderte Kapazität ergibt, nur geringe Mehrkosten verursacht. Auf der anderen Seite ergibt sich dadurch aber die Möglichkeit, einen späteren Nachfragezuwachs ohne zusätzliche Investitionen zu bewältigen. Die Ableitung einer Regel für die Zuordnung produktgruppenspezifischer Kosten zu den Produkten erfolgt mit einem Gedankenexperiment. Zur Analyse der Kosten des Netzes geht man im Allgemeinen von den inkrementalen Zusatzkosten aus. Die Frage lautet also, welche zusätzlichen Kosten entstehen würden, wenn das Netz so ausgelegt würde, dass auch eine weitere Kundengruppe mit diesem Netz beliefert werden kann? Soweit hier nicht spezifische Zusatzleitungen erforderlich sind, sind solche Zusatzkosten in der Praxis häufig niedrig. Eine bestimmte Kapazitätsreserve ist jedoch schon aus Gründen der Versorgungssicherheit notwendig, um unvorhergesehene Lastsituationen ohne Netzausfall zu bewältigen. Der Gedanke der Zusatzkosten kann daher verwendet werden, um eine Klärung über die Beteiligung der verschiedenen Produkte herbeizuführen. Da die Inanspruchnahme der Netze zu bestimmten Zeiten sehr unterschiedlich ist, gibt es stets Zeiten (Schwachlast), wo die Kapazität nur in geringem Umfang ausgeschöpft wird, und zum anderen Zeiten mit hoher Last (Spitzenlast). Die Verteilung der Beiträge auf die einzelnen Produktgruppen/Kundengruppen kann nun danach erfolgen, in welchem Umfang sie zur Lastspitze im Netz beitragen. Würde man ein Netz genau auf diese Lastspitze hin auslegen, so würde der Beitrag der einzelnen Gruppen zur Lastspitze ja auch genau ihren Zusatzkosten (in Bezug auf die vollen Kosten des Netzes) entsprechen. 18

17 Theoretische Grundlagen der Bildung von Netznutzungsentgelten kw Gewerbe inklusive Landwirtschaft Spitze Haushalte Spitze Tagesstunden Abbildung 4: Beispiel eines Lastverlaufes mit zwei Kundengruppen Die Abbildung 4 zeigt den Lastverlauf zweier überlagerter Kundengruppen. Zum Spitzenzeitpunkt (im Beispiel: 17 Uhr) beträgt der Anteil der Haushalte 110 kw = 68,8 % der Gesamtlast von 160 kw, während das Gewerbe inklusive der Landwirtschaft eine Spitze von 50 kw = 31,2 % der Last verursacht. Insgesamt verbrauchen die Haushalte im Beispiel kwh und damit 62,3% der gesamten Stromlieferung, während das Gewerbe inklusive der Landwirtschaft kwh = 37,7% der Stromlieferung abnimmt (die Einzelheiten sind aus der Tabelle 3 ersichtlich). Lastspitze Anteil Lastspitze Verbrauch Anteil Verbrauch kw In % kwh In % Haushalte , ,3 Gewerbe inklusive Landwirtschaft 50 31, ,7 Gesamt , ,0 Tabelle 3: Beispiel zur Berechnung der Kostenanteile von Kundengruppen Werden die Preise einheitlich nach dem Verbrauch berechnet, so ist der Anteil der gewerblichen Abnehmer höher, als dies ihrem Anteil an der Lastspitze entspricht und entsprechend umgekehrt für die Haushalte. Nur eine Differenzierung der Netzentgelte, die dem Beitrag zur Lastspitze Rechnung trägt, berücksichtigt daher den Gesichtspunkt einer adäquaten Kostenzuordnung. Die Preise für die einzelnen Kundengrup- 19

