Die Energiebranche wird durch eine rasante Entwicklung gekennzeichnet. Der Prozess der europäischen Marktintegration begann vor einigen Jahren. Ziel dieser Integration ist die Schaffung eines einheitlichen europäischen Marktes, der es den Marktparteien erlaubt, auf einfache und effiziente Weise über die Grenzen hinweg mit Gas und Strom zu handeln.
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Unsere Vision ist es, einer der transparentesten Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Europas zu sein und damit einen Wert für die Gesellschaft zu schaffen. In der Rubrik Energy Insights stellen wir Daten, Informationen und wertvolle Einblicke rund um das Thema Energie zur Verfügung.
Regulierung Deutschland
Welcher Anteil der Stromrechnung eines durchschnittlichen Privathaushalts besteht aus den Netzentgelten des Übertragungsnetzes? Wie werden die Netzentgelte festgelegt, die TenneT seinen Kunden berechnet? Und wie stellt das System sicher, dass TenneT eine angemessen Vergütung erhält, um dafür zu sorgen, dass das Höchstspannungsnetz sicher und zuverlässig bleibt?
Regulierung
In Deutschland unterliegen die Übertragungsnetzbetreiber der Anreizregulierung als Regulierungssystem. Sie reguliert die zulässigen Erlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten und soll die Übertragungsnetzbetreiber anreizen, effizienter zu werden und ihre Kosten zu senken.
Auf den folgenden Seiten erklären wir, wie die Anreizregulierung funktioniert und wie die zulässigen Erlöse von TenneT in die Netzentgelte übersetzt werden, die die Endkunden als Bestandteil ihres Strompreises auf ihrer Rechnung sehen. Auch erläutern wir die Rolle der BNetzA als Regulierungsbehörde.
(Quelle: BDEW Strompreisanalyse 2022)
Für die Durchleitung von Strom durch ihre Netze erheben die Netzbetreiber ein Netzentgelt. Als Übertragungsnetzbetreiber sind neben direkt angeschlossenen Unternehmen oder Erzeugungsanlagen die unterlagerten Netzbetreiber – die Verteilnetzbetreiber – die Kunden von TenneT. Ihnen stellt TenneT die Nutzung des Hoch- und Höchstspannungsnetzes in Rechnung. Die unterlagerten Netzbetreiber wälzen die Kosten dafür als Teil ihrer eigenen Netzentgelte an ihre Kunden weiter. Der Endkunde sieht das Netzentgelt dann auf seiner Stromrechnung, wo die Netzentgelte ca. 25% des Gesamtpreises ausmachen. Geht man von durchschnittlich ca. 31,37 ct/kwh (Quelle BDEW Strompreisanalyse 2020) als Strompreis aus, so machen die Netzentgelte somit ca. 7,71 ct/kwh aus. TenneT erhebt Netzentgelte von durchschnittlich 2,109 ct/kWh, was einem Gesamtanteil am Strompreis von ca. 6,72% ausmacht. Allerdings variieren die Strompreise aufgrund der vielfältigen Lieferantenstruktur und regionaler Unterschiede.
Jeder Endkunde, der Strom bezieht, zahlt dafür an seinen Lieferanten einen Preis. Dieser Strompreis setzt sich aus verschiedenen Bestandteilen zusammen. Dazu gehören Steuern, wie die Stromsteuer, Umlagen, wie beispielsweise die EEG-Umlage, mit der der Ausbau der erneuerbaren Energien gefördert wird, Kosten für Erzeugung und Vertrieb, sowie Netzentgelte.
- Netzentgelte ca. 25% des Gesamtpreises
- ÜNB-Netzentgelt (TenneT) ca. 6,7%
- ca. 18,3% unterlagerte Netzbetreiber
- Strompreis durchschnittlich ca. 31,37 ct/kwh davon ca. 7,71 ct/kwh Netzentgelte
- TenneT erhebt Netzentgelte durchschnittlich 2,109 ct/kWh / Gesamtanteil von ca. 6,7%
Von den Jahreskosten zu den Netzentgelten
Die Netzentgelte, die TenneT von seinen angeschlossenen Stromkunden erhebt, leiten sich u.a. aus den Jahreskosten, d.h. der Summe der Kosten, welche für den sicheren Betrieb und den Ausbau des Netzes anfallen, ab. Zur Bestimmung der Netzentgelte werden diese Jahreskosten auf die von TenneT betriebenen Netzebenen der Höchstspannung und Umspannung aufgeteilt. Eine weitere Aufteilung erfolgt zwischen Leistungs- und Arbeitspreisen abhängig von der Größe des Verbrauchers. Der Leistungspreis bemisst sich nach der Viertelstunde im Kalenderjahr, in dem die höchste Leistung angefordert wurde, während der Arbeitspreis den insgesamt bezogenen Strom bepreist.
