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betriebsnotwendig anerkannten Netzkosten, die wiederum als Ausgangsbasis zur Bestimmung der Erlösobergrenze (EOG) im Jahr 2018 dienen.
Ermittlung der zulässigen Erlöse
Die anerkannten Netzkosten werden im zweiten Schritt gemäß den Vorgaben der ARegV in eine
Erlösobergrenze überführt. Die sog. beeinflussbaren Kosten der Verteilernetzbetreiber werden dabei einem Effizienzvergleich unterworfen. Vergleichsmaßstab ist dabei das Verhältnis der eingesetzten Kosten (Input) zur zu erfüllenden Versorgungsaufgabe (Output). Für die Übertragungsnetzbetreiber kommt in Vorbereitung der 3. Regulierungsperiode eine ʻRelative Referenznetzanalyseʼ zur Effizienzmessung zur Anwendung.
Der Erlösobergrenze werden die anerkannten Netzkosten unter Berücksichtigung des Ergebnisses der Effizienzbestimmung zugrunde gelegt. Ineffizienzen sind in der Regulierungsperiode abzubauen. Mit der Erlösobergrenze liegt fest, welche Einnahmen jeder Netzbetreiber in den Jahren einer Regulierungsperiode erzielen kann.
Die Erlösobergrenze wird innerhalb der Regulierungsperiode jährlich nur unter gesetzlich bestimmten Voraussetzungen angepasst. Zu solchen Anpassungen führen u. a. folgende Faktoren:
– Änderungen sogenannter dauerhaft nicht beeinflussbarer Kosten; dazu zählen bspw. Kosten für die Verteilernetzbetreiber aus vermiedenen Netzentgelten (vgl. Abschnitt I.C.6.4) oder Kosten für die Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen; für alle Netzbetreiber Kosten der Nachrüstung von EEG-Anlagen gem. Systemstabilitätsverordnung (vgl. Abschnitt I.C.6.5) oder Kosten für Einspeisemanagement (vgl. Abschnitt I.C.5.2). Bei den Übertragungsnetzbetreibern kommen eine Fülle von Kosten für
Instrumente der Sicherung der Versorgungssicherheit und die Netzerweiterung dazu, insb. Kosten für Investitionsmaßnahmen gem. § 23 ARegV (vgl. Abschnitt I.C.3.3), Kosten für Redispatch mit Markt- und Netzreservekraftwerken (vgl. Abschnitt I.C.5.1) und Kosten für die Vorhaltung von Regelleistung (vgl.
Kapitel I.D Systemdienstleistungen). Die bis 2018 ebenfalls in den Erlösobergrenzen enthaltenen Kosten für Offshore-Anbindungsleitungen (vgl. Abschnitt I.C.1.4) werden zum 1. Januar 2019 in eine Umlage überführt.
– Der Verbraucherpreisgesamtindex, der die allgemeine Geldwertentwicklung abbildet;
– Der Erweiterungsfaktor, mit dem außerordentliche Kosten der Erweiterung des Netzes der VNB innerhalb der Regulierungsperiode abgedeckt werden (das Instrument des Erweiterungsfaktors läuft mit Ablauf des Jahres 2018 aus); ab 1. Januar 2019 der sog. Kapitalkostenaufschlag.
– Bei Verteilernetzbetreibern im Regelverfahren: das Qualitätselement;
– Ein Saldo des Regulierungskontos: Auf dem Regulierungskonto werden Abweichungen zwischen geplanten und tatsächlichen Größen erfasst und in der Folge auf die EOG zu- oder abgeschlagen. Soweit Plankosten in der Erlösobergrenze angesetzt werden, erfolgt hier der Abgleich mit den tatsächlichen Entwicklungen. Dies gilt insbesondere aus Abweichungen zwischen den prognostizierten
Verbrauchsmengen und den tatsächlichen Mengen, die zu Mehr- oder Mindererlösen führen. Aber auch andere Positionen werden mit Planmengen in der Erlösobergrenze angesetzt. Dies gilt beispielsweise für verschiedene Positionen der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten, also u.a. die Kosten für genehmigte
Investitionsmaßnahmen oder die Kosten aus der Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen. Auch die Differenz aus dem auf Basis von Planungswerten genehmigten Kapitalkostenaufschlag und dem
Kapitalkostenaufschlag, wie er sich bei Berücksichtigung der tatsächlich entstandenen Kapitalkosten ergibt, wird auf dem Regulierungskonto verbucht. Der Saldo des Regulierungskontos wird verzinst.
