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Timestamp: 2016-12-04 18:49:22+00:00

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Erste Erkenntnisse aus dem Referentenentwurf für die Novellierung der ARegV - Lexology
Erste Erkenntnisse aus dem Referentenentwurf für die Novellierung der ARegV
ARegV 2.0 Erste Erkenntnisse aus dem Referentenentwurf für die Novellierung der ARegV Jüngst veröffentlichte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) den lange erwarteten Referentenentwurf der Verordnung zur Änderung der Anreizregulierungsverordnung. Daraus könnten sich für die Verteilernetzebene – teilweise jedoch auch für die Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber – deutliche Änderungen des Regulierungsrahmens mit unmittelbaren Auswirkungen bereits in der 3. Regulierungsperiode ergeben. Der Referentenentwurf enthält einen bunten Strauß aus Maßnahmen, die für die Netzbetreiber teils vorteilhaft sind, teils aber auch neue Risiken bergen können. Ob der Vorstoß geeignet sein wird, die Netzbetreiber bei ihren stetig wachsenden Aufgaben im Rahmen der Energiewende zu unterstützen, und eine Initialzündung für den Netzausbau und Innovationen bewirkt, bleibt wohl abzuwarten. Kapitalkostenabgleich Zentrales Element des Entwurfs ist das Modell des Kapitalkostenabgleiches. Das BMWi beabsichtigt mit diesem Instrument eine vollständige und zeitnahe Anerkennung von Investitionskosten von Verteilernetzbetreibern. Damit erkennt das Ministerium an, dass die Energiewende ohne erhebliche Investitionen in die Infrastruktur der Verteilnetze nicht gelingen kann. Bisher konnten die Verteilernetzbetreiber (VNB) ihre Investitionen nach dem Basisjahr im Wesentlichen über den Erweiterungsfaktor und – in gewissem Rahmen – auch die Genehmigung von Investitionsmaßnahmen zur vollständigen Refinanzierung von Investitionen in betriebsnotwendige Anlagengüter nutzen. Der Erweiterungsfaktor wirkte jedoch nur mit einem Zeitverzug und lieferte zudem aufgrund des pauschalierenden Ansatzes keine passgenaue Lösung. Gem. § 10a Abs. 2 ARegV-E soll nun stattdessen zukünftig auf Antrag ein Zuschlag auf die Erlösobergrenze für Kapitalkosten aus Neuinvestitionen gewährt werden. Damit soll gewährleistet sein, dass nach dem Basisjahr entstandene Kapitalkosten schnell Eingang in die Erlösobergrenze finden. Bereits entstandene – noch nicht im Basisjahr berücksichtigte – Kosten sind durch den Nachweis der Ist-Kosten bis zum 30. Juni eines Jahres, geplante Investitionen unter Zugrundelegung von Plankosten, nachzuweisen. Für die Berechnung des Zuschlages sind gem. § 10a Abs. 3 ARegV-E die Anschaffungs- und Herstellungskosten der jeweiligen Neuinvestitionen maßgeblich. Berücksichtigt werden hierbei die Kosten für die kalkulatorische Abschreibung, Eigenkapitalverzinsung und Gewerbesteuer. Für Abschreibungen und Gewerbesteuer gelten die Grundsätze der Strom- bzw. Gasnetzentgeltverordnung; für die Ermittlung der Eigenkapitalverzinsung soll ein Mai 2016 Erste Erkenntnisse aus dem Referentenentwurf für die Novellierung der ARegV Kapitalkostenabgleich statt Erweiterungsfaktor und Investitionsmaßnahmen auf Verteilernetzebene Freshfields Bruckhaus Deringer LLP ARegV 2.0 Mai 2016 1 pauschaler Ansatz gewählt werden. Es werden aber nicht nur die Neuinvestitionen berücksichtigt, sondern