Source: http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB132-07.htm
Timestamp: 2017-11-20 00:16:41+00:00

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Seit Juli 2005 ist es Aufgabe der neuen Bundesnetzagentur mit ihrem Chef Matthias Kurth (Bild), für einen diskriminierungsfreien Zugang zu den Strom- und Gasnetzen zu sorgen. Nach dem EnWG unterliegen alle großen oder überregional tätigen Energieversorgungsunternehmen der ausschließlichen Aufsichtszuständigkeit der „Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen“. Für Unternehmen mit weniger als 100 000 Kunden, deren Versorgungsnetz keine Landesgrenzen überschreitet, übernimmt das jeweilige Bundesland die Regulierung. – Es dauerte allerdings noch ein Jahr, bis die neuen Regulierungsbehörden erstmals die Höhe der Netzentgelte festlegten.
Am 13. Juli 2005 trat das Zweite Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts in Kraft. Es veränderte die Verhältnisse auf dem deutschen Energiemarkt so tiefgreifend wie keine andere Maßnahme seit der Liberalisierung. Es enthielt in Artikel 1 das neue Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG) und in Artikel 2 das Gesetz über die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen. Ferner traten vier Verordnungen in Kraft, die ergänzend zum neuen Energiewirtschaftsgesetz den Netzzugang und die Netzentgelte für Strom und Gas im Detail regelten.
Damit endete der deutsche Sonderweg des „verhandelten Netzzugangs“, den es sonst in keinem anderen EU-Staat gegeben hatte und der als Hauptursache der hohen Netznutzungsentgelte galt. Die neuen EU-Richtlinien zur Beschleunigung des Binnenmarktes für Strom und Gas, die im Juni 2003 in Kraft getreten waren, verlangten für sämtliche Mitgliedsländer die Errichtung nationaler Regulierungsbehörden. Die Strom- und Gasmärkte waren bis spätestens 1. Juli 2007 vollständig zu liberalisieren. Industriekunden sollten ihrer Versorger schon ab 1. Juli 2004 frei wählen können. Außerdem galten nun verschärfte Vorschriften für die Trennung von Netz und sonstigen Aktivitäten. Während sich die beiden ersten EU-Richtlinien für Strom (1996) und Gas (1998) mit einer buchhalterischen Trennung der Geschäftsbereiche begnügt hatten, wurde nun eine gesellschaftsrechtliche und operationelle Trennung von Netz und Vertrieb verlangt. Befreit von dieser Auflage blieben lediglich Verteilnetzbetreiber mit weniger als 100 000 Abnehmern. Außer der Möglichkeit des „verhandelten Netzzugangs“ beseitigten die neuen EU-Richtlinien auch das sogenannte Alleinabnehmer-Modell, das ohnehin nur bis 2005 befristet gewesen war.
An die Stelle der Verbändevereinbarungen traten nun die detaillierten Vorschriften der Netzzugangs- und Netzentgeltverordnungen, die zwar weitgehend die bisherige Praxis der Verbändevereinbarungen übernahmen, aber rechtlich verbindlich waren. Die Verbändevereinbarungen krankten ja unter anderem daran, daß sie nichts weiter als Empfehlungen waren, an die man sich halten konnte oder auch nicht. Um ihnen zu größerer Verbindlichkeit zu verhelfen, waren sie deshalb in einer Novelle zum alten Energiewirtschaftsgesetz zur „guten fachlichen Praxis“ erklärt worden – ein etwas voreiliger Persilschein, der außer Acht ließ, daß die Verbändevereinbarungen in recht einseitiger Weise von den Interessen der Netzbetreiber bzw. der großen Stromkonzerne geprägt waren. Nicht nur das Bundeskartellamt bezweifelte, daß die Verbändevereinbarungen in allen Punkten „guter fachlicher Praxis“ entsprachen...
Bundesrat erzwingt wesentliche Änderungen des ursprünglichen Gesetzentwurfs
Zur Umsetzung der neuen EU-Richtlinien in nationales Recht hatte das Bundeswirtschaftsministerium zunächst einen äußerst branchenfreundlichen Gesetzentwurf ausgearbeitet, der an der bisherigen, unbefriedigenden Praxis so wenig wie nur möglich verändern wollte. Er sah zwar die Einsetzung einer Regulierungsbehörde vor, doch sollte diese lediglich befugt sein, die von den Netzbetreibern verlangten Entgelte im nachhinein zu überprüfen. Auch sonst wurde der Behörde nur ein sehr begrenzter Handlungsspielraum zugestanden. Für die Monopolkommission, die im Sommer 2004 ihr fünftes Hauptgutachten vorlegte, war deshalb in dem Regierungsentwurf "keine substantielle Verbesserung der regulatorischen Rahmenbedingungen für den Elektrizitätssektor zu erkennen".