Wegen der zahlreichen Sondersachverhalte ist die Abrechnung des Regulierungskontos ein komplexer Prozess.
Bildung der Netzentgelte
Die Ermittlung der Netzentgelte durch die Netzbetreiber erfolgt auf Basis der in der StromNEV vorgegebenen Grundsätze. Hierfür werden die zulässigen Erlöse (die Erlösobergrenze) möglichst „verursachungsgerecht“ den Netz- und Umspannebenen zugeordnet.
Anschließend werden die spezifischen Jahreskosten in EUR/kW (sog. „Briefmarke“) beginnend mit der höchsten betriebenen Netz- oder Umspannebene ermittelt. Diese ergeben sich aus der Division der Gesamtkosten der Ebene und der zeitgleichen Jahreshöchstlast der Ebene. Mit Hilfe der
Gleichzeitigkeitsfunktion (§ 16 StromNEV) erfolgt die Überführung der spezifischen Jahreskosten in vier Entgeltpositionen (Leistungs- und Arbeitspreis je für weniger als 2.500 Stunden sowie mehr als 2.500 Stunden).
Dabei ist die grundlegende Idee, eine plausible Annahme über den Verursachungsbeitrag des
Anschlussnehmers zu den Netzkosten zu treffen. Dies erfolgt, indem Netznutzer, die mit ihrer individuellen Jahreshöchstlast mit einer hohen Wahrscheinlichkeit zum Zeitpunkt der Jahresnetzhöchstlast des Netzes beteiligt sind, einen hohen Leistungsanteil zahlen. Die Wahrscheinlichkeit wird über die Benutzungsstunden eines Netznutzers ermittelt und im Preissystem durch die Differenzierung der Entgelte in größer und kleiner 2.500 Benutzungsstunden abgebildet. Für nicht leistungsgemessene Netznutzer (Entnahme von weniger als 100.000 kWh pro Jahr, insbesondere Haushalte und kleines Gewerbe in der Niederspannung) ist ein
Arbeitspreis und ggf. ein Grundpreis festzusetzen. Dafür gibt es keine allgemeingültige Vorgabe. Arbeits- und Grundpreis müssen jedoch „in einem angemessenen Verhältnis“ zueinander stehen, was eine gewisse Spanne erlaubt.
Mit den auf Basis der geplanten Absatzmengen ermittelten Entgelten werden die Kosten der Netz- oder Umspannebene gedeckt. Dabei werden die Entnahmen der nächsten, nachgelagerten Netz- und Umspannebene ebenfalls wie Verbräuche behandelt (sog. Wälzung der Kosten).
Diese Kostenwälzung wird in allen weiteren Ebenen angewandt, wobei die Niederspannung als unterste Netzebene keine Kostenwälzung mehr vornimmt und somit ihre Kosten komplett decken muss.
Jährlich zum 15. Oktober des Vorjahres vorläufig und zum 1. Januar des Geltungsjahres endgültig
veröffentlicht der Netzbetreiber seine Netzentgelte auf seiner Internetseite. Unterjährige Anpassungen sind nicht zulässig. In der sog. Verprobung nach § 20 Abs. 1 StromNEV legt der Netzbetreiber gegenüber der Regulierungsbehörde dar, dass die zuvor ermittelten Netzkosten (Erlösobergrenze) mit den veröffentlichten Netzentgelten gedeckt werden können und diese auch nicht übersteigen.
Angesichts der deutlichen Veränderungen der Erzeugungs- und Nutzungsstrukturen in Folge der
Energiewende mit steigender volatiler Einspeisung und vermehrter Eigenversorgung und aufgrund des Ziels die Sektorenkopplung zusätzlich anzureizen, ist eine zunehmende Diskussion über einen Anpassungsbedarf bei der Netzentgeltsystematik entstanden. Im Falle einer Reform muss jedoch sichergestellt werden, dass das
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Netz nicht durch zu hohe Gleichzeitigkeiten überfordert wird. Diese Debatte kann, muss aber nicht zwingend zu Änderungen in den Netzentgelt-Strukturen führen.
