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Regulierung eines natürlichen Monopols mit Marktmacht. Die Anreizregulierung im deutschen Strommarkt

Seminararbeit 2017 22 Seiten

Energiewissenschaften

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1. Einleitung

2. Besonderheiten des deutschen Strommarktes und ökonomische Fundierung der
Netzregulierung

3. Zielsetzung und Konzept der Anreizregulierung

4. Wesentliche Instrumente der Anreizregulierung in Deutschland
4.1 Bestimmung des Ausgangsniveaus - Kostenprüfung
4.2 Differenzierung der Kostenanteile
4.3 Effizienzvergleich
4.4 Regulierungskonto
4.5 Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor
4.6 Investitionen und Details zur Erweiterung
4.7 Versorgungssicherheit – Qualitätsregulierung
4.8 Ermittlung der Erlösobergrenze
4.9 Ermittlung der Netzentgelte
4.10 Weitere Besonderheiten
4.10.1 Besonderheiten für Übertragungs- und Fernleitungsnetze
4.10.2 Besonderheiten für kleine Stromanbieter

5. Evaluierungsbericht und Überarbeitung der ARegV

6. Schlussbetrachtung

Literaturverzeichnis

Rechtsprechungsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Grundmechanismus

Abb. 2: Regulierungsperioden im Überblick.

Abb. 3: Eigenkapitalverzinsung 2. Regulierungsperiode

Abb. 4: Entwicklung der Netzentgelte Elektrizität 2006 – 2016

Tabellenverzeichnis

Tab. 1: Legende zur Formel zur Bestimmung der Erlösobergrenze.

1. Einleitung

In Zeiten von steigenden Strompreisen fallen manch einem die Netzentgelte auf, die ca. ein Viertel des Preises ausmachen.[1] Doch wofür werden Netzentgelte gezahlt? Es sind Gebühren für die Nutzung der Netze, mit welchen Strom transportiert wird. Die Netze sind aufgrund ihrer Charakteristika ein natürliches Monopol und somit im Besitz weniger großer Energiekonzerne. Um Marktversagen zu unterbinden, bedarf es den staatlichen Eingriff.

Seit Ende der 90er Jahre verfolgt die europäische Union das Ziel eines Binnenmarktes für Strom. Mit den 1996 erlassenen Binnenmarktrichtlinien begann der Prozess der Liberalisierung, um diese Branche wettbewerblich zu orientieren und schlussendlich die Preise zu senken. Da der Liberalisierungsprozess schleppend voranging, wurden 2003 die EU-Beschleunigungsrichtlinien verabschiedet. Die daraus resultierende Novellierung des EnWG war der Grundstein für die heutige Anreizregulierung. Durch den staatlichen Eingriff wird das private Monopol mittels der Regulierung entflechtet. Grundidee der Anreizregulierung ist der Anreiz von Kostensenkungen und Effizienzsteigerungen durch Festsetzung von Erlösobergrenzen. Die Anreizregulierung gilt für alle Netzebenen. Einige Ausnahmeregelungen wurden nur für die Übertragungs- und Fernleitungsnetze aufgrund ihrer Besonderheiten eingeräumt.

Neben der Simulation des Wettbewerbs soll die Anreizregulierung auch Planbarkeit für Investoren bringen. Denn die Investitionen sind im Hinblick auf die Energiewende in dem kapitalintensiven Geschäft unerlässlich.

Im Fokus dieser Arbeit steht die Funktionsweise der Anreizregulierung an sich, wobei die erste Anreizregulierungsverordnung vom 29.10.2007 als Grundlage genutzt wird. Zunächst wird der Hintergrund der Notwendigkeit der Regulierung kurz dargestellt, bevor das Konzept der Anreizregulierung beschrieben wird. Die einzelnen Instrumente werden danach detailliert erläutert. Vor der Zusammenfassung werden die Ergebnisse des Evaluierungsberichts kurz wiedergegeben, um die Wirkungsweise der Anreizregulierung in der Praxis zu begutachten. Die darin enthaltenen Vorschläge zur Weiterentwicklung des Konzepts, auch im Hinblick auf die Energiewende, sind die Basis für die im August 2016 verabschiedete Novelle der ARegV. Die bedeutendsten Änderungen werden ebenfalls in diesem Kapitel herausgestellt.

