Vor dem Hintergrund der geänderten energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen stellt sich die Frage, ob das Regulierungsregime noch den richtigen Rahmen setzt. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hatte gemäß Paragraph 33 Anreizregulierungsverordnung (ARegV) dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) bis Ende 2014 einen Bericht mit einer Evaluierung und Vorschlägen zur weiteren Ausgestaltung der Anreizregulierung vorzulegen. Das BMWi hat angekündigt, im Jahr 2015 auf Grundlage des BNetzA-Evaluierungsberichtes zur Anreizregulierung und den Ergebnissen der Netzplattform-Studie "Moderne Verteilernetze für Deutschland" die ARegV zu novellieren.
Im Rahmen des Evaluierungsprozesses fanden vier Workshops unter Beteiligung von Netzbetreibern, Regulierungsbehörden, Verbänden und Wissenschaft statt. Der BDEW hat sich aktiv an der Evaluierung beteiligt, die Analysen und Ergebnisse kritisch begleitet und über Expertengespräche und zwölf Stellungnahmen Branchenpositionen eingebracht.
Der knapp 500 Seiten umfassende Bericht wurde am 21. Januar 2015 offiziell dem BMWi übergeben. Das wesentliche Ergebnis ist, dass sich das derzeitige Anreizregulierungssystem grundsätzlich bewährt hat. Die Anreizregulierung hat zu Effizienzsteigerungen geführt und hatte keine negativen Auswirkungen auf die Investitionstätigkeit. Gleichwohl muss die Regulierung weiterentwickelt und angepasst werden, damit sie insbesondere im Stromverteilnetzbereich "energiewendetauglich" bleibt.
Nachfolgend werden die von der BNetzA erarbeiteten Befunde und Empfehlungen zu wesentlichen Regelungen der ARegV zusammengefasst.
Modellunabhängige Anpassungen
- 1. Personalzusatzkosten
Nach Auffassung der BNetzA ist die Regelung zu den Personalzusatzkosten reformbedürftig, da sie unternehmerische Entscheidungen verzerrt und eine der Ursachen für Verfahrensverzögerungen ist.
Als Lösungsmöglichkeiten sieht die BNetzA:
a) Alternative 1: Personalzusatzkosten als Kategorie der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile ("dnbK") abschaffen
b) Alternative 2: Pauschalierung Personalzusatzkosten (z.B. 25 Prozent der Personalkosten)
c) Alternative 3: Personalzusatzkosten auf dem Niveau der 2. Regulierungsperiode festschreiben und über einen längeren Zeitraum auslaufen lassen.
Bei der von anderen vorgeschlagenen Abschaffung des Stichtags (Alternative 4) sieht die BNetzA gravierende Nachteile.
- 2. Regulierungskonto
Das Regulierungskonto führt in seiner derzeitigen Ausgestaltung nicht zu einem zeitnahen Ausgleich von Minder- oder Mehrerlösen und ist maßgeblich für Verzögerungen bei der Festlegung der Erlösobergrenzen.
Das Regulierungskonto soll im Grundsatz beibehalten, aber wie bei der früheren periodenübergreifenden Saldierung (PÜS) jährlich saldiert und als dreijährige Annuität aufgelöst werden. Die Saldierungsbeträge sollen nicht mehr Teil der neu festzulegenden Erlösobergrenzen sein, so dass diese Verfahren hierdurch zeitlich nicht belastet werden.
- 3. Vereinfachtes Verfahren
Die BNetzA sieht weiterhin grundsätzlich die Berechtigung für ein vereinfachtes Verfahren für kleine Netzbetreiber. Die mit dem vereinfachten Verfahren verbundenen materiellen Besserstellungen sollen aber abgebaut werden. Korrekturbedarf wird insbesondere bei dem pauschal auf 45 Prozent festgelegten Anteil der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile (gemäß Paragraph 11 Abs. 2 ARegV) gesehen.
Der Bericht empfiehlt, die vorgelagerten Netzkosten und die vermiedenen Netzentgelte (nur Strom) netzbetreiberindividuell in der Erlösobergrenze abzubilden und nur noch einen Pauschalwert für die restlichen dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile anzusetzen. In Anlehnung an das Regelverfahren kann dieser Pauschalwert rund fünf Prozent betragen oder es erfolgt ein Rückgriff auf den tatsächlichen Durchschnittswert der Vorperiode im Regelverfahren.
- 4. Effizienzvergleich
In den letzten Jahren haben sich die Effizienzen der Netzbetreiber verbessert und gleichzeitig haben die Effizienzunterschiede abgenommen.