Im Laufe der parlamentarischen Beratungen wurde der Regierungsentwurf jedoch stark modifiziert. In einer ersten Änderungsrunde wurde auf Verlangen des Bundesrats vor allem das Prinzip der "Anreizregulierung" (§ 21a) mit aufgenommen. Demnach kann die Regulierungsbehörde Höchstgrenzen für die Netzentgelte festsetzen, die sich an den Kosten der günstigsten vergleichbaren Netzbetreiber orientieren. Weniger effektive Netzbetreiber werden so zu Anpassungen ihrer Kostenstrukturen und Verbesserung ihrer Effizienz gezwungen. Bis zum Wirksamwerden dieser Anreizregulierung mit der Festsetzung von Höchstgrenzen müssen die Netzentgelte von der Regulierungsbehörde vorab genehmigt werden (§ 23a). Ferner wurde in § 21b das Meßwesen für den Wettbewerb geöffnet, in § 20 der Abschluß von Lieferantenverträgen vereinfacht und in § 28a Sonderregelungen für neue Infrastrukturen getroffen.
Da die Ländervertretung dem vom Bundestag am 15. April 2005 verabschiedeten Gesetz noch immer nicht zustimmen wollte, kam es im Vermittlungsausschuß zu weiteren Änderungen. So wurde in § 20 Abs. 1b der Zugang der Gasanbieter zu den Netzen erleichtert, in § 23a auch für die Netzentgelte bei Gas eine Vorab-Genehmigung eingeführt, in § 21 Abs. 2 Satz 1 das umstrittene Kalkulationsprinzip der "Nettosubstanzerhaltung" gestrichen, in § 54 Abs. 2 die grundsätzliche Zuständigkeit der Länder für kleine und mittlere Stadtwerke festgelegt und in § 110 auch der Fahrstrom von Eisenbahnnetzen der Regulierung nach dem Energiewirtschaftsgesetz unterworfen.
Viele Elemente der alten Verbändevereinbarungen werden in die neue gesetzliche Regelung übernommen
In den Ausführungsbestimmungen zum Energiewirtschaftsgesetz, die den Netzzugang und die Netzentgelte für Strom regeln, findet man sowohl tragende Elemente der bisherigen Verbändevereinbarungen als auch Forderungen des Bundeskartellamts wieder. So übernimmt die Netzzugangsverordnung (StromNZV) in § 4 die Bilanzkreise und in § 12 die standardisierten Lastprofile, die bereits in der 2. Verbändevereinbarung auftauchten. Die Netzentgeltverordnung (StromNEV) lehnt si?ich in § 24 an die Strukturklassen und das darauf aufbauende Vergleichmarktkonzept an, das mit der 3. Verbändevereinbarung (VV II plus) eingeführt wurde. Den "Gleichzeitigkeitsgrad" als Faktor der Netzentgeltermittlung (§ 16 StromNEV) gab es bereits in der ersten Verbändevereinbarung aus dem Jahr 1998. Die Verpflichtung der Netzbetreiber zur Ausschreibung von Regelenergie oder der Verzicht auf separate Netznutzungsverträge für Endkunden entsprechen dagegen Forderungen des Bundeskartellamts.
Obwohl sich die Neuregelung des Netzzugangs und der Netzentgelte weitgehend auf altbekannte Elemente stützt, ist sie insgesamt stringenter und normativer als die alte Praxis. Dafür sorgt auch die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, die als neue Regulierungsbehörde diesen Sektor überwacht und über eigene Handlungsspielräume zur Beeinflussung der Wettbewerbssituation verfügt.