2. Besonderheiten des deutschen Strommarktes und ökonomische Fundierung der Netzregulierung

Im Gegensatz zur freien Marktwirtschaft ist der Wettbewerb in einer monopolistischen Marktwirtschaft eingeschränkt oder gänzlich ausgeschaltet. Es fehlt das Eigeninteresse der Unternehmen, effizient, innovativ und kostengünstig zu arbeiten. Monopole können durch ihre Marktmacht diskriminieren und ihre Produkte zu hohen Preisen verkaufen. Eine spezielle Form des Monopols ist das natürliche Monopol, welches durch Subadditivität gekennzeichnet ist. Aufgrund der hohen sunk costs und niedrigen Grenzkosten sind die Gesamtkosten zur Bereitstellung eines Gutes niedriger, wenn nur ein Anbieter anstatt mehrere konkurrierende den Markt bedient. Die Stromnetze sind ein sog. natürliches Monopol. Um ein resultierendes Marktversagen zu beheben und einen diskriminierungsfreien Netzzugang zu ermöglichen, bedarf es der staatlichen Regulierung des Stromnetzmarktes. Die dafür zuständige Regulierungsbehörde ist die Bundesnetzagentur. Im Folgenden werden dazu die in Deutschland genutzten Regulierungssysteme kurz beschrieben.

Nach der EnWG-Novellierung in 2005 wurde der Markt zunächst kostenorientiert reguliert. Falls die vorgelegten Kosten bei der Genehmigung der Entgelte gerechtfertigt waren, wurden die darauf beruhenden Entgelte bewilligt. Demnach wäre eine Kostensenkung nur für den Kunden favorabel und hätte dem Netzbetreiber kaum genutzt. Es bestand weiterhin kein Eigeninteresse, kostengünstig zu wirtschaften.[2]

Somit entschied sich der Gesetzgeber für die Einführung Anreizregulierung mit dem Ziel, „Anreize zu mehr Effizienz und frühzeitige Kostensenkungen für die Kunden“[3] zu etablieren. Dabei werden Obergrenzen gesetzt (Cap-Regulierung), die sich entweder auf die Preise (Price-Cap) oder auf die Erlöse (Revenue-Cap) beziehen. Die BNetzA erarbeitete in Zusammenarbeit mit Wissenschaftler, der Wirtschaft und den Ländern ein Regulierungskonzept hybrider Methoden, welches 2007 von der Regierung mit der ARegV erlassen wurde. In diesem Konzept wird die reine Erlösobergrenzenregulierung (Revenue-Cap) durch weitere beeinflussende Parameter ergänzt.[4] Vorteilhaft im Vergleich mit der Price-Cap-Regulierung befand die BNetzA die bessere Entsprechung mit den rechtlichen Vorschriften des EnWG und StromNEV sowie der geringere Informationsbedarf der aufwendigen Anreizregulierung. Im Folgenden wird das in Deutschland angewandte Konzept der Anreizregulierung der Einführung einer Erlösobergrenze vertieft.

3. Zielsetzung und Konzept der Anreizregulierung

Die Zielsetzung der verabschiedeten Anreizregulierung ist es, durch einen simulierten Wettbewerb die Netzbetreiber zu motivieren, effizienter, investiver und kostengünstiger als die vergleichbare Konkurrenz zu wirtschaften. Durch die Vorgabe der von den Kosten entkoppelten Erlöse entsteht beim Netzbetreiber der Anreiz, aus eigenem Interesse produktiver und kostengünstiger zu haushalten, um die erzielbaren Gewinne zu maximieren. Kostensenkungen werden damit indirekt erreicht, ohne dass diese von der BNetzA definiert werden. Dies bewirkt allein der Druck der Erlösobergrenze, der ebenfalls zu Innovationen für weitere Kostensenkungen anregt. Letztendlich stünde dem Betreiber frei, wie er seine vorab definierten Erlöse verwendet.[5] Zugleich ist eine Qualitätsregelung enthalten, sodass die Netzbetreiber nicht zulasten der Kunden sparen und unerlässliche Investitionen vernachlässigen.

