Marktpreise und Durchleitungsentgelte

Die Strompreise als Entscheidungsgrundlage für die Nutzung der Alternativen Stromimport oder –export sind im entwickelten Modell erst ab der Periode 2002 rele-vant. Im Basisjahr 1996 sowie in der Übergangsperiode 2000 kann keine optimierung im eigentlichen Sinne erfolgen, da für diese Zeiträume die System-struktur und die Anlagennutzung durch die Entwicklung in der Realität weitestgehend vorgegeben sind. In den anschließenden Perioden sind für den Strombezug der Marktpreis für die Ware Strom sowie die für den Transport zu entrichtenden Netz-nutzungsentgelte entscheidungsrelevant. Im Gegensatz dazu ist für den Export nur der erzielbare Erlös für den Strom, welcher dem Marktpreis ohne Berücksichtigung der Durchleitungsentgelte entspricht, anzusetzen²⁶.

Die zu erwartenden Marktpreise für den gesamten Analysezeitraum bis 2030 werden mit Hilfe des P^ERSEUS-I^CE Modells abgeschätzt. Es handelt sich dabei um ein Ener-gie- und Stoffflussmodell, das auf Basis eines nationalen PERSEUS-Modells²⁷ für die Bundesrepublik Deutschland entwickelt wurde. Anwendungsgebiet des P^ERSEUS-I^CE Modells ist die Analyse der zukünftigen Struktur und der Marktentwicklung des libera-lisierten deutschen und europäischen Strommarktes [Forum 2000]. Das P^ERSEUS-Ice Modell wird als Grundlage der Preisbestimmung gewählt, weil hier, im Gegensatz zu anderen in Frage kommenden Quellen, wie z. B. [Prognos 2000] oder [Hoster 1996], bereits aktuelle energiepolitische Rahmenbedingungen und deren Folgen berück-sichtigt sind. Ein Beispiel hierfür ist der sogenannte Kernenergieausstieg [BMU

25 Analoges gilt für den Import von Elektrizität.

26 Durchleitungsentgelte sind üblicherweise vom Empfänger zu bezahlen.

27 Siehe z. B. [Forum 1999].

2000c]. Eine Auswertung des zu erwartenden Preispfades zeigt, dass die mit der Stilllegung von Kernkraftwerken verbundene Umstrukturierung des Kraftwerksparks im Zeitraum 2005 bis 2020 spürbare Preisanstiege nach sich zieht²⁸.

Die aus den Modellergebnissen abgeleiteten Strompreise repräsentieren die reinen Erzeugungskosten. Sie können damit zur Abschätzung der Handelspreise auf dem Hoch- und Höchstspannungsniveau verwendet werden²⁹.

Tabelle 29: Vergleich der zu erwartenden Stromerzeugungskosten als Abschätzung der zukünftigen Preisentwicklung auf dem Hochspannungsniveau

[Pf/kWh] 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

PERSEUS-ICE (eigene Berechnung) 5 5,24 5,64 6,03 6,35 6,5 6,5

[Hoster 1996, S. 106] 8,03 8,21 7,57 7,28 7,76 -

-[Prognos 2000, S. 392] - 4,1 5,5 5,5 5,5 -

-Als Ausgangslage wird für das Jahr 2000 ein mittleres Preisniveau von 5 Pf/kWh200030

angenommen. Dieser Wert wird beispielsweise durch Angaben in [VIK 2000] (nach Abzug von Steuern und Abgaben) beziehungsweise [Seyfried 2000] bestätigt. Dar-über hinaus kann dieses Preisniveau anhand von Auswertungen der Datenbasis für das zu entwickelnde Modell für Baden-Württemberg bestätigt werden³¹. Damit kann davon ausgegangen werden, dass mit dieser Preisannahme das aktuelle Marktpreis-niveau hinreichend genau beschrieben wird. Für die folgenden Jahre ist ein Preisan-stieg zu erwarten, der vor allem auf die Umstrukturierung des Kraftwerksparks zurückgeht. Ausschlaggebend dafür ist vor allem der bereits erwähnte Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie. Für den Zeitraum ab 2025 ist mit einer Stabilisierung auf einem Preisniveau von etwa 6,5 Pf/kWh zu rechnen. Im Vergleich zum P^ERSEUS -ICE Modell zeichnen sich die in [Hoster 1996, S. 106] genannten Preise für ein Kern-energieausstiegsszenario durch deutlich höhere Werte zu Beginn des betrachteten Zeitraumes aus. Dies liegt vor allem daran, dass im Rahmen des Szenarios ein Kernenergieausstieg bis 2005 angenommen wird. Weiterhin ist zu berücksichtigen, dass in [Hoster 1996] im Gegensatz zum PERSEUS-ICE Modell die Abschreibungen für bereits bestehende Kraftwerke in die Bereichung der Erzeugungskosten einbezogen werden. Dies erscheint vor dem Hintergrund, dass der bestehende Kraftwerkspark unter den Rahmenbedingungen des regulierten Marktes vollständig abgeschrieben werden konnte, nicht gerechtfertigt. Die im PERSEUS-ICE Modell getroffene Annahme,