auch die Entwicklung der Kapitalkosten jener Anlagen, die im Ausgangsniveau der Erlösobergrenze bereits enthalten waren. Damit wird also insbesondere der sog. Sockeleffekt vermieden, den die Bundesnetzagentur (BNetzA) stets als ein Grund für die Auskömmlichkeit der Finanzierungsbedingungen angeführt hatte. Für jüngere Investitionen, die unter der Annahme des Sockeleffektes in dem Zeitraum von 2008 bis 2016 getätigt wurden, sieht der Entwurf eine Übergangsregelung vor. In der 4. Regulierungsperiode soll diese Übergangsregelung allerdings nicht mehr gelten. Im Ergebnis kann sich die Neuregelung je nach Anlagenbestand und künftigem Investitionsverhalten zugunsten oder zulasten eines Netzbetreibers auswirken. Bei der Berücksichtigung von Betriebskosten erfolgt keine Änderung. Sie werden nach wie vor nur in Höhe der im Basisjahr entstandenen Kosten in der Erlösobergrenze reflektiert. Der Kapitalkostenabgleich gilt gem. § 10a Abs. 4 ARegV-E nicht für die Übertragungsnetzbetreiber und Fernleitungsnetzbetreiber (ÜNB bzw. FNB). Investitionsmaßnahmen bleiben für die ÜNB und FNB weiterhin das maßgebliche Instrument. Dauer der Regulierungsperiode § 3 Abs. 2 ARegV-E sieht ab der dritten Regulierungsperiode eine Verkürzung der Regulierungsperiode auf vier Jahre vor. Damit wird eine wesentliche Größe zur Steuerung der Anreizwirkung des Regulierungssystems verändert. Der Verordnungsgeber begründet dies einerseits mit dem Effekt, dass Kapitalkosten zügiger einer Effizienzprüfung unterworfen, andererseits aber auch Änderungen der Betriebskosten kurzfristiger in der Erlösobergrenze abgebildet werden können. Die geplante Verkürzung der Regulierungsperiode wirkt sich für Netzbetreiber erheblich aus: Die finanziellen Vorteile aus überobligatorischen Kostensenkungen werden frühzeitiger abgeschöpft, so dass die Effizienzanreize geringer werden. Dem steht zwar die Chance gegenüber, bei Kostensteigerungen die Erlösobergrenze auch zeitnaher anheben zu können, doch wird die geänderte Kostenbasis auch entsprechend schnell einem Effizienzvergleich unterzogen werden. Effizienzanreize Über eine weitere Änderung sollen nach dem Referentenentwurf zusätzliche Anreize geschaffen werden, Ineffizienzen zügiger abzubauen. Der Abbaupfad für Ineffizienzen soll nach der Vorstellung des BMWi von fünf auf drei Jahre verkürzt werden. Auch mit diesem Schritt würden wesentliche Parameter des derzeitigen Regulierungs-systems zum Nachteil der Netzbetreiber verändert, denn die Effizienzvorgaben werden hierdurch noch anspruchsvoller. Die ARegV enthält mit § 16 Abs. 2 ARegV eine Härtefallregelung, die den Netzbetreiber davor schützen soll, dass er die festgelegte individuelle Effizienzvorgabe nicht erreichen oder übertreffen kann. Bislang waren Verfahren, in denen Betroffene sich auf diese Norm gestützt haben, eher rar – entsprechend offen ist, welche Anforderungen Regulierungsbehörden und Gerichte stellen, um einen Anspruch auf Absenkung der Effizienzvorgaben anzuerkennen. Bei der nun in Rede stehenden Verkürzung des Abbaupfades für Ineffizienzen könnte das Schattendasein dieser Härtefallregelung beendet sein. Das etablierte Verfahren zur Ermittlung der Effizienzwerte wird im Grundsatz beibehalten. Um Unsicherheiten bei der Bemessung der Effizienzwerte auszugleichen, wird auch weiterhin der für den