18 pen/produktgruppen sollten sich dann unterscheiden, wenn die Anteile der einzelnen Gruppen an der Lastspitze sich von den Anteilen der einzelnen Gruppen am Energiedurchsatz im Netz unterscheiden. Das Netzentgelt im Niederspannungsnetz enthält die Entgelte für die vorgelagerten Stufen mit. Die vom Netzbetreiber an den vorgelagerten Netzbetreiber zu entrichtenden Entgelte hängen von der gesamten bezogenen Last sowie der Menge der durch das Netz geflossenen elektrischen Energie ab. Im Hinblick auf diese beiden Größen lässt sich auch hier ermitteln, welcher Beitrag auf die einzelnen Abnehmergruppen zu verrechnen ist. Da für alle Kundengruppen mir unterschiedlicher Abnahmecharakteristik zur Verrechnung Lastprofile existieren, liegt es nahe, auch die Netzentgelte entsprechend diesen Lastprofilen zu variieren. Daraus lässt sich im Hinblick auf bestimmte Lastprofile auch ableiten, wie eine Preisvariation zwischen den Gruppen Haushalte, Landwirtschaft und Gewerbe aussehen müsste und welche relative Differenzierung der Netzentgelte plausibel erscheint. Auf diese Weise wird eine Differenzierung erreicht, die einer Preisbildung entsprechend der Kostenverursachung entspricht. Zur Nachfrageseite Ein weiteres Argument für eine differenzierte Preisbildung je nach Kundengruppe/Produkt ergibt sich aus einer differenzierten Betrachtung der Nachfrageseite. In einem Monopol kann man grundsätzlich davon ausgehen, dass die Nachfrage der Kunden nach dem Produkt des Monopols durch die Preisbildung des Monopolisten beschränkt wird. Durch einen niedrigeren Preis könnte auch die Nachfrage derjenigen Kunden befriedigt werden, die nur zu einem solchen Preis bereit sind, die Leistung zu kaufen. Anstatt also den Monopolisten durch staatliche Vorgaben im Einzelnen zu regulieren, sollte man vielmehr darauf setzen, dass der Monopolist die Kundennachfrage durch gezielt unterschiedliche Preise für verschiedene Kunden soweit ausweitet, dass auch Kunden mit geringerer Zahlungsbereitschaft zum Kauf des Produktes angeregt werden. Ein gutes Beispiel hierfür ist die Tarifierung von Schwachlaststrom z. B. für den Zweck der Nachtspeicherheizung. Hier wird Strom entweder zu vordefinierten oder vom EVU bestimmten Schwachlastzeiten erheblich günstiger angeboten. Der Preisunterschied zum im allgemeinen Tarif angebotenen Strom ist dabei oft wesentlich größer als es der Bandbreite der Preisvariation auf dem Strommarkt entspricht (vgl. dazu Tabelle 4). Cent/kWh Delta EEX Haushalt 2,5 EEX Nacht (1 bis 6 h) 1,3-1,2 EEX High Noon (11-14 h) 3,4 0,9 Tabelle 4: Preisvariation an der Strombörse (2002) Quelle: Jahresdurchschnitt 2002, EEX Gemessen am durchschnittlichen Preis für Haushaltsstrom, der von der EEX mit dem Lastprofil der Haushalte bewertet wird, ist Schwachlaststrom im Jahr 2002 um 1,2 Cent/kWh billiger gewesen. Die Tarifvariation zwischen Normalbezug und Schwachlast beträgt bei vielen Unternehmen jedoch ein Vielfaches dieser Variation und liegt oft in der 20