Bei der Auswahl der Parameter zum Effizienzvergleich möchte die BNetzA größere Spielräume haben; Pflichtparameter in der ARegV zum Effizienzvergleich sollen deshalb gestrichen werden. Die BNetzA beabsichtigt, den DEA-Effizienzvergleich mit konstanten Skalenerträgen zu rechnen, da keine Notwendigkeit bestehe, die Unternehmensgröße im Effizienzvergleich gesondert zu berücksichtigen. Zukünftig soll in den Methoden DEA und SFA mit unterschiedlichen Parameterspezifikationen gerechnet werden können. Hinsichtlich der durchzuführenden Ausreißeranalyse beabsichtigt die Behörde, Extremwerte besonders zu analysieren und ggfs. vom allgemeinen Effizienzvergleich auszuschließen. Zukünftig könnte beim Effizienzvergleich eine neue Methodik (Stochastic Nonparametric Envelopment of Data - "stoNED") Anwendung finden, hierzu soll in der ARegV der BNetzA die Möglichkeit zur Überprüfung der konkreten Anwendbarkeit gegeben werden. Grundsätzlich besteht auch die Möglichkeit, Qualitätskennzahlen in den Effizienzvergleich einzubeziehen, bei Gas könnte dies sogar eine Alternative zur Einführung eines Qualitätselements sein.
Bei den Effizienzvergleichen für die Stromübertragungs- und Gasfernleitungsnetzbetreiber präferiert die BNetzA einen "Prüfungsvorbehalt", wonach sie im Anschluss an die regulatorische Kostenprüfung entscheiden könnte, ob ein ergänzender Effizienzvergleich oder eine Referenznetzanalyse durchgeführt oder ausgesetzt werden sollte.5
- 5. Aufteilung der Erlösobergrenzen bei Teilnetzübergängen
In Folge von Teilnetzübergangen z.B. bei Konzessionswechseln müssen die Erlösobergrenzen aufgeteilt werden. In der Praxis kann nicht immer Einigkeit zwischen Käufer und Verkäufer erreicht werden.
Wenn sich die Parteien nicht innerhalb von sechs Monaten einigen, sollen die Regulierungsbehörden von Amts wegen die Erlösobergrenzen für den Rest der Regulierungsperiode festlegen. Dies soll auf Basis eines in der ARegV fixierten Aufteilungsmaßstabs erfolgen. Die BNetzA schlägt eine Aufteilung anhand der Verbrauchsmengen vor, eine Alternative könnte ein Rückgriff auf die Restwerte des Anlagevermögens (AKHK) sein.
- 6. Transparenz
Von vielen Seiten wurde die fehlende Transparenz des Regulierungsverfahrens bemängelt.
Die BNetzA will Informationen zur Funktionsweise des Regulierungssystems und zu häufig gestellten Fragen veröffentlichen. Die BNetzA wünscht eine gesetzliche Klarstellung zur Veröffentlichung von unternehmensbezogenen Daten. Folgende Informationen sollen zukünftig in nicht anonymisierter Form veröffentlicht werden: Strukturparameter des Effizienzvergleichs, die Summe der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile, die kalenderjährliche Erlösobergrenze, der genehmigte Erweiterungsfaktor und Unterbrechungswerte.
- 7. Pauschalisierung der Kapitalkosten
Es ist geprüft worden, das derzeitige System der Vergütung der Kapitalkosten aus Gründen der Verwaltungsvereinfachung sowie aus Anreizgründen stärker zu pauschalisieren. Eine Umstellung des Systems wird u.a. aufgrund der von Seiten der Netzbetreiber geäußerten Bedenken derzeit von der Bundesnetzagentur nicht empfohlen.
- 8. Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor
Die Berücksichtigung eines generellen sektoralen Produktivitätsfaktors (X Generell) ist nach Auffassung der Bundesnetzagentur sachlich gerechtfertigt, da sich die Produktivitätsentwicklung in der Netzbranche deutlich von anderen Branchen unterscheiden könne. Die BNetzA ermittelte die monetäre Wirkung des Produktivitätsfaktors und bezifferte ein "Dämpfungsvolumen" von ca. 3,5 Mrd. Euro über die zweite Regulierungsperiode.
Die derzeitige Regelung soll beibehalten werden. Dementsprechend würde der "X Generell" vor der dritten Regulierungsperiode von der BNetzA ermittelt.
- 9. Instrumente zur Steigerung der Innovationstätigkeit
Im derzeitigen System der ARegV bestehen Hemmnisse für langfristig wirksame Innovationen und für Innovationen, die bei einer Einsparung von Kapitalkosten mit erhöhten Betriebskosten verbunden sind.