Die jährlichen Erlösobergrenzen werden vor einer Regulierungsperiode von einem Zeitraum von 5 Jahren festgelegt. Diese sind gem. § 4 ARegV fix und können nur in den dort festgeschriebenen Fällen während der Regulierungsperiode geändert werden. Sollten die tatsächlich erzielten Erlöse die genehmigten um mehr als 5 % übersteigen, so ist der Netzbetreiber verpflichtet, seine Netzentgelte zugunsten der Kunden umgehend zu senken.

Um das verabschiedete Konzept zu überprüfen und zu verbessern, evaluiert[6] die BNetzA die Anreizregulierung gemeinschaftlich mit Betreibern, Kunden, Verbänden und der Politik. Ein ausführlicher Bericht inkl. Vorschläge für die Weiterentwicklung ist nach der ersten Regulierungsperiode vorzulegen.[7] [8]

Die betreiberindividuelle Erlösobergrenze basiert auf der anhand einer Kostenprüfung ermittelten aktuellen Kostensituation. Im ersten Jahr einer Regulierungsperiode sind die tatsächlichen Kosten maßgeblich. Auf diese Kostenbasis werden Regulierungsfaktoren nach Maßgabe der §§ 8 ff ARegV hinzugerechnet. Der zentrale Regulierungsfaktor ist dabei der Effizienzvergleich, welcher primär die Absenkung der Erlösobergrenze steuert. Weitere Faktoren sind die allgemeine Geldentwicklung, der sektorale Produktivitätsfaktor, der Erweiterungsfaktor und das Qualitätselement. Kurz hervorzuheben sei der Produktivitätsfaktor, der eine wettbewerbsähnliche Effizienzsteigerung der Branche beschreiben soll. Neben den beeinflussbaren Kosten (Ineffizienzen), vermindern sich durch diesen im Zeitablauf auch die vorübergehend nicht beeinflussbaren Kosten. Durch den neg. Erlöspfad werden die Ersparnisse an die Kunden weitergegeben. Durch die Erläuterungen der Instrumente im Weiteren wird die Anreizregulierung detailliert erklärt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Grundmechanismus
Quelle: Bundesnetzagentur (2015a).

4. Wesentliche Instrumente der Anreizregulierung in Deutschland

4.1 Bestimmung des Ausgangsniveaus - Kostenprüfung

Die Ermittlung des Ausgangspunktes für die Bestimmung der Erlösobergrenze basiert gem. § 6 Abs. 1 ARegV auf einer Prüfung der individuellen Kostensituation der Netzbetreiber durch die Regulierungsbehörde. Die Ermittlung findet im vorletzten Jahr vor Beginn der Regulierungsperiode nach Vorschriften der §§ 4 bis 10 der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) statt. Grundlage dafür sind die in diesem Jahr vorliegenden Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres. Dieses Kalenderjahr, indem das Geschäftsjahr endet, ist als Basisjahr definiert.[9] Dementsprechend gilt für die erste Regulierungsperiode, beginnend am 01.01.2009, das Jahr 2006 als Basisjahr. Für die erste Regulierungsperiode werden gem. § 6 Abs. 2 ARegV als Ergebnis der Prüfung die Zahlen der letzten Genehmigung der Netzentgelte des Basisjahres festgesetzt. Sind in diesem Jahr Kosten enthalten, die auf einer Besonderheit beruhen, so bleiben diese im Ausgangsniveau unberücksichtigt. Das individuelle Ausgangsniveau jedes Netzbetreibers bleibt für die Dauer der Regulierungsperiode unverändert.[10]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Regulierungsperioden im Überblick Quelle: Bundesnetzagentur (2015a).

In die Berechnung gem. der StromNEV fließen diverse Kostenpositionen ein, wobei diese strikt zu anderen Verursachungsquellen abgegrenzt werden müssen. Anzusetzen sind die Kosten insoweit, als dass sie den Kosten eines effizienten strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Zu berücksichtigende Kostengruppen werden gesetzlich im Detail festgeschrieben. Dazu gehören die bilanziellen bzw. aufwandgleichen Kostenpositionen nach § 5 StromNEV und die kalk. Kostenpositionen nach §§ 6 bis 8 StromNEV. Zu den kalk. Kosten gehören bspw. Abschreibungen, die Eigenkapitalverzinsung und Steuern.