19 Theoretische Grundlagen der Bildung von Netznutzungsentgelten Größenordnung von 5 bis 6 Cent/kWh. Solche Preisunterschiede können nicht allein aus günstigerem Strombezug resultieren, sondern beinhalten offensichtlich auch einen Preisnachlass im Netz. Damit die Argumentation nicht missverstanden wird: Wir plädieren nicht gegen Preisdifferenzierungen im Hinblick auf unterschiedliche Kundenanforderungen, sondern dafür. Allerdings müssen diese Differenzierungen auch allen Kunden, also auch den fremd versorgten, diskriminierungsfrei angeboten werden, da andernfalls ein Wettbewerb um diese Kundengruppen nicht möglich ist. Wie oben dargelegt wurde, ist in Verteilungsnetzen immer mit einer gewissen Überkapazität zu rechnen. Wenn diese Überkapazität zusätzlich - eventuell auch nur zu einem geringeren Preis - verkauft werden kann, so steigt die Kostendeckung insgesamt und dies ermöglicht ein niedrigeres Preisniveau für alle Kunden. Vorausgesetzt ist dabei, dass die zusätzlichen Kunden mindestens die kurzfristigen Grenzkosten decken. Diese sind im Verteilnetz wesentlich durch die Netzverluste bestimmt und dementsprechend niedrig. Kundenspezifisch ausgelegte Netzentgelte müssen die Lastcharakteristik der Kunden berücksichtigen und können dementsprechend mit unterschiedlichen Grund- und Arbeitspreisen gestaltet werden. Als Fazit der angebots- und nachfragebezogenen Überlegungen ergibt sich also, dass eine kundengruppenspezifische Preisdifferenzierung gerade im Netzbereich volkswirtschaftlich geboten ist. Hinter diesen Überlegungen steht ein Regulierungskonzept, dass weniger auf einer ins Einzelne gehenden Gängelung der Energieversorgungsunternehmen basiert, als vielmehr einem Ansatz, bei dem die Unternehmen die Chancen eines liberalisierten Marktes aufgreifen und eine entscheidungsorientierte Kostenrechnung realisieren, die längerfristig zur Verbesserung sowohl der Situation der Unternehmen wie der Situation der Kunden führt. 2.3 Lösungsvorschlag Kundenspezifische Tarife für einzelne Kundengruppe, die aus demselben Netzabschnitt versorgt sind, sind Ausdruck der in einem offenen Strommarkt richtigerweise entstehenden Differenzierung. Aus der Sicht der Kunden ist dies ein notwendiger Bestandteil eines offenen Marktes, aus der Sicht der Stromhändler bietet eine Differenzierung der Konditionen, zu denen bestimmte Kundengruppen versorgt werden, die für einen freien Handel unabdingbare Möglichkeit, die Absatzpolitik zu optimieren. In Deutschland werden kundenbezogene Tarife allerdings nur als Versorgungstarife und nicht im Netz angeboten. Dieses ist ein Anachronismus, der in erheblichem Umfang zu einem Wettbewerbshemmnis führt, wenn der externe Händler ein einheitliches Netzentgelt entrichten muss, das integrierte Versorgungsangebot des Versorgungsunternehmens aber implizit eine Preisdifferenzierung enthält. Die Kartellbehörden sollten daher von den Netzbetreibern verlangen, dass sie kundengruppenspezifische Tarife auch im Bereich der Netzentgelte anbieten. Dieses entspricht auch der Logik der Verbändevereinbarung II+. Wie man zur Bestimmung solcher Tarife vorgehen kann, haben wir oben aufgezeigt. Die Notwendigkeit einer solchen Differenzierung ergibt sich auch aus einer Betrachtung der tatsächlichen Versorgungstarife, die im nächsten Kapitel dargestellt wird. Vorab wollen wir aber noch anhand eines kurzen Beispiels in der Tabelle 5 auf Seite 22 erläutern, wie eine solche Differenzierung der Netzentgelte im Niederspannungsnetz konkret aussehen könnte. 21

20 Ohne Differenzierung Mit Differenzierung Netzentgelt Netzentgelt Spezifisch Gesamt Spezifisch Gesamt kwh/a Cent/kWh Mio. Euro/a Cent/kWh Mio. Euro/a Normalkunden ,0 6,30 7,20 6,48 Stromabnahme Kundengruppe Schwachlastkunden mit: ,0 0,70 5,20 0,52 NT-Verbrauch ,0 0,28 1,00 0,04 HT-Verbrauch ,0 0,42 8,00 0,48 Gesamt ,0 7,00 7,00 7,00 Tabelle 5: Beispiel für nach dem Lastanteil differenzierte Netzentgelte In unserem Beispiel entfallen 10 % der Stromabnahme in dem betrachteten Netzbereich auf Kunden, die einen Schwachlasttarif gewählt haben. 40 % ihrer Stromabnahme liegen in der Niedertarifzeit, 60 % in der Hochtarifzeit. Bei einem durchschnittlichen Netzentgelt (Arbeitspreis) von 7,00 Cent/kWh könnte man nun das Netzentgelt für die NT-Nutzung auf 1,00 Cent/kWh senken und gleichzeitig das Netzentgelt für die HT-Nutzung auf 8,00 Cent/kWh erhöhen. Zum Ausgleich der daraus resultierenden Mindereinnahmen müsste man das Netzentgelt für die Normalkunden um 0,20 Cent/kWh erhöhen. Durch eine solche Maßnahme würden die Netzkosten für die Schwachlastkunden insgesamt um rund 26 % sinken und für die Normalkunden um 2,9 % steigen. In absoluten Preisen wäre dies eine Senkung des durchschnittlichen Netzentgelts für die Schwachlastkunden um 1,80 Cent/kWh. Diese Werte sind gegriffen und sollen nur das Verhältnis der notwendigen Veränderungen der Netzpreise für Normalkunden und Schwachlastkunden verdeutlichen. Im konkreten Fall müsste man die realen Anteile der Kundengruppen an der Spitzenlast des Netzbereichs ermitteln, dementsprechend die Netzkosten aufteilen und in einem weiteren Schritt nach der Stromabnahme in spezifische Netzentgelte pro kwh umrechnen. 22