Die Voraussetzungen für den Netzzugang
Voraussetzung für den Netzzugang zur Versorgung von Endkunden mit Strom ist nach § 3 der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) ein Netznutzungsvertrag oder Lieferantenrahmenvertrag. Der belieferte Endkunde braucht dagegen keinen besonderen Netznutzungsvertrag abzuschließen (§ 24).Voraussetzung ist ferner, daß der Netznutzer in einen sogenannten Bilanzkreis einbezogen ist, der als Schnittstelle zwischen Netznutzern und Übertragungsnetzbetreiber fungiert (§ 4). Das Energiewirtschaftsgesetz definiert in § 3 den Bilanzkreis als "die Zusammenfassung von Einspeise- und Entnahmi?estellen, die dem Zweck dient, Abweichungen zwischen Einspeisungen und Entnahmen durch ihr Durchmischung zu minimieren und die Abwicklung von Handelstransaktionen zu ermöglichen".
Ein solcher Bilanzkreis muß also aus mindestens einer Einspeise- und einer Entnahmestelle bestehen. In der Regel umfaßt er aber mehrere Lieferanten bzw. mehrere Endkunden innerhalb einer Regelzone, da sich deren Mehr- und Mindereinspeisungen bzw. Mehr- oder Minderverbräuche zum großen Teil kompensieren und so die Saldierung zwischen großen Bilanzkreisen wesentlich günstiger ausfällt, als wenn jede Netznutzung einzeln abgerechnet würde.
Für jeden Bilanzkreis muß ein Bilanzkreisverantwortlicher benannt werden, der die angeschlossenen Netznutzer gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber vertritt (§ 4 StromNZV). Der Bilanzkreisverantwortliche hat den Übertragungsnetzbetreibern mitzuteilen, zu welcher Zeit deren Netz für Stromlieferungen genutzt werden soll und wie groß die beanspruchte Übertragungsleistung sein wird. Dies geschieht in Form sogenannter Fahrpläne. Im Normalfall müssen diese Fahrpläne bis spätestens 14.30 Uhr dem Übertragungsnetzbetreiber vorliegen, wenn die Stromlieferung am nächsten Tag erfolgen soll. Die Fahrpläne können aber auch nach diesem Zeitpunkt jederzeit in viertelstündigem Takt geändert werden, sofern eine Vorlauffrist von 45 Minuten eingehalten wird und der Netzbetreiber die Änderung nicht wegen sonst auftretender Netzengpässe ablehnen kann (§ 5).
Um die Erstellung der Fahrpläne und die Abrechnung zu vereinfachen, sind für Kunden mit einem Verbrauch von bis zu 100.000 Kilowattstunden jährlich sogenannte standardisierte Lastprofile anzuwenden (§ 12). Es handelt sich dabei um Haushalte, Kleingewerbe und Landwirtschaft. Das Verbrauchsverhalten dieses Kundenkreises ist aufgrund eingebauter Leistungsbegrenzungen (Sicherungen) und der hohen Durchmischung des Einzelverhaltens recht gut prognostizierbar, weshalb die Stromversorger sich schon bisher mit der Abrechnung der insgesamt bezogenenen elektrischen Arbeit begnügten (Kilowattstunden-Zähler) und auf die bei Großkunden obligatorische viertelstündliche Leistungsmessung verzichteten.
Wettbewerb bei Regelenergie ist vorläufig mehr Fiktion als Realität
In der Praxis werden Einspeisungen und Entnahmen innerhalb eines Bilanzkreises kaum jemals völlig identisch sein. Um die Minder- oder Mehreinspeisungen ausgleichen zu können, muß der Netzbetreiber positive oder negative Regelenergie aufwenden. Diese und andere "Ausgleichsleistungen" darf er dem Netznutzer in Rechnung stellen, wobei zwischen Regelenergie als Systemdienstleistung und Regelenergie als individuell abzurechnender "Ausgleichsenergie" unterschieden wird. Ferner geht die "Verlustenergie" zur Kompensierung physikalisch bedingter Netzverluste in die Netzentgelte mit ein. Der Netzbetreiber ist jedoch seinerseits verpflichtet, seinen voraussichtlichen Bedarf an Regel- und Verlustenergie auszuschreiben und sich für das günstigste Angebot zu entscheiden (siehe hierzu die näheren Erläuterungen).