Erwähnenswert an dieser Stelle ist die festgeschriebene Eigenkapitalverzinsung. Um die Netzbetreiber in der Festlegung der Eigenkapitalverzinsung zu begrenzen und zeitgleich Investitionen aufgrund der fehlenden Marktmechanismen anzuregen, wird durch die BNetzA für jede Periode ein adäquater Eigenkapitalzinssatz festgesetzt. Diese erstrebenswerte Verzinsung ist nur bei einem Effizienzwert von 100 % gegeben.[11] Die Eigenkapitalverzinsung setzt sich aus einem Basiszins, einem Wagniszuschlag und der Körperschaftssteuer zusammen. Wie in der folgenden Abbildung ersichtlich, werden die einzelnen Bestandteile einzeln berechnet, bevor sie zur kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung vor Körperschaftssteuer addiert werden. Aufgrund der Tatsache, dass eine festgesetzte Kapitalverzinsung in der Ausgangsgröße enthalten ist, kann ein Netzbetreiber auch dann einen Gewinn erzielen, wenn seine Kosten genau den festgelegten Erlösen entsprechen.[12]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3 : Eigenkapitalverzinsung 2. Regulierungsperiode Quelle: Bundesnetzagentur (2015a)

Infolge der zeitlichen Differenz zwischen Basisjahr und Regulierungsperiode entsteht der sog. Sockeleffekt, welcher sich auf die einbezogenen Kapitalkosten bezieht. Aufgrund der Tatsache, dass nur bereits im Basisjahr vorhandene Anlagen in die Berechnung einfließen, werden Kapitalkosten von Neuinvestitionen erst im Rahmen der nächsten Kostenprüfung erlöswirksam. Wird die Investition im Jahr nach dem Basisjahr getätigt, so entsteht ein Zeitverzug von 7 Jahren. Bei der Kostenprüfung fließt die Anlage, gemindert um die Abschreibungen, nur zu Restbuchwerten ein. Die jeweiligen Verzinsungsbeträge fehlen dem Netzbetreiber. Gegenteilig zum neg. Sockeleffekt steht der pos., welcher aus bestehenden Anlagen resultiert. Die Abschreibung und Verzinsung des Basisjahres wird für den Zeitraum festgeschrieben, sodass ein Abschmelzen der Verzinsung entfällt. Dies gilt auch für Anlagen, welche nach dem Basisjahr vollständig abgeschrieben sind und keine Kosten mehr verursachen.[13]

4.2 Differenzierung der Kostenanteile

Die Unterteilung der Kosten in beeinflussbare und nicht beeinflussbare Anteile ist für den Effizienzvergleich und die Regulierungsformel unerlässlich. Da sich nur die beeinflussbaren Kosten verringern lassen, kann sich die Anreizregulierung gem. § 21a Abs. 4 S. 6 EnWG nur auf diese beziehen. Zur Einordnung der diversen Kostenpositionen dient § 11 ARegV. Zu Beginn findet eine Unterscheidung der nicht beeinflussbaren Kosten in dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten und vorübergehend nicht beeinflussbare Kosten statt. Welche Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbar kategorisierbar sind, sind in dieser Vorschrift aufgelistet. Diese können grundsätzlich nicht durch den Netzbetreiber reduziert werden. Klassische Beispiele sind gesetzliche Abgaben oder Kosten für vorgelagerte Netzebenen. Nach § 11 Abs. 3 ARegV gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile die mit dem festgelegten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten. Tatsächlich bilden diese Kosten strukturelle Unterschiede des Versorgungsgebietes ab.[14] Diese Kostenanteile sind demnach auch beim effizientesten Betreiber vorzufinden und daher nicht zu beanstanden. Somit sind beeinflussbare Kostenteile diese, welche nicht den anderen beiden Gruppen zugeordnet werden können. Diese werden auch als Ineffizienzen bezeichnet. Im Vergleich zu anderen Netzbetreibern sind diese Kosten vermeidbar.[15]

Abschließend sind auch volatile Kosten nach § 11 Abs. 5 ARegV in der Berechnung der Erlösobergrenze zu berücksichtigen. Diese Kosten entfallen auf die Beschaffung von Treibenergie.