21 3. Überprüfung von Tarifen Im Folgenden werden neun Stromtarife mit Schwachlastregelung genauer untersucht, die von neun Energieversorgungsunternehmen (EVU) überwiegend speziell für die Landwirtschaft im Jahr 2002 angeboten wurden bzw. im Jahr 2003 angeboten werden. Dabei ü- berprüfen wir die Preiskonditionen dahingehend, ob sie eine volle Deckung der Kosten der Stromerzeugung, der Steuern und Abgaben sowie der veröffentlichten Netznutzungsentgelte ermöglichen. Überall, wo dies nicht der Fall ist, besteht die Vermutung, dass der jeweilige mit dem Händler gesellschaftlich verbundene Netzbetreiber entweder konzernintern niedrigere Netzentgelte verrechnet oder mit seinen Gewinnen die Verluste des Händlers aus den nicht auskömmlichen Schwachlasttarifen deckt (Quersubventionierung). Beide Fälle wären ein Verstoß gegen die Wettbewerbsregeln des liberalisierten Elektrizitätsmarktes, wonach die Netzentgelte nicht diskriminierend von allen Netznutzern in gleicher Höhe erhoben werden müssen, d.h. dass allein sachliche Unterschiede im Netznutzungsverhalten zu Unterschieden in der Höhe der Netzentgelte führen dürfen, nicht aber gesellschaftsrechtliche Verbindungen zwischen Netzbetreiber und Stromhändler. Die ausgesuchten Tarife werden für das Jahr 2002 unter Heranziehung der Spotmarktpreise der Leipziger Strombörse sehr differenziert analysiert. Für das Jahr 2003 liegen die entsprechenden Börsendaten noch nicht vor; trotzdem haben wir eine verkürzte Analyse durchgeführt, um auch aktuelle Aussagen zu den seit Anfang 2003 geänderten Netzentgelten treffen zu können. 3.1 Datengrundlage Für die Untersuchung haben wir in Absprache mit dem Auftraggeber neun Stromtarife von EVU ausgesucht, die entweder in der eigenen Gesellschaft oder über ein zum Konzern gehörendes Unternehmen auch als Netzbetreiber tätig sind (vgl. Tabelle 6 auf S. 24). 23

22 Abk. Tarif Energieversorger Netzbetreiber RWE RWE-Plus, (allgemeiner) Schwachlasttarif ohne Leistungsmessung RWE-Plus AG, Essen EON E.ON Power pack E.ON Bayern AG, München EnBW EWE LEW EnBW-Garant-Agrar, Schwachlasttarif mit Eintarifzähler EWEduo für 2002 (EWE1) und EWE Landvolk für 2003 (EWE2) Schwachlasttarif gemäß BBV- Rahmenvertrag ODR EnBW ODR Agrar 2002, Schwachlasttarif mit Doppeltarifzähler SWAG Schleswag Bauernstrom, Sondertarif für Mitglieder des Bauernverbands NER WES Tabelle 6: N-Ergie, Schwachlasttarif gemäß BBV-Stromrahmenvertrag Wesertal Agrarstrom, Schwachlasttarif in 2002 (WES1) und Einheitstarif in 2003 (WES2) EnBW AG, Karlsruhe EWE AG, Oldenburg Lechwerke AG, Augsburg EnBW Ostwürttemberg DonauRies AG ODR, Ellwangen Schleswag AG, Rendsburg N-Ergie AG, Nürnberg Elektrizitätswerk Wesertal GmbH, Hameln Untersuchte Tarife, Energieversorger und Netzbetreiber RWE-Net AG, Essen E.ON Bayern AG, München EnBW AG, Karlsruhe EWE AG, Oldenburg Lechwerke AG, Augsburg EnBW Ostwürttemberg DonauRies AG ODR, Ellwangen Schleswag AG, Rendsburg 2002: Fränkisches Überlandwerk AG, Nürnberg; 2003: N-Ergie AG, Nürnberg Elektrizitätswerk Wesertal GmbH, Hameln Tarife der Stromversorger Die untersuchten Tarife unterscheiden zwischen Hoch- und Niedertarifzeiten und bieten den Strom dementsprechend in der Hochtarif(HT)-Zeit zu einem höheren und in der Niedertarif(NT)-Zeit zu einem niedrigeren Arbeitspreis an. Statt von Niedertarif sprechen wir in diesem Gutachten synonym auch von Schwachlasttarif. Zur Erfassung der Verbräuche in der HT- und in der NT-Zeit wird beim Kunden ein so genannter Doppel- oder Zweitarifzähler installiert, für den in der Regel ein höherer Grund- und/oder Verrechnungspreis verlangt wird. Vereinzelt bei unseren Beispielen in den Tarifen EnBW und WES wird auf die genaue Erfassung des Stromverbrauchs in der HT- und der NT-Zeit verzichtet und der NT-Anteil des Stromverbrauchs geschätzt oder pauschal mit z.b. 35 % angesetzt. Die Tabelle 7 und die Tabelle 8 auf Seite 25 zeigen die Preisgestaltung der untersuchten Tarife in den Jahren 2002 und 2003, wobei in allen Kategorien die Bruttopreise inklusive Mehrwertsteuer angegeben sind. In der Abbildung 5 auf Seite 26 sind die Arbeitspreise der Tarife nach HT und NT differenziert dargestellt. 24