Je nach Verbrauchsverhalten zahlt der Netzkunde, also Verteilnetzbetreiber oder Großkunden, entweder einen niedrigen Leistungs- und einen hohen Arbeitspreis oder einen hohen Leistungspreis und dafür einen niedrigeren Arbeitspreis. Die Netzentgeltkalkulation erfolgt stets im Vorjahr des entsprechenden Jahres für das die Preise gelten.Unsere Netzentgelte können Sie auch den hier veröffentlichten Preisblättern entnehmen.
Vereinheitlichung der Netzentgelte
Deutschland ist in vier Netzgebiete unterteilt. TenneT ist für eines dieser Netzgebiete verantwortlich. Diese Netzgebiete haben sehr unterschiedliche geographische Gegebenheiten. So befinden sich im Norden und Osten von Deutschland, also unter anderem auch im Netzgebiet von TenneT, aufgrund der guten Windbedingungen viele Windkraftanlagen. Müssen diese z.B. aufgrund von Engpässen im Stromnetz ausgeschaltet werden (Einspeisemanagement), ist TenneT gesetzlich verpflichtet, den Betreibern der Windparks Entschädigungen zu zahlen, was zu höheren Netzentgelten bei TenneT führt. Übertragungsnetzbetreiber, die kaum Windräder in ihrem Netzgebiet abregeln müssen, stehen nicht vor dieser Herausforderung und haben dementsprechend auch niedrigere Netzentgelte. Es kommt also zu einer geographisch bedingten Ungleichbelastung von Endkunden.
Aufgrund der gesamtgesellschaftlichen Verantwortung für das Gelingen der Energiewende sollte die finanzielle Beteiligung in allen Regionen des Landes gleich sein. Daher werden die Netzentgelte der Übertragungsnetzbetreiber seit 2019 schrittweise über fünf Jahre vereinheitlicht. Während dieser Zeit setzt sich das Netzentgelt aus einem übertragungsnetzbetreiberindividuellen und einem bundeseinheitlichen Anteil zusammen. Am Ende der fünfjährigen Phase der Vereinheitlichung gibt es dann einen Preis, der für alle Übertragungsnetzbetreiber und damit in allen Regionen für die Endkunden gleich ist.
Erlösobergrenze
Die Erlösobergrenze (EO), die durch die BNetzA festgelegt wird, bildet die Obergrenze der zulässigen Erlöse, die TenneT in einer fünfjährigen Regulierungsperiode einnehmen darf. Sie legt also das Budget fest, womit TenneT für die nachfolgenden fünf Jahre wirtschaften muss, um dem Kerngeschäft nachzugehen. Wenn es TenneT schafft, während dieser Zeit seine Kosten unter die zulässigen Erlöse zu senken, kann das Unternehmen einen Gewinn erwirtschaften. Dieser Mechanismus dient dazu, dass die Netzbetreiber kosteneffizient arbeiten. Damit steht die Anreizregulierung im Gegensatz zur kostenorientierten Regulierung, bei der die Netzbetreiber ihre Kosten für Anlagen einfach an die Netzkunden weiterreichen können und so einen Anreiz erhalten, in besonders kostspielige Anlagen zu investieren, was nicht im Sinne der Netzkunden ist.
Die Erlösobergrenze setzt sich aus nicht beeinflussbaren Kosten und beeinflussbaren Kosten zusammen. Die Aufteilung wird vorgenommen, da es Kosten gibt, die für die Netzbetreiber in ihrer Art und Höhe nicht beeinflussbar sind und damit gänzlich in die Erlösobergrenze einfließen, während die beeinflussbaren Kosten von der BNetzA einer Effizienzbewertung unterzogen werden, um mögliches Effizienzsteigerungspotential zu ermitteln.
Dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten sind zum Beispiel Kosten für Betriebssteuern oder netzstabilisierende Maßnahmen, wie z.B. die Abregelung von Windkraftanlagen (Einspeisemanagement), auf die die ÜNB keinen Einfluss haben. Beeinflussbare Kosten sind z.B. Personalkosten, Reisekosten und Kosten für Wartung und Instandhaltung von Anlagen.
Die einzelnen beschriebenen Bestandteile setzen sich gemeinsam nach folgender Formel zur EO zusammen:
| Berechnung der Erlösobergrenze 2020 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Jahr | EOG | Dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten | Vorrübergehend nicht beeinflussbare Kosten | Nicht abgebaute beeinflussbare Kosten | Kosten aus VPI | Kosten aus Xgen | Regulierungs-kontosaldo |
| EO= | Kdnb | +(Kvnb | +(1-V)*Kb) | * ((VPIt/VPI0) | -PF) | +S | |
| 2020 in Mio. € | 2.247 | 1.858 | 276 | 0,1 | 1,03 | 0,0181 | 109 |
In die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten fließen zum einen Kosten, die gemäß der Anreizregulierungsverordnung als dauerhaft nicht beeinflussbar gelten. Darunter fallen zum Beispiel die oben genannten Betriebssteuern. Es gibt zum anderen Kosten, die entstehen, weil sie netzwirtschaftlich notwendig sind. Solche Kosten können von den Übertragungsnetzbetreibern nicht beeinflusst werden. Hierzu gehören zum Beispiel die Kosten für netzstabilisierende Maßnahmen (Redispatch und Abregelung von Erzeugung aus erneuerbaren Energien).
Die Grafik zeigt die Entwicklung der Erlösobergrenze über die Jahre 2016-2020.
Im Folgenden werden ausgewählte, große Kostenpositionen der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten erklärt.
Einspeisemanagement
Zu den netzstabilisierenden Maßnahmen zählt neben Redispatch auch das Einspeisemanagement. Darunter versteht man die Abregelung von Erzeugung aus erneuerbaren Energien analog zum Redispatch für konventionelle Erzeugung. Mit Hilfe des Einspeisemanagements wird der Überlastung von Stromleitungen bei Engpässen vorgebeugt. Ohne Einspeisemanagement könnte es z.B. bei Starkwind zu Überlastung von Netzabschnitten und zu Versorgungsausfällen kommen.
Die Kosten für das Abschalten von Erzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energien, wie zum Beispiel das Abregeln von Windparks, sind nicht beeinflussbar. Wieviel Einspeisemanagement für ein Jahr voraussichtlich notwendig sein wird, ist abhängig von vielen exogenen Faktoren (z.B. Wind) und beträgt für das Jahr 2020 für TenneT 606 Mio. €. In der Grafik zur Zusammensetzung der EOG ist ein starker Anstieg der Kosten für Einspeisemanagement für die Jahre 2017 und 2018 erkennbar, da von einem Ist-Kosten-basierten Ansatz mit Zeitverzug auf einen Plan-Ansatz umgestellt wurde. Im Ist-Kosten-basierten Ansatz wurden als Einspeisemanagement-Kosten für das entsprechende Jahr die tatsächlichen Kosten aus dem vorletzten Jahr angesetzt. Der Plan-Ansatz bedeutet, dass für das betreffende Jahr eine Prognose angesetzt wird. Dadurch enthalten die Jahre 2017 und 2018 Kosten für Einspeisemanagement von jeweils 2 Jahren, also einmal nach der alten und einmal nach der neuen Systematik.
Netzverluste
Netzverluste entstehen zwangsläufig bei der Stromübertragung und ergeben sich aus der Differenz zwischen Energieeinspeisung und der Entnahme elektrischer Energie (mehr dazu hier). Diese Netzverluste werden durch die Beschaffung von sogenannter Verlustenergie ausgeglichen. Dadurch, dass TenneT sein Netz stark ausbaut und durch neue Leitungen sowie Umspannwerke erweitert, entstehen zunehmend mehr Netzverluste, die von TenneT nicht beeinflusst werden können. Für das Jahr 2020 beträgt der Planwert für Netzverluste in Summe 152 Mio. €.