Netzbetreiber vorteilhafteste Effizienzwert für die Festlegung der individuellen Effizienzvorgaben verwendet, sog. „best-of-four“-Ansatz – angesichts anderweitiger Vorüberlegungen des BMWi eine gute Nachricht für die Netzbetreiber. Allerdings soll für die Data Envelopment Analysis (DEA) künftig von konstanten Skalenerträgen ausgegangen werden, d.h. es werden nicht mehr, wie zuvor, zugunsten kleinerer Netzbetreiber Größenvorteile größerer Netzbetreiber unterstellt. Dies könnte die Effizienzwerte kleinerer Netzbetreiber künftig verschlechtern. Verkürzung der Regulierungsperiode und Abbaupfad für Ineffizienzen verschärfen Effizienzanforderungen deutlich Freshfields Bruckhaus Deringer LLP ARegV 2.0 Mai 2016 2 Um im Rahmen des Effizienzvergleichs gebietsstrukturelle Unterschiede zwischen Netzbetreibern und unterschiedliche Versorgungsaufgaben zu berücksichtigen, soll die Verordnung keine sog. „Pflichtparameter“ mehr vorgeben. Vielmehr soll die BNetzA künftig alle Struktur- bzw. Vergleichsparameter auf der Grundlage von § 13 Abs. 3 ARegV-E ermitteln. Dies birgt Chancen und Risiken. Die Regulierungsbehörde wäre auf der Suche nach sachgerechten Vergleichsparametern nicht mehr durch Vorfestlegungen des Verordnungsgebers beschränkt. Die gerichtliche Kontrolle der Nutzung dieses Spielraums dürfte jedoch nicht in gleichem Maße zunehmen. Die Rechtsprechung neigt dazu, inzwischen auch in der Energienetzregulierung behördliche Beurteilungsspielräume bzw. ein Regulierungsermessen anzuerkennen, die nur einer eingeschränkten gerichtlichen Kontrolle zugänglich sind. Namentlich für die Ausgestaltung des Effizienzvergleichs ist ein solcher Spielraum der Behörde bereits höchstrichterlich anerkannt (BGH, Beschluss vom 21. Januar 2014 – EnVR 12/12, RdE 2014, 276 Rn. 10; jüngst etwa bestätigend OLG Schleswig, Beschluss vom 10. März 2016, 16 Kart 3/14 Rn. 48). Besonders effiziente Verteilernetzbetreiber sollen nach dem Entwurf künftig einen Effizienzbonus auf die Erlösobergrenze erhalten, § 12a Abs. 1 ARegV-E. Verteilernetzbetreiber, die sich nach den Tests für die Ausreißeranalyse nach Anlage 3 der ARegV als supereffizient erweisen, erhalten einen Effizienzbonus und profitieren so stärker von ihrer besonderen Effizienz. Der Supereffizienzwert beträgt nach § 12a Abs. 2 ARegV-E maximal 5 Prozent; die Höhe des Bonus ergibt sich dann durch Multiplikation mit den vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 3 Satz 1 ARegV-E. Keinen Anspruch auf einen Effizienzbonus haben gem. § 12a Abs. 6 ARegV-E die ÜBN und FNB. Der Effizienzvorteil ist nach der Auffassung des BMWi wesentlicher Bestandteil des für Verteilernetzbetreiber in dem Regulierungssystem vorgesehenen Systemwechsels – diese Begründung leuchtet nicht unmittelbar ein. Für die ÜNB verbleibt es nach dem Entwurf auch bei der Vorgabe eines internationalen Effizienzvergleichs. Allerdings konkretisiert der Entwurf die Anforderungen an die Belastbarkeit der Datengrundlage. Hat die Regulierungsbehörde keinen unmittelbaren Zugriff auf die Daten der Netzbetreiber, scheidet ein internationaler Effizienzvergleich mangels Belastbarkeit der Daten aus. Dann wäre der Effizienzwert nach einer Referenznetzanalyse zu bestimmen. Vereinfachtes Verfahren Die Schwellenwerte, die über die Wahlmöglichkeit des vereinfachten Verfahrens