4.3 Effizienzvergleich

Im Gegensatz zu anderen Wirtschaftssektoren, in welchen die Unternehmen aufgrund des Wettbewerbes stetig motiviert sind, effizient zu wirtschaften, existieren im Strommarkt aufgrund des fehlenden Wettbewerbes keine Effizienzanreize. Gesetzlich verankert ist die Notwendigkeit der Ausrichtung der Netzentgelte an einer effizienten Betriebsführung in § 21 Abs. 2 EnWG. Dementsprechend obliegt es der Anreizregulierung, Wettbewerb zu simulieren, indem Effizienzanreize gesetzt werden.

Da Effizienz sich nicht isoliert, sondern nur im Vergleich zu anderen Unternehmen gemessen werden kann, greift die Anreizregulierung auf einen bundesweiten Effizienzvergleich zwischen ähnlichen Netzbetreibern zurück. Die Ermittlung des individuellen Effizienzwertes erfolgt durch einen Vergleich der Aufwands- und Strukturparameter der einzelnen Betreiber.[16]

Geregelt wird die Durchführung des Effizienzvergleichs in den Vorschriften der §§ 12 bis 16 ARegV. Der Vergleich wird gem. § 12 ARegV vor jeder Regulierungsperiode von der BNetzA durchgeführt. Die Unternehmen, welche nicht unter die Sonderregelung gem. § 24 ARegV für kleine Netzbetreiber fallen, sind verpflichtet, die benötigten Daten der BNetzA zukommen zu lassen.

Im Folgenden wird der Effizienzvergleich als zentraler Regulierungsfaktor erläutert. Zunächst werden die Aufwands- und Strukturparameter ermittelt.

Als Aufwandsparameter sind die nach § 14 ARegV ermittelten Kosten anzusetzen. Die Basis bilden die Gesamtkosten des Netzbetreibers, welche gem. § 6 ARegV mittels der Kostenprüfung zur Bestimmung des Ausgangsniveaus ermittelt werden.[17] Von den Gesamtkosten sind die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile abzuziehen, da sich die Anreizregulierung gem. § 24 a Abs. 4 S. 6 EnWG nur auf die beeinflussbaren Kosten beziehen kann. Somit müssen auch beim Effizienzvergleich vor der Durchführung die Kosten definiert und den Bestandteilen zugeordnet werden. Weitergehend werden aus Vergleichbarkeitsgründen die Kapitalkosten so bestimmt, dass Verzerrungen bspw. wegen der Altersstruktur berücksichtigt werden. Es erfolgt die Berechnung zu Tagesneuwerten . [18]

Zur Berücksichtigung der individuellen Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften fließen in den Effizienzvergleich auch sog. Strukturparameter[19] ein. Als Parameter für die erste und zweite Regulierungsperiode hat die Regulierungsbehörde die

- Anzahl der Anschlusspunkte in Stromversorgungsnetzen
- Fläche des versorgten Gebiets
- Leitungslänge (Systemlänge) und
- zeitgleiche Jahreshöchstlast

in § 13 Abs. 4 ARegV gesetzlich festgesetzt. Darüber hinaus können zusätzliche Parameter, die den Anforderungen des § 13 Abs. 3 ARegV entsprechen, berücksichtigt werden.
Die Effizienz wird folglich als eine relative Kosteneffizienz dargestellt. Durch die Berücksichtigung der Versorgungsaufgabe neben der absoluten Höhe der Kosten können auch Netzbetreiber mit sehr hohen Kosten, und folglich Netzentgelten, im Vergleich zur Konkurrenz effizienter arbeiten.[20]