Redispatch
Redispatch ist ein Eingriff in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Netzengpässe zu beheben. Kommt es zu einem Engpass im Netz, werden Kraftwerke auf der einen Seite des Engpasses angewiesen, herunterzufahren. Auf diese Weise wird weniger Strom über belastete Leitungen transportiert. Gleichzeitig werden Kraftwerke auf der anderen Seite des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu erhöhen, um den Verbrauch abzudecken. Die Kraftwerke werden für die Durchführung solcher Redispatch-Maßnahmen vergütet, sodass sie durch die Maßnahme wirtschaftlich weder besser noch schlechter gestellt sind, als ohne die Durchführung. Die Kosten, die durch diese Vergütung entstehen, werden als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten anerkannt. Die Vorgehensweise zur Ermittlung der angemessenen Vergütung orientiert sich an einem Branchenleitfaden (Link) des BDEW zur Vergütung von Redispatch-Maßnahmen. Als Planwert wird das Maximum der Redispatch-Ist-Werte der vorangegangenen drei Jahre angesetzt, sofern nicht Erkenntnisse vorliegen, von der historischen Betrachtung abzuweichen. Für das Jahr 2020 beträgt der Planwert für alle erwarteten Redispatch-Maßnahmen 398 Mio. €.
Investitionsmaßnahmen
TenneT investiert massiv in den Netzausbau, um auch in Zukunft eine kontinuierliche Stromversorgung gewährleisten zu können. Die Kosten für den Netzausbau refinanziert TenneT über das regulatorische Instrument der Investitionsmaßnahmen. Die Kapital- und Betriebskosten der unter diesem Instrument laufenden Investitionsprojekte fließen während der Bauphase als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten in die Erlösobergrenze und gehen somit in die Netzentgelte ein. Nach Fertigstellung unterliegen die Investitionen dem Effizienzvergleich. Für das Jahr 2020 beträgt das Volumen für Investitionsmaßnahmen 317 Mio. €. Bis Ende 2018 deckten die Investitionsmaßnahmen auch die Kosten für den Netzausbau Offshore, also die Netzanbindung von Windparks auf dem Meer ab. Seit 2019 fließen diese in die sogenannte Offshore-Netzumlage, die auf die Netzentgelte aufgeschlagen wird. Das erklärt bei nach wie vor hohen Investitionsvolumina den Rückgang der Position in der Grafik.
Regelleistung
Im Stromnetz muss die Erzeugung immer dem Verbrauch entsprechen; nur dann ist die Frequenz stabil bei 50 Hertz, also dem für Europa geltenden Standard. Kommt es zu Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch, so gleicht der Netzbetreiber das Ungleichgewicht aus. Hierzu nutzt er Regelleistung. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber beschaffen Regelleistung gemeinsam über Auktionen auf der Plattform regelleistung.net. Die Kosten für diese Beschaffung fließen als nicht beeinflussbare Kosten in die Netzentgelte ein.
Bestandteile der Erlösobergrenze
Effizienzwert
Der Effizienzvergleich dient der Simulation von Wettbewerb unter den 4 ÜNB und ist ein zentrales Element der Erlösobergrenze. Damit sollen Anreize für einen effizienten Netzausbau entstehen. Seit 2019 geschieht dies mithilfe einer sogenannten relativen Referenznetzanalyse. Bei dieser ingenieurwissenschaftlichen Methode wird die Struktur des Stromnetzes der jeweiligen ÜNB mit der eines durch eine Computersimulation bestimmten Referenznetzes verglichen, um so Effizienzsteigerungspotenziale aufzuzeigen. Der ÜNB mit der höchsten Effizienz erhält einen Effizienzwert von 100 % und die anderen ÜNB werden jeweils am effizientesten ÜNB gemessen. Wendet man den Effizienzwert auf die grundsätzlich beeinflussbaren Kosten an, so ergibt sich für die fünf Jahre der Regulierungsperiode ein Erlös- bzw. Ineffizienzabbaupfad. TenneT hat einen Effizienzwert von 99,92 % für die aktuelle Regulierungsperiode.
Regulierungskonto
Dadurch, dass zum Beispiel Kosten für netzstabilisierende Maßnahmen auf Prognosen beruhen und mit einer gewissen Unsicherheit behaftet sind, sind Abweichungen zwischen den geplanten und den tatsächlich entstandenen Kosten die Regel. Beispielsweise kann es sein, dass weniger Kosten für die Abregelung von erneuerbaren Energien anfallen, als geschätzt. Die Differenz zwischen den geplanten und den tatsächlichen Kosten wird dann über das sogenannte Regulierungskonto verzinst netzentgeltmindernd an die Kunden zurückgegeben. So wird gewährleistet, dass TenneT nicht mehr vom Netzkunden vereinnahmt als Kosten angefallen sind.