An dieser Stelle muten die gesetzlichen Regelungen insoweit etwas wirklichkeitsfremd an, als zur Bereitstellung solcher Systemdienstleistungen nur ein winziger Kreis von Kraftwerksbetreibern in der Lage ist. Im konkreten Fall verengt sich der Kreis von Regelenergie-Anbietern meistens noch weiter, bis nur die Kraftwerksgesellschaft des jeweiligen Übertragungsnetzbetreibers übrigbleibt, die schon immer die Regelenergie geliefert hat. So kann die Primärregelung nur durch Großkraftwerke erfolgen, die innerhalb des westeuropäischen Verbundsystems unter Primärregelung laufen und deshalb in der Lage sind, Lastschwankungen in Sekundenschnelle auszugleichen. Die Sekundärregelung, welche die Primärregelung ablöst und wieder entlastet, muß das in einer bestimmten Regelzone entstandene Leistungsdefizit ausgleichen, was sich schlecht mit einem Regelkraftwerk erreichen läßt, das außerhalb dieser Regelzone liegt.
Im Juli 2006 bemängelte auch die Monopolkommission in ihrem 16. Hauptgutachten, daß die Ausschreibung von Regelenergie mehr marktwirtschaftliche Fiktion als wettbewerbliche Realität sei:
„Die Zahl der Marktteilnehmer auf den Märkten für Regelenergie wird zum einen durch die räumliche Fragmentierung der Märkte in vier separate Regelzonen und zum anderen durch die von den Verbundunternehmen aufgestellten technischen Anforderungen an die zum Auktionsverfahren zugelassenen Kraftwerke beschränkt. Dies führt dazu, dass sich das Angebot in den einzelnen Regelzonen nahezu ausschließlich auf die Kraftwerksgesellschaften des jeweiligen Übertragungsnetzbetreibers beschränkt. Entsprechend groß sind die Möglichkeiten der Verbundunternehmen zur Einflussnahme auf die Regelenergiepreise.“
So bewirkte die Ausschreibung nicht etwa ein Sinken der Preise für Regelenergie, sondern im Gegenteil einen massiven Anstieg. Bei der mangelnden Transparenz und Enge eines derart exklusiven „Marktes“ war das zu erwarten.
Im liberalisierten Markt ist dagegen der Netzbetrieb auf allen Ebenen der Stromversorgung ein eigenständiges Geschäft, das zumindest rechnerisch völlig von der Stromerzeugung getrennt werden muß und von der Bundesnetzagentur als Regulierungsbehörde beaufsichtigt wird. Nach § 8 StromNZV (Stromnetzzugangsverordnung) haben die Betreiber von Übertragungsnetzen "die Kosten für Primärregelleistung und -arbeit, für die Vorhaltung von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung sowie weiterer beschaffter und eingesetzter Regelenergieprodukte als eigenständige Systemdienstleistungen den Nutzern der Übertragungsnetze in Rechnung zu stellen". Der § 6 StromNZV verpflichtet sie ferner, ihren Bedarf an Regelenergie nicht einfach weiterhin aus konzerneigenen Kraftwerken zu beziehen, sondern ihn auszuschreiben und an den jeweils günstigsten Anbieter zu vergeben (seltsamerweise sind das bisher dann doch in as?ller Regel die konzerneigenen Anbieter).
Von der "Ausgleichsenergie" im Sinne der StromNZV zu unterscheiden ist der umfassendere Begriff der "Ausgleichsleistungen", den das Energiewirtschaftsgesetz in § 3 EnWG als solche Dienstleis?stungen definiert, die zur Bereitstellung von Energie, zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigt wird. Außer allen Arten der Regelenergie inklusive ihrer kaufmännischen Betrachtungsweise als "Ausgleichsenergie" gehört dazu jene Energie, die für den Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste benötigt wird.
Die Berechnung des Netznutzungsentgelts
Die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) übernimmt ebenfalls weitgehend das Prozedere der zuletzt gültigen dritten Verbändevereinbarung (VV II plus). Für die Höhe des Netzentgelts spielt es keine Rolle, wieweit die Einspeisungs- und die Entnahmestelle voneinander entfernt sind. Erheblichen Einfluß auf die Höhe des Netzentgelts hat dagegen die Spannungsebene, auf der die Entnahme erfolgt. Am niedrigsten ist es für Höchstspannungskunden, am teuersten für Niederspannungskunden. Dazwischen liegen die Hoch- und Mittelspannungsebene. Hinzu richtet sich das Netzentgelt natürlich nach Dauer und Größi?e der übertragenen Leistung.
Das Netzentgelt besteht gemäß § 7 StromNEV aus einem Jahresleistungspreis (in Euro pro Kilowatt) und einem Arbeitspreis (in Cent pro Kilowattstunde). Es richtet sich also nicht nur nach der übertragenen Arbeit in kWh, sondern auch nach der in Inspruch genommenen Übertragungsleistung in kW, weil dieser Faktor für die Dimensionierung und für die Kosten der Netze von entscheidender Bedeutung ist. Beide Bestandteile des Entgelts basieren auf den Netzkosten, die gemäß den §§ 7 - 11 zu ermitteln sind.
