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Energienebenkosten

Vorläufige Netzentgelte 2022: Amprion und Transnet BW kündigen starke Erhöhungen an.

4. Okt. 2021

Die von den Unternehmen zu zahlenden Netzentgelte für die großen Stromübertragungsnetze in Deutschland werden sich auch 2022 regional extrem unterschiedlich entwickeln. Das geht aus den am 1. Oktober veröffentlichten Mitteilungen der vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zu den vorläufigen Netzentgelten für das kommende Jahr hervor. Amprion kündigte mit bis zu 20% eine sehr starke Erhöhung an. Auch Transnet BW wird die Netzentgelte um 11%(Umspannung) bzw. 14% (Höchstspannung) anheben. TenneT hat eine minimale Erhöhung um 0,5% avisiert, etwas mehr wird im 50 Hertz-Gebiet draufgeschlagen (3%). Die Netzentgelte werden bis zum Jahresende noch finalisiert. Die vorläufigen Netzentgelte sind - wie immer - mit Vorsicht zu genießen, da sie nach den Erfahrungen der letzten Jahre von den endgültigen Werten teilweise deutlich abweichen können. Wenn ein Übertragungsnetzbetreiber seine Netzentgelte nachträglich anpasst, löst dies auch Veränderungen bei den übrigen Übertragungsnetzbetreibern aus. Verteilnetzbetreiber (VNB), also die nachgelagerten Netzbetreiber, müssen spätestens zum 15. Oktober eines Jahres die für das Folgejahr geltenden bzw. geschätzten Entgelte im Internet veröffentlichen. Vor dem Hintergrund des hohen Anteils der Netzentgelte an den Stromgesamtkosten sprechen Sie uns gerne an, um gemeinsam mögliche Optimierungs- bzw. Privilegierungspotenziale in Ihrem Unternehmen zu untersuchen.

NEMoG als wesentliches Element der Preisbestimmung. ­

Netzentgelte werden von Strom- und Gasnetzbetreibern im liberalisierten Energiemarkt für die Nutzung ihrer Netze erhoben und durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) überprüft. Eine wichtige Rolle bei der Festlegung der Netzentgelte für 2022 spielt erneut das Netzentgeltmodernisierungsgesetz (NEMoG), das für eine Vereinheitlichung der Übertragungsnetzentgelte bis zum Jahr 2023 sorgen soll. Seit 2018 enthalten die Netzentgelte einen bundeseinheitlichen Anteil, der bis 2023 schrittweise die Kosten aus dem Netzengpassmanagement bundesweit gleichmäßig verteilen soll. Dieser Anteil stieg 2021 auf 80% (40% im Vorjahr), der zu Verschiebungen zwischen den Übertragungsnetzbetreibern führt. ­

Amprion: Beschaffungskosten und NeMoG als Preistreiber.

Nach einer moderaten Erhöhung im Vorjahr schlägt der Dortmunder Übertragungsnetzbetreiber Amprion im kommenden Jahr richtig zu und hat eine Steigerung um bis 20% gemeldet. Zur notwendigen Entgelterhöhung hätten die gestiegenen Beschaffungskosten für Systemdienstleistungen wie Regelleistung und Redispatch beigetragen. Auch bei den Netzverlusten stiegen die Beschaffungspreise. Insgesamt schlügen die höheren Börsenpreise auf die Netzentgelte durch: Bei Amprion steigen die Abruf- und Anfahrkosten für Netzreservekraftwerke bedingt durch den deutlichen Anstieg der Kohlepreise und des CO2-Preises. Ein weiterer Faktor sind die Kapitalkosten für den Netzausbau. Bei der schrittweisen Vereinheitlichung der Netzentgelte sind zwischen den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) zudem Ausgleichszahlungen erforderlich. Ohne die Vereinheitlichung würden die Netzentgelte um etwa 24% in der Höchstspannungsebene und um rund 18% in der Umspannebene geringer ausfallen, so Amprion.

Transnet BW erhöht um über 10%. ­

Der baden-württembergischen Übertragungsnetzbetreiber Transnet BW hat Erhöhungen von rund 11% für einen durchschnittlichen Kunden in der Umspannung und um etwa 14% in der Höchstspannung avisiert. Preissteigernd wirkten einerseits der Netzausbau – TransnetBW treibt sowohl im bestehenden Wechsel- als auch im entstehenden Gleichstromnetz den Ausbau voran, um das Netz fit für die Energiewende zu halten. Andererseits stiegen die Kosten für die Aufrechterhaltung von Netz- und Systemsicherheit, hier vor allem für die Netzreserve und für Redispatch. Nach wie vor zählten die individuellen Netzentgelte der TransnetBW aber auch nach vier von fünf Umsetzungsschritten zur Vereinheitlichung zu den günstigsten Entgelten, wie das Unternehmen betont. ­

Bei 50 Hertz kommen 3% hinzu.

In Netzgebiet von 50 Hertz, zu dem Teile Ostdeutschlands, Hamburg und Berlin gehören, werden die vorläufigen Netzentgelte um rund 3% angehoben. Durch gesunkene Kosten für das sogenannte Engpassmanagement – also für kostenpflichtige Eingriffe in die Fahrweise von Kraftwerken und Erneuerbare-Energien-Anlagen, um die Systemstabilität aufrecht zu erhalten – konnte 50Hertz seine Kostenbasis (die sogenannte Erlösobergrenze, kurz EOG) um ca. 2% reduzieren, wie der ÜNB mitteilte - trotz hoher Investitionen in den Netzausbau und in die Netzstabilität. Zentrale Ursache für die Netzentgelt-Erhöhung um 3% seien für die Energiewende notwendige Kostensteigerungen im restlichen Bundesgebiet. Dort handele es sich vorrangig um Kosten für die Netzreserve und um Investitionskosten. ­

Netzentgelte im TenneT-Gebiet nahezu unverändert.

Als einziger Übertragungsnetzbetreiber hat TenneT in seinem Gebiet zwischen Schleswig-Holstein und Bayern für 2021 eine nur marginale Steigerung der Netzentgelte um 0,5% angekündigt. Als Gründe für diese leichte Netzentgeltveränderung nannte das Unternehmen den voranschreitenden Netzausbau und damit die gestiegenen Investitionskosten sowie höhere Kosten für die Netz- und Kapazitätsreserve. Zudem schlügen gestiegene Kosten für die Beschaffung von Systemdienstleistungen (Netzverluste und Regelleistung) zu Buche. Demgegenüber milderten der Effekt der weiteren Vereinheitlichung der Netzentgelte auf Übertragungsnetzebene sowie sinkende Engpasskosten infolge des fortschreitenden Netzausbaus einen höheren Anstieg ab. Der Kostenanteil für netzstabilisierende Maßnahmen verbleibe insgesamt betrachtet jedoch auf relativ hohem Niveau. Dazu zählten auch Redispatch (Verlagerung von konventioneller Erzeugung) und Windabregelungen, mit denen Transportengpässe im Übertragungsnetz behoben werden. Um diesen Kostenanteil auch zukünftig immer mehr zu begrenzen, setze TenneT seine besonderen Anstrengungen beim Netzausbau fort und werd die Investitionen in diesem Bereich auch zukünftig erhöhen.

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