entscheiden, bleiben nach dem Entwurf unverändert – entgegen anfänglicher Überlegungen. Der prozentuale Anteil der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten für kleinere Netzbetreiber, die am vereinfachten Verfahren teilnehmen, soll von 45 Prozent auf 5 Prozent zuzüglich vorgelagerter Netzkosten und vermiedener Netzentgelte angepasst werden. Personalzusatzkosten Um eine einheitliche Behandlung der „Personalzusatzkosten“ zu ermöglichen, wird die Stichtagsregelung aktualisiert und der Stichtag vom 31. Dezember 2008 auf den 31. Dezember 2016 verschoben. So können die Netzbetreiber betriebliche und tarifrechtliche Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen anpassen, ohne dass ihnen dadurch Nachteile im Effizienzvergleich entstehen. Hintergrund für die Aktualisierung des Stichtags ist, dass Neugründungen oder Umstrukturierungen oftmals dazu führen, dass neue Vereinbarungen getroffen werden. Die Begründung nimmt Bezug auf das bisherige Ergebnis der Beschwerdeverfahren, dass Kosten aus einem Dienstleistungsvertrag des Netzbetreibers nicht vom Anwendungsbereich der Norm erfasst sind. Die Begründung weist zudem ausdrücklich darauf hin, dass die Regulierungsbehörden die Befugnis haben, die Vereinbarungen zu prüfen. Mit Blick auf diesen Stichtag sollten Netzbetreiber etwaige Anpassungen tarifrechtlicher Vereinbarungen frühzeitig angehen. Personalzusatzkosten können weiterhin dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten sein – wenn die Netzbetreiber rechtzeitig handeln Freshfields Bruckhaus Deringer LLP ARegV 2.0 Mai 2016 3 Volatile Kosten, § 11 Abs. 5 ARegV Der Entwurf sieht vor, dass Kosten aus Entschädigungszahlungen des VNB, die durch Maßnahmen des Einspeisemanagements nach §§ 14, 15 EEG entstanden sind, als volatile Kosten behandelt werden. Damit können sie einerseits ohne Zeitverzug in die Netzentgelte eingepreist werden, andererseits aber auch dem Effizienzvergleich unterfallen. Der Gesetzgeber geht davon aus, dass der Netzbetreiber zwischen dem Netzausbau und der Anwendung des Einspeisemanagements wählen kann und unterstellt daher implizit, dass er auf seine Kostenbelastung in gewissem Umfang Einfluss nehmen kann. Da der Netzausbau eine langfristig wirkende Maßnahme mit recht konstanten Kostenbelastungen ist, während sich die Kosten für Einspeisemanagement dynamisch und volatil entwickeln, stellt sich jedoch die Frage, ob sich die Effizienz einer Investitions- und Einspeisemanagementstrategie tatsächlich anhand des punktuellen Vergleichs eines Basisjahres sachgerecht erfassen lässt. Transparenz Der Verordnungsentwurf sieht des Weiteren eine umfassende Veröffentlichung von Daten durch die Regulierungsbehörde vor. Ziel ist es, das Verfahren und die Ergebnisse der Anreizregulierung unter Beachtung der Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse der Netzbetreiber so transparent wie möglich darzustellen. Die nach dem Referentenentwurf zusätzlich zu veröffentlichenden, netzbetreiberbezogenen Informationen werden in § 31 Abs. 1 ARegV-E aufgelistet. Diese Informationen sollen nach dem Entwurf in nicht anonymisierter Form zur Verfügung gestellt werden. Das BMWi geht davon aus, dass in der gewählten Form keine Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse betroffen sind. Diese Vorgabe ist auch im Zusammenhang mit der