Weiterhin spielt eine Rolle, wieweit die vom Netznutzer in Anspruch genommene Leistung an der Jahreshöchstlast des Netzes beteiligt ist. Wenn er zum Zeitpunkt der höchsten Netzbelastung seine eigene Höchstlast nicht ausschöpft, wird ihm dies honoriert. Umgekehrt muß er umso mehr bezahlen, je mehr er seine eigene Maximallast zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast des Netzes beansprucht. Sowohl der Jahresleistungspreis als auch der Arbeitspreis werden deshalb mit dem sogenannten Gleichzeitigkeitsgrad multipliziert.
Wenn beim Letztverbraucher keine Leistungsmessung stattfindet - dazu gehören etwa alle Haushaltskunden -, ist lediglich ein Arbeitspreis festzulegen, der noch durch einen monatlichen Grundpreis ergänzt werden kann.
Nach § 14 werden die Kosten jeder Netz- und Umspannebene, beginnend bei der Höchstspannung, auf die nachgelagerten Netz- und Umspannebenen verteilt. Infolge dieser "Kostenwälzung" wird das Netznutzungsentgelt umso höher, je mehr Spannungsebenen beansprucht werden.Wenn der Stromlieferant nicht in das Übertragungsnetz bzw. in die Höchstspannungsebene einspeist, sondern "dezentral" in eines der nachgelagerten Verteilnetze, erhält er gemäß § 18 vom Betreiber des Verteilnetzes ein Entgelt in der Höhe der Kosten, die bei Nutzung der vorgelagerten Spannungsebenen entstanden wären. Keinen Anspruch auf diese vermiedenen Kosten haben jedoch Einspeiser, deren Strom nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz vergütet wird.
Regulierungsbehörde kürzt Netzentgelte empfindlich
Am 6. Juni 2006 machte die Bundesnetzagentur von ihrer Vollmacht zur Festsetzung der Netzentgelte nach § 23a EnWG erstmals Gebrauch, indem sie dem Übertragungsnetzbetreiber Vattenfall Europe Transmission GmbH (VET) die beantragten Netzentgelte um 18 Prozent kürzte. Gegenüber dem bisher verlangten Netzentgelt betrug die Kürzung 11,7 Prozent. Vattenfall wollte also nochmals kräftig aufschlagen.
In einer Stellungnahme des Konzerns hieß es, dies bedeute eine Ertragsminderung um 115 Millionen Euro, die dem Netzbetreiber „die wirtschaftliche Grundlage entziehen“ würde. Die Kalkulationsmethoden der Bundesnetzagentur seien weder sachgerecht noch wirtschaftlich akzeptabel. Der Bescheid der Bundesnetzagentur sei „auf einen kurzfristig populistischen Erfolg ausgerichtet“ und gefährde die Versorgungszuverlässigkeit in Deutschland.
Der Präsident der Bundesnetzagentur ließ sich durch das Lamento nicht beeindrucken: „Wenn das betroffene Unternehmen mit unserer Entscheidung nicht einverstanden sein sollte, steht ihm selbstverständlich der Rechtsweg offen“, meinte Matthias Kurth. Eine „diffuse Stimmungsmache, die Investitionsfähigkeit in der Stromnetzwirtschaft könne beeinträchtigt werden“, sei aber nicht akzeptabel. Der Bescheid der Bundesnetzagentur gründe sich auf überhöht angesetztes Vermögen und nicht nachgewiesene Kosten im Antrag von Vattenfall. Im übrigen habe VET wie alle Netzbetreiber in den vergangenen Jahren aufgrund des bis dahin anerkannten Prinzips der Nettosubstanzerhaltung – das jetzt nur noch für bis Ende 2005 getätigte Investitionen gilt – , erhebliche Rücklagen für Ersatz- und Erhaltungsinvestitionen bilden können. Auch das nunmehr gültige Prinzip der Realkapitalerhaltung gewähre für Neuinvestitionen auskömmliche Eigenkapitalrenditen mit 7,91 Prozent Eigenkapitalverzinsung, hob Kurth hervor.