28 Ein Vergleich der verschiedenen Szenarios in [Hoster 1996] bestätigt dieses Ergebnis. Allerdings sind andere Annahmen zum Ausstieg unterstellt, als sie in [BMU 2000c] vereinbart sind.

29 Da Strom-, Mehrwertsteuer und Konzessionsabgaben unabhängig von der Erzeugungstechnologie sind, ist die Investitionsentscheidung für einzelne Technologien auf Unternehmensebene davon weitestgehend unbeeinflusst. Die Versorgungsunternehmen bezahlen zwar die Steuern und Abgaben, geben diese aber an die Kunden weiter.

30 Die Basis für alle im Rahmen der Modellanalyse dargestellten monetären Größen bildet das Jahr 2000. Bei den angegebenen Werten handelt es sich um reale Größen, da im PERSEUS-REG² Modell die Inflation nicht berücksichtigt wird. Aus Gründen der übersichtlichen Darstellung wird im Weiteren bei monetären Angaben auf die Nennung der Preisbasis 2000 verzichtet.

31 Entsprechende Kontrollrechnungen für das Basisjahr, differenziert nach den abgebildeten Unternehmensklassen, führen zu Werten zwischen 4,5 und 6,7 Pf/kWh.

dass der existierende Kraftwerkspark bereits abgeschrieben ist, wird durch einen Vergleich der Ergebnisse des PERSEUS-ICE Modells mit den aktuellen Spotmarkt-preisen für Strom bestätigt. In [Prognos 2000, S. 392] wird kein gezielter Ausstieg aus der Kernenergienutzung unterstellt, so dass nach allgemeinen Umstrukturie-rungsmaßnahmen bereits ab 2010 eine Preiskonstanz auf vergleichsweise niedrigem Niveau eintritt. Da in [Hoster 1996] wie auch in [Prognos 2000] die Annahmen zur weiteren Kernenergienutzung nicht mit den Ergebnissen der Konsensgespräche [BMU 2000c] übereinstimmen, erscheint eine weitere Verwendung dieser Preispfade im Rahmen der vorliegenden Arbeit nicht sinnvoll.

3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Strompreis [Pf/kWh]

Mittlerer Preis Hochtarif (HT) Niedertarif (NT)

Abbildung 15: Entwicklung der Preise auf dem Strommarkt

Zur weiteren zeitlichen Differenzierung erfolgt eine Unterscheidung in Hoch- und Niedertarifzeiten (HT/NT). Die Abend- und Nachtstunden zwischen 19.⁰⁰ und 6.⁰⁰ Uhr werden dem Niedertarif, der übrige Zeitraum dem Hochtarif zugerechnet. Die Preis-unterschiede zwischen den verschiednen Tarifzeiten werden auf Basis der Angaben in [Dreher et al. 1999d] und [Prognos 2000] abgeschätzt. Nach [Dreher et al. 1999d]

sind auf einem Spotmarkt im Tagesverlauf Preisabweichungen von bis zu 25 %, bezogen auf den mittleren Preis, zu erwarten. Die entsprechenden Werte in [Prognos 2000, S. 392] liegen für die Perioden ab 2010 mit rund 33 % noch darüber. Aufbau-end auf dem mit dem PERSEUS-ICE Modell bestimmten Preispfad ergeben sich die in Abbildung 15 dargestellten Preisverläufe, differenziert nach Hoch- und Niedertarif.

Diese Werte werden als Exporterlöse für baden-württembergische Erzeugungs-unternehmen vorgegeben.