Genereller Sektoraler Produktivitätsfaktor
Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor (Xgen) ist ein Korrektiv der Erlösobergrenze für erwartete Veränderungen der Produktivität der Netzbetreiber und wird anhand der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt ermittelt. Der Produktivitätsfortschritt misst die Entwicklung der Leistungsfähigkeit der Produktionfaktoren Arbeit und Kapital. Selbst für Netzbetreiber mit einem Effizienzwert von 100 % sind durch den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor noch Effizienzsteigerungspotenziale gegeben. Für die dritte Regulierungsperiode wurde der Xgen für alle Übertragungsnetzbetreiber auf 0,9 % festgelegt.
Verbraucherpreisindex
Der Verbraucherpreisindex misst die durchschnittliche Preisentwicklung aller Waren und Dienstleistungen, die private Haushalte für Konsumzwecke kaufen. (Quelle). Er dient u.a. als Messgröße für die Inflationsrate. Durch die Abbildung der Änderungsrate des Verbraucherpreisindex findet in der Erlösobergrenze die Inflation Berücksichtigung.
Eigenkapitalverzinsung
Für das von TenneT zur Finanzierung von Investitionen eingesetzte Eigenkapital erhält das Unternehmen eine regulatorisch festgelegte kalkulatorische Verzinsung. Diese setzt sich in der dritten Regulierungsperiode aus einem risikolosen Basiszinssatz von 2,49 % und einer Risikoprämie in Höhe von 3,15 % zusammen. Der Basiszinssatz resultiert aus der Betrachtung des Durchschnitts der Rendite festverzinslicher Wertpapiere der jeweils letzten 10 Jahre. Der Wagniszuschlag entschädigt die ÜNB für unternehmerische Risiken. Dieser Zuschlag liegt darin begründet, dass Geldgeber für Investitionsprojekte eine dem Risiko angemessene und wettbewerbsfähige Rendite ihres eingesetzten Kapitals erwarten. Die Körperschaftssteuer wird ebenfalls berücksichtigt, sodass sich für die aktuelle Regulierungsperiode eine Eigenkapitalrendite von 6,91 % vor Körperschaftssteuer ergibt. Nach Steuern beträgt die Verzinsung 5,64 %. Es ist wichtig zu beachten, dass die volle kalkulatorische Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals nur erzielbar ist, wenn der oben beschriebene Effizienzwert bei 100% liegt und die Gesamtkosten von TenneT die genehmigten Erlöse nicht überschreiten. Zudem ist die Eigenkapitalverzinsung auf maximal 40% der Investitionssumme beschränkt und wird auf die jährlichen Buchwerte der Anlagen angesetzt.
Startpunkt für die Kalkulation der Erlösobergrenze ist die Kostenprüfung
Das Ausgangsniveau der Erlösobergrenze wird anhand der Kosten des Netzbetreibers im sogenannten Basisjahr bestimmt. Das Basisjahr ist immer das dritte von fünf Jahren der vorhergehenden Regulierungsperiode. In der sogenannten Kostenprüfung schaut sich die BNetzA an, welche Kosten in welcher Höhe betriebsnotwendig sind. Das bei der Kostenprüfung durch die BNetzA ermittelte Ausgangsniveau bleibt grundsätzlich für die Dauer der Regulierungsperiode gleich (mit Ausnahme der Korrekturfaktoren des Produktivitätsfortschritts, des Verbraucherpreisindex und der Ergebnisse des Effizienzvergleichs).
Nach Einschätzung von TenneT werden die Übertragungsnetzbetreiber zukünftig das Gesamtsystem unter technischen, ökologischen und wirtschaftlichen Aspekten zu optimieren haben. Entsprechend wird sich das Regulierungssystem nach Einschätzung von TenneT in Richtung ergebnisorientierter finanzieller Anreize entwickeln. Denkanstöße in dieser Richtung bietet der ausführliche Bericht. Er zeigt darüber hinaus deutlich die Nachteile einer rein ergebnisorientierten Regulierung wie beispielsweise eines TOTEX-basierten Systems mit einer festen CAPEX/OPEX-Aktivierungsrate. Ziel der TenneT ist es, die Debatte um künftige Regulierungssysteme unter Zugabe von Wissen und Fakten köcheln zu lassen.