Mit den ermittelten Parametern wird dann der Effizienzvergleich von der BNetzA anhand zwei verschiedener wissenschaftlich anerkannter Methoden durchgeführt. Durch die Berechnung mit zwei verschiedenen Verfahren sollen verschiedene Eigenschaften abgedeckt und die Nachteile des jeweiligen Verfahrens durch das andere ausbalanciert werden. Zum einen wird die Dateneinhüllungsanalyse, ein lineares Optimierungsproblem, verwendet. Dieses deterministische Modell zeichnet sich insb. durch seine Flexibilität aus. Zum anderen werden die Effizienzwerte mit der Stochastischen Effizienzgrenzen-Analyse berechnet, wobei ein statistisch modellierter Zusammenhang zwischen Aufwand und Leistung erstellt wird. Dieses Modell ist besonders robust gegenüber Datenrauschen. Die umfangreiche Berechnung mittels mehrerer Methoden soll die Charakteristika der Industrie bestmöglich widerspiegeln.[21]

Beide Modelle ermitteln relative Effizienzwerte, in welchen alle Netzebenen integriert sind.[22] Dabei steht die netzwirtschaftliche Leistungserbringung im Verhältnis zum dafür benötigten Aufwand. Ergeben sich bei der komplementären Berechnung verschiedene Werte, so ist gem. § 12 Abs. 3 ARegV zugunsten des Netzbetreibers der höhere anzusetzen.

Der Netzbetreiber mit dem besten Verhältnis wird als effizientester festgelegt, indem ihm ein Effizienzwert von 100 % zugewiesen wird. Im Verhältnis zu der somit gebildeten Effizienzgrenze stehen die Effizienzwerte der anderen Netzbetreiber, welchen einen entsprechend niedrigen prozentualen Wert zugeordnet wird.[23] Der Mindesteffizienzwert beträgt 60 %. Gem. § 12 Abs. 4 ARegV wird dieser Betreibern zugeordnet, welche im Verfahren einen niedrigeren Wert erreicht haben oder ihrer Mitteilungspflicht nicht nachgekommen sind. Hintergrund dafür ist die Unmöglichkeit der Vornahme von noch höheren Ersparnissen in dem Zeitraum einer Regulierungsperiode. Sollten Unternehmen vom Effizienzvergleich aufgrund ihrer Größe ausgenommen sein, so werden deren Effizienzwerte in der ersten Regulierungsperiode auf 87,5 % festgesetzt.[24] Auf Nachweis des Netzbetreibers besteht weiterhin die Möglichkeit, einen Aufschlag auf den ermittelten Effizienzwert anzusetzen, wenn außergewöhnliche, nicht beeinflussbare strukturelle Umstände bestehen, die in den verwendeten Parametern nicht berücksichtigt wurden. Die unberücksichtigten Kosten müssen erheblich sein, d. h. die ermittelten Kosten um mindestens 5 % übersteigen.[25]

Mithilfe des kalkulierten Effizienzwertes werden Ineffizienzen errechnet, indem lt. § 15 Abs. 3 ARegV die Differenz gebildet wird zwischen den Gesamtkosten abzgl. der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten und den mit dem Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten.

Die Ineffizienzen werden dann anhand eines Verteilungsfaktors in der Regulierungsformel regelmäßig innerhalb der Regulierungsperiode(n) abgebaut. Diese sog. individuelle Effizienzvorgabe, welche prozentual den Anteil der Ineffizienzen darstellt, wird für die erste Regulierungsperiode so bestimmt, dass die festgestellten Ineffizienzen innerhalb von zwei Regulierungsperioden abgebaut sein sollen. Die ab der dritten Periode individuell festgestellten Effizienzvorgaben sind so kalkuliert, dass die Ineffizienzen innerhalb einer Periode abgebaut sind.[26] Da sich der in die Erlösobergrenze einfließende Verteilungsfaktor am effizientesten Netzbetreiber orientiert, sollen langfristig alle Netzbetreiber die somit definierte höchste Effizienz erreichen.

4.4 Regulierungskonto

Die berechnete Erlösobergrenze beruht auf Prognosen des zukünftigen Absatzes, welcher von vielen Faktoren abhängt. Das von der BNetzA geführte Regulierungskonto dient zur Berücksichtigung von Schwankungen dieser Faktoren. Hauptsächlich sind diese Mengenschwankungen, oftmals witterungsbedingt, aber auch Schwankungen in bspw. den berücksichtigten Kosten für Inanspruchnahme von vorgelagerten Netzebenen oder in den Kosten für den Messstellenbetrieb.[27] Sollten die geplanten, zulässigen Erlöse von den tatsächlich erzielbaren abweichen, wird die Differenz am Jahresende sichtbar und auf dem Regulierungskonto erfasst. So werden Mengenschwankungen, bspw. aufgrund eines kalten Winters, aufgefangen. Folglich werden Preisschwankungen vermieden und die Planbarkeit seitens der Abnehmer erhöht. Weitergehend trägt der Netzbetreiber aufgrund dieses Mechanismus kein Mengenrisiko.