Weitere Umlagen, die als Preisbestandteile in den Endverbraucherpreis einfließen werden im Kapitel I.G.4.3 dargestellt.
6.2 Entwicklung der durchschnittlichen Netzentgelte in Deutschland
Für die Betrachtung des durchschnittlichen Netzentgeltniveaus in Deutschland werden die Datenmeldungen der Stromlieferanten zu den einzelnen Preisbestandteilen im Monitoring herangezogen. Diese übermitteln für vorgegebene Abnahmefälle verschiedener Vertragskategorien die durchschnittlichen Nettonetzentgelte49 ihrer jeweiligen Kunden. Dabei werden folgende Abnahmefälle betrachtet:
– Haushaltskunde: Seit dem Jahr 2016 wird im Monitoring das Abnahmeband zwischen 2.500 kWh und 5.000 kWh Jahresverbrauch (Band DC gemäß Eurostat) und einer Versorgung in der Niederspannung den Netzentgelten zu Grunde gelegt. Für die Jahre vor 2016 wurde ein Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh/Jahr betrachtet.
– Gewerbekunde: Jahresverbrauch von 50 MWh, Jahreshöchstlast von 50 kW und Jahresbenutzungsdauer von 1.000 Stunden, Versorgung in der Niederspannung (0,4 kV).
– Industriekunde: Jahresverbrauch von 24 GWh, Jahreshöchstlast von 4.000 kW und
Jahresbenutzungsdauer von 6.000 Stunden, Versorgung in der Mittelspannung (10 oder 20 kV), Leistungsmessung. Die Vergünstigungen nach § 19 StromNEV bleiben bei dieser Darstellung unberücksichtigt.
Anhand der Angaben der Lieferanten wird anschließend ein durchschnittliches Netzentgelt je Abnahmefall für das gesamte Bundesgebiet gebildet. Für Haushaltskunden wird dabei das Netzentgelt mengengewichtet, für Gewerbe- und Industriekunden arithmetisch ermittelt. Zu beachten ist, dass das arithmetische Mittel die breite Streuung der Netzentgelte und die Heterogenität der Netzbetreiber bei diesen Abnahmefällen nicht abbildet (zur Streuung siehe auch Kapitel 6.2 in diesem Abschnitt).
In den Jahren bis 2011 schlugen sich die ersten Kostenprüfungen nach Einführung der Regulierung in sinkenden Netzentgelten nieder. Nach einer Stabilisierung in den Jahren 2013 bis 2015 zeichnet sich gegenwärtig nach einer Steigerung in den Jahren 2016 und 2017 eine leichte Absenkung im Bereich der Haushaltskunden ab. Die Netzentgelte sind von 2017 auf 2018 um fast zwei Prozent (-0,14 ct/kWh) auf 7,17 ct/kWh gesunken. Im Bereich der Nicht-Haushaltskunden liegen die Werte im arithmetischen Mittel über dem Niveau des Vorjahres: Im Bereich der Gewerbekunden sind die Netzentgelte um 1,3 Prozent (+0,08 ct/kWh) auf 6,27 ct/kWh gestiegen. Bei Kunden, die einen Energieverbrauch von 24 GWh pro Jahr (Industriekunden) aufweisen, sind die Netzentgelte im arithmetischen Mittel um 4,4 Prozent (+0,1 ct/kWh) auf 2,36 ct/kWh angestiegen.
49 Nettonetzentgelte enthalten keine Umsatzsteuer.
Seit 2012 beeinflussten verschiedene Faktoren die bis 2017 gestiegenen Netzentgelte: Die Menge der
dezentralen Einspeisung stieg an, was höhere Kosten für vermiedene Netzentgelte zur Folge hatte. Gleichzeitig stieg der Bedarf an Redispatch- und Einspeisemanagementmaßnahmen. Schließlich machte der Zubau von EE-Anlagen weiteren Netzausbau erforderlich. Alle diese Punkte wirkten netzkostenerhöhend. Dieser Trend wurde im Jahr 2018 durchbrochen. Erstmals seit Jahren sind die Netzentgelte im mengengewichteten Durchschnitt wieder gesunken, gleichwohl bewegt sich das Entgelt weiter auf hohem Niveau. Dies ist insbesondere auf die Kostendämpfung bei den vermiedenen Netzentgelten infolge des
Netzentgeltmodernisierungsgesetzes (s.u. Kapitel I.C.6.4) zurückzuführen.