Tabelle 30: Netznutzungsentgelte für Industriekunden (Stand: 07.07.2000, ohne KWK-Förderung in Höhe von 0,53 Pf/kWh)

Spannungsebene Grundpreis

[DM/kW a]

Arbeitspreis [Pf/kWh]

Preis in [Pf/kWh] ^a

Höchstspannung 35,55 0,19 1,08

Umspannung zur Hochspannung 42,35 0,19 1,25

Hochspannung 71,6 0,38 2,17

Umspannung zur Mittelspannung 87,15 0,38 2,56

Mittelspannung 114,9 0,62 3,49

Umspannung zur Niederspannung 141,4 0,62 4,16

EnBW

Niederspannung 167,5 0,9 5,09

Hochspannung 64,05 0,48 2,08

Umspannung zur Mittelspannung 60,45 0,77 2,28

Mittelspannung 105,75 1,31 3,95

Umspannung zur Niederspannung 108,8 1,81 4,53

NWS

Niederspannung 133,25 2,5 5,83

110 kV 34,18 0,84 1,69

10 kV 95,76 1,54 3,93

HEW

0,4 kV 163,48 3,1 7,19

a: Nutzungsdauer 4000h pro Jahr

Quelle: Preislisten der genannten Unternehmen vom 07.07.2000.

Für den Stromimport sind noch die Netznutzungsentgelte hinzuzurechnen. Auf Grundlage der sogenannten zweiten Verbändevereinbarung [VDEW et al. 1999]

ergeben sich in Abhängigkeit der Spannungsebene unterschiedliche Netznutzungs-beziehungsweise Durchleitungsentgelte. Ab 01.07.2000 werden noch die nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (Gesetz) zu zahlenden Förderbeträge für KWK-Anlagen auf die Netznutzung umgelegt. Dies hat eine Anhebung der Entgelte um 0,53 Pf/kWh zur Folge. Aus einem Vergleich der veröffentlichten Gebühren verschiedener Netzbetreiber³² geht hervor, dass es teilweise sehr deutliche Unterschiede zwischen den verschiedenen untersuchten Unternehmen gibt. Im Bereich der Privatkunden werden die Entgelte häufig in Form eines Arbeitspreises angegeben. Es gibt allerdings auch Unternehmen, die nach Grund- und Arbeitspreis differenzieren. Bei Sondervertragskunden, für die eine Lastanmeldung erforderlich ist, wird nach Spannungsebenen sowie nach erforderlichen Umspannungen zwi-schen verschiedenen Ebenen unterschieden. Die Tarife gliedern sich hier über-wiegend in Arbeits- und Grundpreis. Damit hängen die pro Kilowattstunde zu zahlen-den Gebühren sehr stark von der gesamten Nutzungsdauer ab. Für zahlen-den Bereich des Stromhandels zwischen Versorgungsunternehmen wird im Rahmen der Modellierung von einer Nutzung während des gesamten Jahres ausgegangen. Diese Annahme ist gerechtfertigt, da im Rahmen der Modellierung langfristige Strategien auf Jahres-basis entwickelt werden, und daher die abgebildeten Bezugsmöglichkeiten grund-sätzlich für längere Zeitspannen genutzt werden. Damit ergibt sich für die relevanten

32 Es wurden die zum 07.07.2000 veröffentlichten, auf Grundlage der Verbändevereinbarung vom 13.12.99 bestimmten Netznutzungsentgelte folgender Unternehmen miteinander verglichen: EnBW, HEW, NWS, RWE, TEAG.

Es ist anzumerken, dass zu diesem Zeitpunkt nur sehr wenige Unternehmen der Verpflichtung zur Veröffentlichung der Netznutzungsentgelte nachgekommen waren.

Ebenen der Hoch- und Höchstspannung ein Netznutzungsentgelt von rund 1 Pf/kWh (zuzüglich KWK-Umlage). Bei den Privatkunden liegt das zu zahlende Durch-leitungsentgelt bei etwa 11,5 Pf/kWh (zuzüglich KWK-Umlage). Für die Modellierung des Stromimports ergibt sich damit aus der Summe aus Netznutzungsentgelt (1 Pf/kWh) und KWK-Förderung (0,53 Pf/kWh) ein Preisniveau, dass um 1,53 Pf/kWh über dem in Abbildung 15 dargestellten Preispfad liegt.