23 Tarif Gültigkeit Grundpreis Euro/a Grundpreis bei kwh/a Cent/kWh Arbeitspreis HT Cent/kWh Arbeitspreis NT Cent/kWh RWE ,44 1 0,32 14,26 8,69 EON ,78 0,46 14,07 8, ,78 0,46 15,90 9,98 EnBW ,00 0,40 12,53 7, ,00 0,40 15,30 9,50 EWE ,52 0,39 12,35 8,70 LEW ,78 0,46 14,07 8,62 ODR ,00 0,48 13,50 9,00 SWAG ,04 0,39 13,17 10,21 NER ,81 0,46 13,78 8,53 WES ,00 0,00 14,82 7,12 Tabelle 7: Preisgestaltung der untersuchten Schwachlasttarife in 2002 Quelle: Tarifblätter der verschiedenen Elektrizitätsversorgungsunternehmen 1) RWE unterscheidet einen Grundpreis und einen Verrechnungspreis von jeweils 48,72 Euro/a 2) Ursprünglicher Gültigkeitszeitraum: Für Januar wurden aufgrund von fehlenden Daten dieselben Preise angenommen. Tarif Gültigkeit Grundpreis Euro/a Grundpreis bei kwh/a Cent/kWh Arbeitspreis HT Cent/kWh Arbeitspreis NT Cent/kWh RWE andauernd 97,44 1 0,32 15,28 9,71 EON andauernd 138,78 0,46 16,21 10,28 EnBW andauernd 120,00 0,40 15,60 9,80 EWE andauernd 87,00 0,29 13,35 13,35 LEW andauernd 138,78 0,46 15,10 9,65 ODR andauernd 144,00 0,48 13,80 9,30 SWAG andauernd 116,04 0,39 14,33 11,37 NER ,81 0,46 13,78 8, ,81 0,46 14,99 9,57 WES andauernd 98,00 0,33 15,15 15,15 Tabelle 8: Preisgestaltung der untersuchten Tarife in 2003 Quelle: Tarifblätter der verschiedenen Elektrizitätsversorgungsunternehmen 1) RWE unterscheidet einen Grundpreis und einen Verrechnungspreis von jeweils 48,72 Euro/a 25

24 18,00 16,00 14,00 12,00 Cent/kWh 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 RWE EON EnBW EWE LEW ODR SWAG NER WES Tarif Arbeitspreis HT (2002) Arbeitspreis NT (2002) Arbeitspreis HT (2003) Arbeitspreis NT (2003) Abbildung 5: Preisgestaltung der untersuchten Tarife in 2002 und 2003 Wie vorteilhaft der einzelne Schwachlasttarif wirklich ist, hängt vom Umfang und der Lage der Schwachlastzeiten ab. Dabei gibt es erhebliche Unterschiede, wie die Tabelle 9 auf Seite 27 zeigt. Während bei den meisten Anbietern die Schwachlastzeiten festliegen, kann beim Tarif RWE die Lage der täglichen sechs Schwachlaststunden in gewissem Rahmen frei vereinbart werden. Für unsere Untersuchung haben wir die ersten sechs Tagesstunden ausgewählt. 26