Ab dem Jahr 2019 wird sich das Nettonetzentgelt voraussichtlich verringern, da die neue Offshore-Umlage erstmals die Kosten für die Offshore-Anschlussleitungen enthalten wird. Die Kostenbelastung für den Netznutzer wird sich in Zukunft aus der Summe aus Netzentgelten und Offshore-Umlage ergeben. Für die bundesregulierten Verteilernetzbetreiber zeigen die Berechnungen für das Jahr 2019, dass dieser Summenwert im Trend für alle drei Abnahmefälle steigen wird.
Abbildung 51: Entwicklung der Netzentgelte von 200650 bis 201851
50 Das Jahr 2006 war durch Sondereffekte bei Einführung der Regulierung geprägt, die dazu führten, dass zu Beginn der Regulierung von Unternehmen überhöhte Netzentgelte ausgewiesen wurden. Erst mit Absenkung der Netzentgelte im Zuge der Regulierung, wurden zunächst fälschlich den Netzentgelten zugeordnete Kosten in den Preisbestandteilen berücksichtigt, denen sie nach dem
Verursachungsprinzip tatsächlich zuzurechnen waren. Die nach Aufnahme der Regulierung erfolgten Erhöhungen in anderen Preisbestandteilen als den Netzentgelten, insbesondere im „Vertrieb“, sind damit teilweise eine Folge der Netzentgeltsenkungen. Das Jahr 2006 ist daher als Bezugsjahr für einen Zeitreihenvergleich nur sehr eingeschränkt geeignet.
51 Vor dem Jahr 2014 wurden die Werte für Industrie- und Gewerbekunden mengengewichtet ermittelt.
7,30 6,34 5,92 5,80 5,81 5,75 6,04 6,52 6,54 6,59 6,79 7,31 7,17
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Entwicklung der mengengewichteten Netzentgelte
(inkl. Messstellenbetrieb) für Haushaltskunden in ct/kWh
Haushaltskunde 2.500 - 5.000 kWh (vor 2016 Abnahmefall 3.500, mengengewichtet)
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Abbildung 52: Entwicklung der arithmetischen Nettonetzentgelte (inkl. Messstellenbetrieb) für
„Gewerbekunden“ 50 MWh und „Industriekunden“ 24 GWh
Netzentgelte sind ein Bestandteil des Elektrizitätspreises. Sie müssen sowohl von Haushaltskunden als auch Industrie- und Gewerbekunden gezahlt werden. Über die Netzentgelte werden die Kosten für das Stromnetz (z.B. Ausbau und Maßnahmen zur Systemsicherheit) auf den Letztverbraucher gewälzt. Für Haushaltskunden mit einem Stromverbrauch zwischen 2.500 und 5.000 kWh pro Jahr beträgt der Anteil der Netzentgelte für das Jahr 2018 fast 23 Prozent (siehe auch Kapitel „I.G
Einzelhandel“ ab Seite 250). Nach Steigerungen in den Jahren 2016 und 2017 zeichnet sich eine leichte Absenkung ab. Die Netzentgelte sind im Zeitraum 1. April 2017 bis 1. April 2018 um fast zwei Prozent auf 7,17 ct/kWh gesunken.
6.3 Regionale Verteilung der Netzentgelte
Die Höhe der Netzentgelte ist regional sehr unterschiedlich. Für einen Vergleich der Netzentgelte in
Deutschland werden im Monitoring anhand der veröffentlichten Preisblätter aller Verteilernetzbetreiber die relevanten Informationen zu den drei betrachteten Abnahmefällen (Haushalts-, Gewerbe- und
Industriekunde, siehe I.C.6.2 Entwicklung der durchschnittlichen Netzentgelte in Deutschland) zusammengetragen. Gemäß § 27 Abs. 1 StromNEV sind alle Netzbetreiber verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen. Aus den Angaben zu den jeweiligen
6,37
5,49 5,08 4,99 4,89 4,89 5,11
5,61 5,65 5,77 5,85 6,19 6,27
1,65 1,51 1,46 1,43 1,54 1,46 1,68 1,79 1,90 2,12 2,06 2,26 2,36
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
"Gewerbekunde" 50 MWh (arithmetisch) "Industriekunde" 24 GWh (arithmetisch)