Quantifying Risk Premium for Regulated Hydrogen Networks in Germany
Against the background of a worldwide trend towards decarbonization, natural gas infrastructure operators face questions about what their business case will be in a fully decarbonized world. Hydrogen is one potential future use case for existing natural gas infrastructure. Pipelines may be retrofitted to transport hydrogen instead of natural gas. One of the questions relating to the nascent hydrogen economy is whether the transport infrastructure should be considered a natural monopoly, as is the case for natural gas in most European countries. In Germany, the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy has prepared draft regulation for hydrogen transport networks, which closely mimics the existing regulation for natural gas networks. One of the key questions is what the allowed return on equity for hydrogen networks should be and whether it should be higher than the allowed return for natural gas pipelines. The industry association of German natural gas transmission system operators, FNB Gas, asked NERA to quantify the allowed return on equity that allows hydrogen networks to attract capital.
A team of NERA economists, including Managing Director Tomas Haug, Senior Consultants Dr. Adjmal Sirak and Lorenz Wieshammer, and Research Officers Mai Wang and Nina Schnyder, prepared a report to quantify the hydrogen risk premium relative to natural gas networks. While the market is not yet mature, hydrogen networks will face significant downside risks that natural gas networks do not face to the same extent. These downside risks arise from 1) the potential failure of hydrogen technology to reach maturity; 2) dependence on a small number of large industrial customers; 3) pro-cyclical demand from industrial customers; and 4) lower credit worthiness of industrial customers. The NERA team employed a real options model to quantify the return on equity that hydrogen networks must receive for assuming these risks. NERA’s analysis showed that the risk-adjusted return on equity is likely between c. 8.5% and c. 12.5%.
The client submitted the NERA report to the German Ministry of Economic Affairs and Energy to support its position that hydrogen networks should earn a higher return relative to natural gas networks. In the H2 draft ordinance published in September 2021, the federal government opted for an allowed rate of return on equity of 9%.
Vor dem Hintergrund des weltweiten Trends hin zur Dekarbonisierung stehen Erdgasinfrastrukturbetreiber vor der Frage, wie ihr Geschäftsmodell in einer vollständig dekarbonisierten Welt aussehen kann. In Zukunft kann Wasserstofftransport eine mögliche Anwendung für die bestehende Erdgasinfrastruktur darstellen. Erdgasleitungen können umgerüstet werden, um Wasserstoff anstelle von Erdgas zu transportieren. Im Zusammenhang mit der sich im Hochlauf befindenden Wasserstoffwirtschaft stellt sich unter anderem die Frage, ob die Transportinfrastruktur als natürliches Monopol betrachtet werden sollte, wie es bei Erdgas in den meisten europäischen Ländern der Fall ist. In Deutschland bereitete das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie einen Entwurf für eine Wasserstoff-NEV, der sich eng an der bestehenden Verordnung für Erdgasnetze anlehnt. Eine der zentralen Fragen ist hierbei, wie hoch die erlaubte Eigenkapitalverzinsung für Wasserstoffleitungen sein soll und ob sie höher liegen soll als die erlaubte Verzinsung für Erdgasleitungen. Der Branchenverband der deutschen Erdgasfernleitungsnetzbetreiber, FNB Gas, bat NERA, denjenigen erlaubten Eigenkapitalzinssatz zu quantifizieren, der den Wasserstoffnetzen Kapitalanziehung ermöglicht.
Ein Team von NERA-Ökonom:innen, darunter Managing Director Tomas Haug, die Senior Consultants Dr. Adjmal Sirak und Lorenz Wieshammer sowie die Research Officer Mai Wang und Nina Schnyder, erstellten ein Gutachten zur Quantifizierung der Risikoprämie für Wasserstoff- im Vergleich zu Erdgasnetzen. Während der Markthochlaufphase werden Wasserstoffnetze mit erheblichen Abwärtsrisiken konfrontiert sein, denen Erdgasnetze nicht im gleichen Ausmaß ausgesetzt sind. Diese Abwärtsrisiken ergeben sich aus 1) dem möglichen Scheitern der Wasserstofftechnologie vor Erreichung der Marktreife, 2) der Abhängigkeit von einer kleinen Anzahl Ankerkunden, 3) der prozyklischen Nachfrage von Industriekunden und 4) der geringeren Kreditwürdigkeit von Industriekunden. Das NERA-Team verwendete ein Realoptionsmodell, um den Eigenkapitalzinssatz zu quantifizieren, den Wasserstoffnetze für die Übernahme dieser Risiken erhalten müssen. NERAs Analyse zeigt auf, dass der risikoadjustierte Eigenkapitalzinssatz zwischen ca. 8,5 % und ca. 12,5 % liegt.
Der Kunde reichte das NERA-Gutachten beim Bundesministerium für Wirtschaft und Energie im Rahmen seiner Stellungnahme ein, um seine Position zu untermauern, dass Wasserstoffnetze einen höheren erlaubten Eigenkapitalzinssatz erhalten sollten als Erdgasnetze. Die Bundesregierung verabschiedete im September 2021 einen Entwurf der Wasserstoff-NEV, die eine erlaubte Eigenkapitalverzinsung von 9 % vorsieht.
Experts