25 Tarif Werktage Samstage Sonn- und Feiertage NT-Stunden pro Jahr Absolut In % RWE Individuell 6 Std. (Annahme: 0-6 Uhr) EON 0-6 und Uhr 0-24 Uhr 0-24 Uhr EnBW Pauschal 35 % des Gesamtverbrauchs EWE1 Täglich 22-6 Uhr LEW 0-6 und Uhr 0-24 Uhr 0-24 Uhr ODR 0-6 und Uhr 0-24 Uhr 0-24 Uhr SWAG Sommer ( ): 20 7 Uhr Winter ( ): 21-7 Uhr NER 0-6 und Uhr 0-6 und Uhr 0-24 Uhr WES1 Pauschal 35 % des Gesamtverbrauchs Tabelle 9: Schwachlastzeiten der untersuchten Tarife Quelle: Tarifblätter der verschiedenen Elektrizitätsversorgungsunternehmen Tarife der Netzbetreiber Im Gegensatz zu den mit ihnen verbundenen Stromvertriebsabteilungen bieten die Netzbetreiber für Verbraucher ohne Leistungsmessung keine Tarife (Netzentgelte) mit niedrigeren Preisen für Schwachlastzeiten an. Landwirtschaftliche Betriebe mit einem Jahresverbrauch von oder kwh müssen demnach dieselben spezifischen Netznutzungsentgelte bezahlen wie normale Haushalte. Die Netzentgelte für solche Entnahmen aus dem Niederspannungsnetz ohne Leistungsmessung, wie sie die neun für die hier untersuchten Tarife zuständigen Netzbetreiber 2002 bzw. im Frühjahr 2003 verlangten, sind in Tabelle 10 und Tabelle 11 zusammengestellt. In beiden Tabellen haben wir zusätzlich zum Vergleich auch die Netzentgelte von zwei vergleichsweise günstigen Netzbetreibern aufgenommen: Energieversorgung Beckum GmbH & Co. KG (BEK) und Elektrizitätsgenossenschaft Bierenbachtal e.g. (EGB). In den Tabellen sind Grundpreis, Verrechnungspreis und Arbeitspreis aufgeführt. Weitere Bestandteile der Netznutzungsentgelte wie Ausgleichszahlungen für die Abweichung von Fahrplänen u.a. werden in diesem Gutachten nicht berücksichtigt. Sie werden nicht von allen Netzbetreibern erhoben, sind nicht im Vorhinein zu kalkulieren und normalerweise von nachrangiger Bedeutung. In jedem Fall wirken sie sich weiter Kosten erhöhend aus und verstärken die Diskriminierung der freien Stromhändler. Ihre Nichtberücksichtigung bewirkt somit, dass die Aussagen dieses Gutachtens bezüglich der Benachteiligung der freien Stromhändler die Realität etwas unterschätzen. 27

26 Tarif Grundpreis Euro/Jahr Verrechnungspreis Euro/Jahr RWE 17,40 83,52 EON 28,42 29,88 Arbeitspreis Cent/kWh 7,09 inkl. KWKG(*) 6,69 inkl. KWKG EnBW 0,00 32,48 6,94 EWE 21,81 63,80 EWE 153,12 229,68 LEW 0,00 30,16 8,12 inkl. KA(*) 8,12 inkl. KA 7,13 inkl. KWKG ODR 0,00 46,40 6,94 SWAG 22,27 29,00 6,84 SWAG 271,44 136,88 6,84 NER 27,84 0,00 7,08 WES 17,20 33,64 7,10 BEK 22,50 76,56 5,15 EGB 71,92 0,00 2,73 Tabelle 10: Netzentgelte der untersuchten Netzbetreiber im Jahr 2002 Quelle: eigene Zusammenstellung auf der Basis von Internetveröffentlichungen der Netzbetreiber; (*) KA = Konzessionsabgabe, KWKG = Umlage gemäß Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz Besonderheiten AP = Mittelwert über das Jahr AP = Mittelwert über das Jahr Bis kwh Jahresverbrauch ab kwh Jahresverbrauch Bis kwh Jahresverbrauch ab kwh Jahresverbrauch 28

27 Tarif Grundpreis Euro/Jahr Verrechnungspreis Euro/Jahr Arbeitspreis Cent/kWh Besonderheiten RWE 17,40 83,52 7,37 inkl. KWKG(*) EON 28,42 29,88 6,70 inkl. KWKG EnBW 0,00 32,48 7,23 EWE 25,29 63,80 EWE 151,84 229,68 7,89 inkl. KA(*) 7,66 inkl. KA bis kwh Jahresverbrauch ab kwh Jahresverbrauch LEW 17,40 30,16 6,75 inkl. KWKG ODR 0,00 46,40 7,13 SWAG 23,39 29,00 6,52 SWAG 212,28 136,88 6,52 NER 50,53 0,00 7,20 WES 17,20 33,64 7,10 BEK 21,62 76,56 4,94 EGB 71,92 0,00 2,73 Tabelle 11: Netzentgelte der untersuchten Netzbetreiber im April 2003 Quelle: eigene Zusammenstellung auf der Basis von Internetveröffentlichungen der Netzbetreiber (*) KA = Konzessionsabgabe, KWKG = Umlage gemäß Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz bis kwh Jahresverbrauch ab kwh Jahresverbrauch Die in den vorausgehenden Tabellen dokumentierten Bruttopreise der Netzbetreiber sind in der Abbildung 6 auf Seite 30 als durchschnittliche Netzentgelte bei kwh Jahresstromverbrauch dargestellt. Man erkennt einerseits die leichten Veränderungen zwischen 2002 und 2003, die zum Teil Preiserhöhungen und zum Teil Preissenkungen sind. Andererseits wird deutlich, dass die neun untersuchten Netzbetreiber ein recht einheitliches Niveau der Netzentgelte repräsentieren, während die beiden Vergleichsfälle nur bei 40 % bis 70 % der durchschnittlichen Höhe der Netzentgelte liegen. Der besonders hohe Wert bei der EWE ist darauf zurückzuführen, dass in ihrem Arbeitspreis die Konzessionsabgabe enthalten ist, die allerdings nicht exakt herauszurechnen ist. 29