Parallel zur Bundesnetzagentur erteilten die Landesregulierungsbehörden die Strom-Netzentgeltgenehmigungen für solche Netzbetreiber, die nach § 54 Abs. 2 EnWG ihrer Zuständigkeit unterliegen, weil das Netz weniger als 100 000 Kunden bedient und die Landesgrenze nicht überschreitet. Beispielsweise kürzte die sächsische Landesregulierungsbehörde im Juni die Netznutzungsentgelte von 20 Netzbetreibern im Durchschnitt um 4,5 Prozent gegenüber den beantragten und um 6,5 Prozent gegenüber den bisher gültigen Netzentgelten.
Anreizregulierung soll 2008 in Kraft treten
Anfang Mai 2006 veröffentlichte die Bundesnetzagentur ihren Entwurf für den „Bericht zur Einführung der Anreizregulierung“ bei den Strom- und Gasnetzbetreibern, den sie nach § 112a des Energiewirtschaftsgesetzes bis zum 1. Juli der Bundesregierung vorlegen mußte. Der Bericht sollte die Grundlage einer Rechtsverordnung bilden, in der die Bundesregierung mit Zustimmung des Bundesrats die Einzelheiten der Anreizregulierung regelt. „Wenn eine schnelle Umsetzung in eine Verordnung gelingt, können wir die Anreizregulierung bereits zum 1. Januar 2008 starten“, meinte der Chef der Bundesnetzagentur, Matthias Kurth. Damit erübrige sich dann auch eine zweite Runde zur Genehmigung der Netzentgelte mit aufwendigen Einzelprüfungen.
Das Prinzip der Anreizregulierung, die 2008 in Kraft treten und die Vorab-Genehmigung der Netznutzungsentgelte durch die Bundesnetzagentur ablösen soll, beschrieb Kurth folgendermaßen:
„Die Anreizregulierung will Unternehmen die Möglichkeit eröffnen, durch die Senkung von Kosten Mehrgewinne zu erwirtschaften. Dies geschieht, indem für einen bestimmten Zeitraum (eine Regulierungsperiode) die Kosten von den Erlösen entkoppelt werden. Für diese Periode werden Vorgaben gemacht, wie sich Preise oder Erlöse in diesem Zeitraum maximal entwickeln dürfen. Alle Gewinne, die durch Kostensenkung unter den vorgegebenen Preis- oder Erlöspfad entstehen, können vom regulierten Unternehmen einbehalten werden. Damit wird versucht, Wettbewerb zu simulieren, indem Unternehmen Anreize gegeben werden, aus eigenem Interesse ihre Effizienz zu steigern.“
Zuerst individuelle Obergrenzen für Erlöse – dann einheitliche Vorgaben für alle vergleichbaren Unternehmen
Für die ersten beiden Regulierungsperioden empfahl die Bundesnetzagentur, die bislang bestehenden großen Effizienzunterschiede bei den Netzbetreibern sukzessive abzubauen, indem sie den einzelnen Netzbetreibern Obergrenzen für die Erlöse vorgibt, die insgesamt aus der Netznutzung erzielt werden dürfen („Revenue Cap“). In den folgenden Regulierungsperioden sollen dann für alle Netzbetreiber, die einer Gruppe von vergleichbaren Unternehmen angehören, einheitliche Vorgaben gelten, die auf die tatsächliche Kostensituation des einzelnen Unternehmens keine Rücksicht mehr nehmen („Yardstick-System“).
Die Einteilung der Netzbetreiber in Strukturklassen, die zuerst im Rahmen des „Vergleichsmarktkonzepts“ der Verbändevereinbarung vorgenommen wurde und die auch die Stromnetzentgeltverordnung in § 24 als Bestandteil des Vergleichsverfahrens vorsieht, kann nach Ansicht der Bundesnetzagentur künftig entfallen. „Durch umfassende Analysen sind wir künftig in der Lage, die gebietsstrukturellen Unterschiede und funktionalen Zusammenhänge weitaus besser abzubilden, als die über Strukturklassen möglich ist“, sagte Kurth.
Flucht nach vorn - Brüssel dringt nun sogar auf die eigentumsmäßige Entflechtung der Netze

References: § 21
 § 20
 § 28
 § 20
 § 23
 § 21
 § 54
 § 110
 § 4
 § 12
 § 24
 § 3
 § 3
 § 8
 § 6
 § 3
 § 7
 § 14
 § 18
 § 23
 § 54
 § 112
 § 24