Um Innovationshemmnissen zu begegnen, empfiehlt die Bundesnetzagentur entweder ein Bonussystem oder einen Efficiency-Carry-Over-Mechanismus. Beim Bonussystem können Netzbetreiber mit einem Effizienzwert von 100 Prozent einen Aufschlag auf die Erlösobergrenze unter Berücksichtigung ihres Abstands zu den übrigen effizienten Netzbetreibern erhalten. Im derzeitigen Modell würden ca. 15 bis 20 Prozent der Unternehmen einen Bonus erhalten. Beim Efficiency-Carryover-Mechanismus würde im Basisjahr die Differenz zwischen der bestehenden Erlösobergrenze und den aktuellen Kosten ermittelt. Ein Teil (z.B. 50 Prozent) des Effizienzgewinns könnte als Bonus in der nächsten Erlösobergrenze berücksichtigt werden.
- 10. Versorgungsqualität
Insgesamt befindet sich die Versorgungsqualität in Deutschland auf einem hohen Niveau. Das Qualitätselement soll beibehalten und weiterentwickelt werden.
Die Berechnungsintervalle des Qualitätselementes sollten von derzeit drei bzw. zwei Jahren auf ein Jahr verkürzt werden. In der ARegV soll für Gasnetze die "Soll-Vorschrift" für ein Qualitätselement in eine "Kann-Vorschrift" geändert werden. Bei Bedarf oder sich ändernden Voraussetzungen ist nach Auffassung der Bundesnetzagentur zu einem späteren Zeitpunkt die Einführung eines Qualitätselementes Gas als ein separates Element der Erlösobergrenzenformel oder als Bestandteil des Effizienzvergleiches in Erwägung zu ziehen.
Die Ergänzung des Qualitätselementes um eine Bewertung der Netzleistungsfähigkeit wird derzeit als nicht möglich bzw. notwendig erachtet. Dies gilt sowohl für den Bereich Strom als auch für den Bereich Gas.
Bezüglich der Versorgungsunterbrechungen kleiner drei Minuten und der Servicequalität ist eine Informationslücke auf Seiten der Bundesnetzagentur festgestellt worden. Um diese zu beheben, sollte eine Datenerhebung und Auswertung der Versorgungsunterbrechungen kleiner drei Minuten erfolgen. Die Erhebung wird zu einem erheblichen Mehraufwand führen.
Bezüglich der Servicequalität, sollen im Rahmen des jährlichen Monitorings zusätzliche Daten erhoben werden.
- 11. Indikatorbasiertes Investitionsmonitoring
Auf Basis der bisher vorliegenden Daten konnte nicht robust bewertet werden, ob das Investitionsverhalten der Netzbetreiber angemessen und ausreichend ist.
Ein technisch-wirtschaftliches Anlagenregister wird angesichts des hohen Aufwands und ungewissen Nutzens nicht vorgeschlagen. Die Bundesnetzagentur befürwortet stattdessen die Einführung eines einfachen indikatorbasierten Monitorings der Investitionstätigkeit. Der jährlich zu erhebende Indikatorsatz soll noch in Abstimmung mit der Branche entwickelt werden.
Weitere Verfahrensvorschläge
Die Länder haben vorgeschlagen, in der ARegV ausdrückliche Ausschlussfristen für die Datenübermittlung zur regulatorischen Kostenprüfung und zum Effizienzvergleich einzuführen. Die BNetzA empfiehlt die Einführung solcher Ausschlussfristen nicht zwingend, da bereits Verbesserungen hinsichtlich der Datenqualität und Abläufe festgestellt wurden.
Die Verteilnetzbetreiber sollen verpflichtet werden, bis zum 15. Oktober eines Jahres verbindliche Netzentgelte zu veröffentlichen (Transportnetzbetreiber bis zum 1. Oktober). Die Möglichkeit der nachträglichen Anpassung bis zum 1. Januar soll abgeschafft, Differenzen aufgrund der Prognosewerte über das Regulierungskonto ausgeglichen werden.
Angesichts der Probleme bei der regulatorischen Prüfung der aufwandsgleichen Kostenpositionen erscheint es der Bundesnetzagentur notwendig und sinnvoll, mit Hilfe einer Festlegung gemäß Paragraph 6b Abs. 6 EnWG weitere Vorgaben zu Rechnungslegung und Buchführung zu erlassen.