28 10,00 9,00 8,00 7,00 Cent/kWh 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 RWE EON EnBW EWE LEW ODR SWAG NER WES BEK EGB Tarif AP 2002 AP 2003 Abbildung 6: Netzentgelte der untersuchten Netzbetreiber in 2002 und Niedertarif-Verbrauchswerte für landwirtschaftliche Betriebe Um die Auswirkungen der Schwachlastangebote der neun untersuchten Tarife möglichst exakt zu ermitteln, haben wir das Standardlastprofil L0 3 für landwirtschaftliche Betriebe angewendet, wie es für die Abrechnung mit den Netzbetreibern in der deutschen Elektrizitätswirtschaft eingesetzt wird. Es stellt den gewichteten Mittelwert der Gesamtgruppe für landwirtschaftliche Betriebe nach der repräsentativ für das Versorgungsgebiet der RWE Energie AG im Jahr 1992 gezogenen Stichprobe dar. Dieses Lastprofil gibt für jede Viertelstunde des Jahres 2002 (differenziert für jedes Bundesland wegen der unterschiedlichen Feiertage) die Stromabnahme in Abhängigkeit vom Jahresstromverbrauch an. Wir haben unsere Analyserechnungen in Absprache mit dem Auftraggeber mit einem Jahresstromverbrauch von kwh durchgeführt. Die folgende Abbildung 7 zeigt den Verlauf des Lastprofils an sechs verschiedenen Tagen: Winter-Werktag (WI-WT), Winter-Samstag (WI-SA), Winter-Sonntag (WI-SO), Sommer-Werktag (SO-WT), Sommer-Samstag (SO-SA), Sommer-Sonntag (SO-SO). Man kann einerseits die typischen Lastschwankungen im Tagesverlauf erkennen und andererseits auch die Unterschiede zwischen Winter und Sommer und zwischen Werktagen, Samstagen und Sonntagen. 3 BTU Cottbus, Lehrstuhl Energiewirtschaft, Prof. Dr. habil. B. Schieferdecker: Die Repräsentativen VDEW-Lastprofile, DER FAHRPLAN, Version 2.2, Oktober 2001, S. 11 der Bedienungsanleitung 30

29 8,00 7,00 6,00 5,00 kw 4,00 3,00 2,00 1,00 0, Tagesstunden Wi-WT Wi-SA Wi-SO So-WT So-SA So-SO Abbildung 7: Lastprofil L0 bei einem Jahresverbrauch von kwh Quelle: Eigene Darstellung auf Basis von Daten aus dem FAHRPLAN Unter Verwendung der in Tabelle 9 auf S. 27 dargestellten Schwachlastzeiten, die zwischen den Stromversorgern große Unterschiede aufweisen, haben wir für das Lastprofil L0 berechnet, welcher Stromverbrauch in den einzelnen Versorgungsgebieten in die Schwachlastzeit fällt. Als Ergebnis erhielten wir die in Tabelle 12 auf S. 32 dargestellten Bezugsanteile für Schwachlaststrom. RWE mit nur 6 Stunden Schwachlastzeit pro Nacht hat hier nur einen NT-Verbrauchsanteil von 12,7 % zu bieten, während EON und LEW mit 45,5 % fast viermal soviel Strom zum NT-Tarif abrechnen. Bei diesen beiden Versorgern treffen drei Faktoren zusammen: täglich 8 Stunden NT-Zeit; Samstag, Sonn- und Feiertage 24 Stunden NT-Zeit, hohe Zahl an Feiertagen (Bayern). Wie die folgende Abbildung 8 auf S. 32 zeigt, liegen die Verbrauchsanteile etwa 10 Prozentpunkte unter den in Tabelle 9 aufgeführten Niedertarif-Zeitanteilen, die wir für jeden Tarif und jedes Versorgungsgebiet individuell ermittelt haben. Das rührt daher, dass auch die Landwirtschaft in den Schwachlastzeiten unterdurchschnittlich viel Strom verbraucht im Vergleich mit den anderen Tageszeiten. Die hohen Unterschiede zwischen den NT-Verbrauchsanteilen (12,7 % bei RWE und 45,5 % bei E.ON und LEW) sind für den Preisvergleich zwischen den Tarifen genauso wichtig wie die Unterschiede zwischen den Arbeitspreisen in der HT- und in der NT-Zeit. 31