von der Bundesnetzagentur neuerdings bei Veröffentlichungen von Beschlüssen geforderten Tabelle zur Begründung von Schwärzungen zu sehen. Auch diese Maßnahme soll zu einem höheren Maß an Transparenz führen. Im Ergebnis dürfte es für Dritte – insbesondere Netzkunden – künftig einfacher werden, ohne Ansprüche nach dem Informationsfreiheitsgesetz geltend zu machen, Netzbetreiberdaten zu erhalten, um ihre rechtlichen Positionen zu bewerten oder in gerichtlichen Verfahren geltend zu machen. Netzübergänge Hinsichtlich des Übergangs von Netzen soll § 26 ARegV um die Absätze 3 und 4 erweitert werden. Diese regeln die Kriterien und das Verfahren, nach denen sich Erlösobergrenzen des aufnehmenden und des abgebenden Netzbetreibers bis zur nächsten einheitlichen Bildung der Erlösobergrenzen ergeben sollen, soweit innerhalb einer gesetzlich bestimmten Frist kein übereinstimmender Antrag nach Absatz 2 erfolgt ist. Der Entwurf versucht die Privatautonomie der beteiligten Netzbetreiber zu erhalten und gleichzeitig die Rechtssicherheit für Regulierungsentscheidungen zu erhöhen. Die Praxis wird zeigen, inwieweit das gelingt. Freshfields Bruckhaus Deringer LLP ARegV 2.0 Mai 2016 4 Regulierungskonto Das Regulierungskonto soll nach § 5 Abs. 1 S. 4 ARegV-E künftig nicht mehr durch die Regulierungsbehörde, sondern durch den Netzbetreiber geführt werden. Eine Feststellung bzw. formelle ex ante erfolgende Genehmigung ist somit nicht erforderlich. Die Regierungsbehörde behielte die Möglichkeit einer ex post-Kontrolle. Gerade in Zweifelsfällen wäre dies keine befriedigende Lösung. Hierdurch wird das Verfahren zwar entschlackt, aber die Rechtssicherheit für Netzbetreiber deutlich reduziert. Sie müssen über Jahre hinaus mit dem Risiko leben, dass ihre Ansätze rückwirkend beanstandet werden. Zudem wurde der Ausgleichsrhythmus des Regulierungskontos verändert. Die Differenz zwischen den zulässigen Erlösen und den vom Netzbetreiber unter Berücksichtigung der tatsächlichen Mengenentwicklung erzielbaren Erlösen wird nun jährlich vom Netzbetreiber ermittelt und auf einem Regulierungskonto verbucht. Der Ausgleich des Regulierungskontos konnte bislang je nach Höhe des Saldos des Regulierungskontos am Ende der Regulierungsperiode zu deutlich spürbaren Sprüngen in den Netzentgelten für die nachfolgende Regulierungsperiode führen. Die Änderungen ermöglichen es nun, dass die Netzbetreiber „angesparte“ Erlöse zeitnäher in der Erlösobergrenze berücksichtigen können bzw. über die Erlösobergrenze hinaus erwirtschaftete Erlöse schneller an die Verbraucher zurückfließen. Der jährliche Ausgleich erfolgt über die nächsten drei Jahre um sprunghafte Entwicklungen der Erlösobergrenze nocht weitergehend zu verhindern. In der Sache wird also zur Mechanik der ehedem geltenden periodenübergreifenden Saldierung der §§ 10/11 GasNEV/StromNEV zurückgekehrt. Ein neu eingefügter Absatz 1a regelt die Verrechnung von Abweichungen im Rahmen des Kapitalkostenaufschlags nach § 10a ARegV-E. Insoweit soll jeweils zur Mitte des Jahres die Differenz des genehmigten und des tatsächlichen Kapitalkostenaufschlags ermittelt werden. Damit wird dem Umstand Rechnung getragen, dass der Kapitalkostenaufschlag auf Plankostenbasis und mit vereinfachten Annahmen gewährt wird. BNetzA-Festlegungskompetenz zum Xgen Hinsichtlich