Modellvorschläge
- ARegV 2.0
Das Modell "ARegV 2.0" setzt die ARegV in ihren wesentlichen Merkmalen unverändert fort. Der Erweiterungsfaktor soll angepasst werden, so dass einerseits der Zeitverzug (nur beim Erweiterungsfaktor) beseitigt und andererseits die Angemessenheit des Erweiterungsfaktors verbessert wird (durch Ausgestaltung als Summand oder durch Verzicht auf Schwellenwerte in den Umspannebenen). Als zusätzlicher Innovations- und Effizienzanreiz wird die Einführung eines Bonussystems oder eines sog. Efficiency-Carry-Over-Mechanismus vorgeschlagen (vgl. 9.).
- Differenzierung in ARegV 2.0
Ergänzend zum Modellvorschlag "ARegV 2.0" soll hier den besonders von der Energiewende betroffenen Netzbetreibern ein breiterer Zugang zum Instrument der Investitionsmaßnahmen (Paragraph 23 ARegV) gewährt werden. Die besonders betroffenen Netzbetreiber sollen über ein zweistufiges Zugangsverfahren abgegrenzt werden. Dabei muss einerseits ein Schwellenwert für das Verhältnis der dezentralen Erzeugung zur Last erreicht werden und andererseits durch Vorlage von Planwerten ein erheblicher Netzausbaubedarf nachgewiesen werden.
- Gesamtkostenabgleich mit Bonus
In diesem Modell soll die Regulierungsperiode auf zwei Jahre verkürzt und ein jährlicher Kapitalkostenabgleich eingeführt werden. Besonders effiziente Netzbetreiber sollen mit einem Bonussystem belohnt werden (vgl. 9). Da die Voraussetzungen für das Modell kurzfristig nicht geschaffen werden können und viele Fragen offen sind, empfiehlt die BNetzA das Modell nicht und sieht darin eher eine denkbare Weiterentwicklung des Regulierungssystems für die Zukunft.
- Kapitalkostenabgleich
In diesem auch als "Schäfer-Modell" bekannten Vorschlag soll ein jährlicher Kapitalkostenabgleich eingeführt werden. Sockelbeträge aus Bestandsanlagen sollen konsequent abgeschöpft werden.
BNetzA-Bewertung der Modellvorschläge
Die Bundesnetzagentur spricht sich für das Modell ARegV 2.0 aus. Als Ergänzung sollte für die von der Energiewende besonders betroffenen Netzbetreiber die Möglichkeit eröffnet werden, auch Investitionsmaßnahmen zu beantragen.
Falls die Politik zu dem Ergebnis kommt, dass eine möglichst schnelle Kapitalkostenanerkennung den Vorrang vor der Hebung von Innovations- und Einsparpotentialen hat, sollte aus Sicht der Bundesnetzagentur der Kapitalkostenabgleich vorgezogen werden. Das ebenfalls diskutierte Modell der Investitionskostendifferenz (IKD) führe zu Überrenditen und solle nicht weiterverfolgt werden.
BDEW-Bewertung zum Evaluierungsbericht
Die Empfehlungen entsprechen weitgehend dem Diskussionsstand beim Workshop am 23. Oktober 2014. Auch wenn im Bericht häufig die BNetzA-Sicht überwiegt und eine kritischere Sicht auf die Defizite des Regulierungsmodells und der Regulierungspraxis vermisst wird, lohnt sich doch eine eingehende Lektüre. Der BDEW wird mit den Gremien den Bericht analysieren und die Branchensicht in den weiteren Diskussionsprozess einbringen. Zu den modellunabhängigen Handlungsoptionen und zu den Modellvorschlägen hatte sich der BDEW schon in der Stellungnahme vom 17. November 2014 ausführlich geäußert (siehe auch BDEW direkt 12/2014).
Treffpunkt Netze 2015
Am 10. und 11. März 2015 findet in Berlin der BDEW-Fachkongress Treffpunkt Netze statt. Der aktuelle Stand der Diskussion zum Top-Thema Weiterentwicklung der Anreizregulierung und erste Ausblicke auf die relevanten Inhalte der anstehenden Novellierung der ARegV werden hier präsentiert. Unabhängig von der Ausgestaltung des regulatorischen Rahmens gilt, dass die Herausforderungen für Energienetzbetreiber an Komplexität zunehmen. "Komplexität managen!" als Motto des diesjährigen Kongresses beschreibt diese Tendenz und die Konsequenzen. Diese und weitere Themen diskutiert die Netzwirtschaft auf dem "Treffpunkt Netze" im Austausch mit Politik, Regulierung und Wirtschaftsvertretern. Der Fachkongress wird im Jahr 2015 die Rolle der Energienetze im neuen Marktdesign erneut mit definieren und die hierzu anstehenden Debatten entscheidend prägen.