Zum 30. Juni jedes Kalenderjahres sind der Regulierungsbehörde die notwendigen Daten zu übermitteln, damit diese die Differenzbeträge im Regulierungskonto verbuchen kann.[28] Gem. § 5 Abs. 4 ARegV wird der Saldo im letzten Jahr der Regulierungsperiode ermittelt und fließt in Form von Zu- oder Abschlägen in die Ermittlung der Erlösobergrenze für die nächste Periode ein. Diese sind gem. § 5 Abs. 2 S.3 ARegV zu verzinsen. Sollten die tatsächlich erzielten Erlöse die zulässigen um mehr als 5 % übersteigen, so ist der Netzbetreiber verpflichtet, zu Beginn des nächsten Kalenderjahres die Netzentgelte zu senken. Der Mechanismus des Regulierungskontos bleibt außer Ansatz.[29]

4.5 Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor

Als weiterer Faktor ist in der Regulierungsformel die Weiterentwicklung durch Produktivitäts- und Preisentwicklungen zu berücksichtigen. Wegen des fehlenden Wettbewerbes wird die Effizienzsteigerung in der Branche mittels eines festgesetzten Produktivitätsfaktors realisiert. Vor Beginn jeder Regulierungsperiode ist dieser von der Regulierungshörde zu ermitteln und zu veröffentlichen. Für die ersten beiden Regulierungsperioden wurde in § 9 Abs. 2 ARegV der Wert zunächst auf 1,25 und 1,5 % jährlich festgelegt. Diese Einsparungen sind unabhängig vom Abbau der Ineffizienzen zu erreichen und betreffen daher auch den effizientesten Netzbetreiber.

4.6 Investitionen und Details zur Erweiterung

Durch die Klassifizierung der kalk. Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten, enthält das festgelegte Budget des Netzbetreibers, wegen der in die Erlösobergrenze einbezogenen Sockeleffekte[30], einen gewissen Spielraum. Es steht dem Netzbetreiber frei, wie er diese Rückflüsse nutzt, jedoch bietet sich die Möglichkeit der Innenfinanzierung durch Reinvestition. Die Erlösobergrenze muss bei Ersatzinvestitionen daher nicht zwangsweise angepasst werden.[31]

Bei der Berücksichtigung von Investitionsmaßnahmen trennt der Gesetzgeber zwischen Verteilnetz- und Übertragungsnetz- bzw. Fernleitungsnetzbetreibern. In diesem Abschnitt werden nur die Maßnahmen für Verteilnetzbetreibern erläutert.[32]

Vor Beginn der ersten Regulierungsperiode bestand die Möglichkeit, eine Investitionspauschale zu beantragen, um beim Übergang von kosten- auf anreizorientierte Regulierung Investitionsanreize zu setzen. Insb. Investitionen, die nach dem Basisjahr getätigt werden, sollen berücksichtigt werden. Der jährliche Investitionszuschlag, welcher während der ersten Regulierungsperiode bewilligt wird, beträgt gem. § 25 Abs. 2 ARegV jährlich max. 1 % der im Effizienzvergleich bestimmten Kapitalkosten. Dieser fließt nach § 11 Abs. 2 Nr. 12 ARegV als dauerhaft nicht beeinflussbare Größe in die Regulierungsformel ein und wird daher in voller Höhe berücksichtigt. Nach der Regulierungsperiode ist gem. § 25 Abs. 3 ARegV ein Vergleich zwischen den genehmigten und tatsächlichen Kosten durchzuführen. Sollte der genehmigte Zuschlag die tatsächlichen jährlichen Investitionen überschreiten, so ist die Differenz auf dem Regulierungskonto zu verbuchen. Waren die tatsächlichen Investitionen höher als der Zuschlag, erfolgt kein Ausgleich.