des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors (Xgen) war zwar in § 9 Abs. 1, 3 ARegV bislang normiert, dass dieser aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung durch die BNetzA ermittelt wird. Es fehlte aber eine eindeutige Festlegungskompetenz der BNetzA. Diese würde mit § 32 ARegV-E nun geschaffen. Auf dieser Grundlage könnte die BNetzA – ähnlich wie bei der Festlegung des Eigenkapitalzinssatzes – den Xgen im Vorfeld der Festlegung der Erlösobergrenzen in einem separaten Verfahren als Allgemeinverfügung bestimmen. Diese Entscheidung wird erhebliche Auswirkungen haben. Es bleibt nun abzuwarten, ob und welche Änderungen der Referentenentwurf im weiteren Verordnungsprozess noch erfahren wird. Aus Netzbetreibersicht sollte die Novelle in jedem Fall noch vor der Sommerpause verabschiedet werden. Angesichts der bevorstehenden Kostenprüfungen im Gasbereich für die 3. Regulierungsbehörde wäre jede weitere Verzögerung eine Belastung für alle Beteiligten. Ohnehin ist davon auszugehen, dass die neuen Regelungen im Detail und im Lichte einer sich hierzu bildenden Verwaltungspraxis neue Anwendungsprobleme aufwerfen werden. Zudem dürften alt bekannte Diskussionen – wie etwa zur Ermittlung des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens oder der Bestimmung der Eigenkapitalzinssätze – auch in der 3. Regulierungsperiode wieder aufflammen und im Lichte zwischenzeitlicher Rechtsprechung fortgeführt werden. Vereinfachung der Regulierungskontoführung auf Kosten zusätzlicher Rechtsunsicherheiten Xgen bleibt die unbekannte Größe – BNetzA-Entscheidung bleibt abzuwarten Freshfields Bruckhaus Deringer LLP ARegV 2.0 Mai 2016 5 Ansprechpartner Für weitere Informationen und vertiefende Rückfragen wenden Sie sich bitte an Dr. Christoph Sieberg T +49 221 20 50 72 78 E christoph.sieberg@freshfields.com Dr. Thilo Richter T +49 221 20 50 72 40 E thilo.richter@freshfields.com Dr. Margret Schellberg T +49 221 20 50 72 78 E margret.schellberg@freshfields.com Dr. Ulrich Scholz T +49 221 20 50 72 08 E ulrich.scholz@freshfields.com Diese Dokumentation wird zur Verfügung gestellt von der international tätigen Rechtsanwaltssozietät Freshfields Bruckhaus Deringer LLP (eine Limited Liability Partnership nach dem Recht von England und Wales, UK LLP) und ihren weltweiten Niederlassungen und assoziierten Partnerkanzleien, die unter dem Namen Freshfields Bruckhaus Deringer in mehreren Jurisdiktionen tätig sind, sowie der Freshfields Bruckhaus Deringer US LLP. In der Information werden diese Kanzleien und Einheiten zusammengefasst als »Freshfields« bezeichnet. Weitere regulatorische Informationen finden Sie unter www.freshfields.com/support/legalnotice. Die UK LLP hat Niederlassungen und assoziierte Partnerkanzleien in Bahrain, Belgien, China, Deutschland, England, Frankreich, Hongkong, Italien, Japan, den Niederlanden, Österreich, Russland, Singapur, Spanien, Vietnam und in den Vereinigten Arabischen Emiraten. Die Freshfields Bruckhaus Deringer US LLP unterhält Niederlassungen in New York City und Washington DC. Diese Dokumentation dient der allgemeinen Information und ist nicht als umfassende Darstellung gedacht. Sie kann eine Rechtsberatung nicht ersetzen. © Freshfields Bruckhaus Deringer LLP 2016 freshfields.com
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