30 Tarif NT-Verbrauchsanteil 2002 kwh/a In % RWE ,7 EON ,5 EnBW ,0 EWE ,8 LEW ,5 ODR ,3 SWAG ,0 NER ,1 WES ,0 Tabelle 12: Niedertarif-Verbrauchsanteile bei kwh Jahresverbrauch Quelle: eigene Berechnungen auf Basis der Tarifblätter der verschiedenen EVU 60% Anteil an der Gesamtzeit / dem Gesamtverbrauch 50% 40% 30% 20% 10% 0% RWE EON EnBW EWE LEW ODR SWAG NER WES Tarif NT-Stundenanteile NT-Verbrauchsanteile Abbildung 8: Niedertarif-Verbrauchsanteile und Zeitanteile im Lastprofil L0 32

31 3.1.4 Börsenpreise als Basis für die Tarifanalyse Zur Ermittlung der Bezugskosten des Stroms verwenden wir die Spotmarktpreise der Leipziger Strombörse, die im Internet veröffentlicht werden. 4 Die folgende Abbildung 9 zeigt für jeweils drei ausgesuchte Winter- und Sommertage des Jahres 2002 die Preisentwicklung über den Tag, wobei wir die Viertelstundennotierungen zu Stundenpreisen aggregiert haben. Deutlich zu erkennen sind die Preisunterschiede zwischen Tag und Nacht, zwischen Sommer und Winter sowie in geringerem Ausmaß auch zwischen Werktag, Samstag und Sonntag. 7,00 6,00 5,00 Cent/kWh 4,00 3,00 2,00 1,00 0, Tagesstunden Wi-WT Wi-SA Wi-SO So-WT So-SA So-SO Abbildung 9: Beispielhafte Tagesverläufe der Spotmarktpreise an der Leipziger Strombörse Verknüpft man die Viertelstunden-Verbrauchswerte des Standardlastprofils L0 bei kwh Jahresverbrauch mit den Spotmarkt-Börsenpreisen der Leipziger Strombörse, so erhält man die Durchschnittskosten der Strombeschaffung bei kurzfristiger Bedarfsdeckung über die Börse. Der durchschnittliche Nettopreis ohne Mwst. lag für das Jahr 2002 bei 2,49 Cent/kWh. Die monatliche Entwicklung der Börsenpreise seit Januar 2002 zeigen die Tabelle 13 und die Abbildung

32 Börsenpreise in Cent/kWh, netto ohne Mehrwert- und Stromsteuer Monat Jan. Feb. Mrz. Apr. Mai Jun. Jul. Aug. Sep. Okt. Nov. Dez ,30 2,20 2,12 2,35 1,92 2,59 2,59 2,56 3,10 2,54 2,22 2, ,41 3,81 2,94 2,56 2,32 Tabelle 13: Entwicklung der Spotmarktpreise an der Leipziger Strombörse von Januar 2002 bis Mai 2003 für den Bezug nach dem Lastprofil L0 Quelle: eigene Berechnungen auf Basis der Spotmarktpreise der EEX Leipzig Die genaue Preisentwicklung für den Rest des Jahres 2003 ist nicht bekannt. Deswegen haben wir auf der Basis der Daten bis Mai 2003 eine Schätzung vorgenommen, wonach wir von einem durchschnittlichen Preisanstieg gegen 2002 um 20% ausgehen. Daraus ergibt sich ein durchschnittlicher Bezugspreis für das Lastprofil L0 in Höhe von netto 3,00 Cent/kWh, den wir in den weiteren Analyserechnungen für das Jahr 2003 verwenden. 4,50 4,00 3,50 3,00 Cent/kWh 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 Jan. Feb. Mrz. Apr. Mai Jun. Jul. Aug. Sep. Okt. Nov. Dez. Monat Börsenpreis 2002 Börsenpreis 2003 Abbildung 10: Entwicklung der Spotmarktpreise an der Leipziger Strombörse Differenziert man weiter für die einzelnen Versorgungsgebiete mit ihren unterschiedlichen Feiertagen und Niedertarifzeiten, so erhält man für die verschiedenen Bezugsmengen in der HT- und in der NT-Zeit die in Tabelle 14 dargestellten Durchschnittspreise, die bei der Analyse der Tarife der einzelnen EVU zur Anwendung kamen. 34