Ändert sich in der Regulierungsperiode die Versorgungsaufgabe des Verteilnetzbetreibers und fallen dadurch außergewöhnliche Kosten an, welche nicht zum laufenden Geschäftsbetrieb gehören, so werden diese in der Regulierungsformel mittels eines Erweiterungsfaktors[33] nach § 10 ARegV berücksichtigt. Die Unterstützung für die Erweiterungsinvestition muss von Netzbetreiber gem. § 4 Abs. 4 Nr. 1 ARegV beantragt werden.

Zum Antragszeitpunkt muss die Veränderung ein oder mehrerer Parameter zur Bemessung der Versorgungsaufgabe, lt. § 10 Abs. 2 ARegV, dauerhaft und erheblich sein. Davon ist auszugehen, wenn sich die Gesamtkosten abzgl. der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile mindestens um 0,5 % erhöht haben.

4.7 Versorgungssicherheit – Qualitätsregulierung

Durch das Qualitätselement nach § 19 ARegV wird vorgebeugt, dass die Netzbetreiber im Zuge der Kosteneinsparungen zulasten der Nutzer erforderliche Investitionen oder Maßnahmen zur Aufrechterhaltung bzw. Verbesserung ihrer Versorgungsqualität unterlassen.

[...]


[1] Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2017a).

[2] Vgl. Kirchberg, T. (2014), S.10, S.26.

[3] Bundesnetzagentur (2006), S. 13.

[4] Vgl. Bundesnetzagentur (2006), S. 47 ff.

[5] Vgl. Bundesnetzagentur (2015c).

[6] Weiteres im Abschnitt 5. Die Anreizregulierung in der Praxis – kritische Würdigung.

[7] Vgl. Bundesnetzagentur (2015e).

[8] Weiteres im Abschnitt 5. Die Anreizregulierung in der Praxis – kritische Würdigung.

[9] Vgl. Bundesnetzagentur (2015a).

[10] Vgl. Bundesnetzagentur (2015a).

[11] Vgl. Bundesnetzagentur (2015a).

[12] Vgl. Bundesnetzagentur (2015c).

[13] Vgl. Bundesnetzagentur (2015d), S. 100.

[14] Vgl. Römhild, P.M. (2013), S. 71.

[15] Vgl. § 11 ARegV.

[16] Vgl. Bundesnetzagentur (2015a).

[17] Detaillierte Erläuterungen im Abschnitt 4.1 Bestimmung des Ausgangsniveaus – Kostenprüfung.

[18] Vgl. § 14 ARegV.

[19] In der ARegV Vergleichsparameter genannt.

[20] Vgl. Bundesnetzagentur (2015a).

[21] Vgl. Bundesnetzagentur (2006), S. 190 ff.

[22] Vgl. Anlage 3 (zu §12) ARegV.

[23] Vgl. Anlage 3 (zu §12) ARegV.

[24] Weiteres im Abschnitt 4.9.3 Besonderheiten für kleine Stromanbieter.

[25] Vgl. § 15 Abs. 1 ARegV.

[26] Vgl. § 16 ARegV.

[27] Vgl. § 5 Abs. 1 ARegV.

[28] Vgl. § 28 Nr. 2 ARegV i. V. m. § 5 ARegV.

[29] Vgl. § 5 Abs. 3 ARegV.

[30] Beschreibung der Sockeleffekte in Abschnitt 4.1 Bestimmung des Ausgangsniveaus – Kostenprüfung.

[31] Vgl. Bundesnetzagentur (2015a).

[32] Erläuterung der Investitionsmaßnahmen für Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreibern im Abschnitt 4.10.1 Besonderheiten für Übertragungs- und Fernleitungsnetze.

[33] Berechnung erfolgt gem. Anlage 2 ARegV.

Details

Seiten
22
Jahr
2017
ISBN (eBook)
9783668444485
ISBN (Buch)
9783668444492
Dateigröße
895 KB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v366741
Institution / Hochschule
Hochschule Bochum
Note
1,0
Schlagworte
regulierung monopols marktmacht anreizregulierung strommarkt

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