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Timestamp: 2018-05-25 11:17:01
Document Index: 244994283

Matched Legal Cases: ['§ 7', '§ 10', '§ 6', '§ 34', '§ 7', '§ 34', '§ 9', '§ 10', '§ 7', '§ 34', '§ 10', '§ 34', '§ 7', '§ 34']

Die Anreizregulierungsnovelle und deren Bedeutung für die Netzbetreiber
Nach langen Diskussionen ist die Anreizregulierungsverordnung für die Jahre ab 2019 überarbeitet und beschlossen worden. Sie steht unter dem Motto „Evolution statt Revolution“, setzt aber auch investitionsfreundlichere Rahmenbedingungen für Verteilnetze. Die Entwicklung vom Erweiterungsfaktor zum Kapitalkostenabgleich ist hierbei zielführend, wenn auch gewisse Modellumstellungsprobleme noch zu lösen sind. Aus wirtschaftlicher Sicht ist neben der Novelle vor allem die Festlegung von Eigenkapitalzins und Produktivitätsfaktor von entscheidender Bedeutung.
Die Energiewirtschaft ist unverändert großen Veränderungen ausgesetzt. Nach der Liberalisierung des Marktes im Jahr 1998, der Einführung des Unbundlings 2003 sowie nach der Katastrophe von Fukushima im Jahre 2011 schreitet die deutsche Energiewende mit der Förderung von erneuerbaren Energien (EE) immer weiter voran. Im neuen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wird nun der Zubau zwar deutlich verlangsamt, er geht jedoch unverändert weiter. Wesentliche Begründung dafür ist der nicht schnell genug folgende Netzausbau insbesondere auf Transportnetzebene.
Eine Folge des Ersatzes konventioneller Stromerzeugung durch gesetzlich geförderte EE-Einspeisung ist der dramatische Verfall der Strombörsenpreise von in der Spitze bis zu 80 €/MW hin zu unter 30 €/MW in weniger als fünf Jahren. Als Folge hieraus spalten die beiden größten deutschen Energieunternehmen E.ON und RWE ihre Unternehmen auf und auch für die Netzbetreiber ergeben sich deutliche Veränderungen und Investitionsbedarfe: Die Übertragungsnetzbetreiber versuchen gemäß des Netzentwicklungsplans die großen Nord-Süd- und Ost-Süd-Trassen zu errichten.
Im Verteilnetzbereich sind im Wesentlichen die Flächennetzbetreiber von der Energiewende betroffen. Die dadurch die Energiewende angestoßenen Änderungen finden zu mehr als 95 % in deren Netzen statt. Wie Abb. 1 zeigt, sind rund 60 % der gesamten Einspeiseleistung bei nur zehn Netzbetreibern installiert. Viele mittlere und kleine Netzbetreiber spüren hingegen die Auswirkungen der Energiewende fast gar nicht.
Für den Verteilnetzbetreiber der Zukunft spielen dabei im Wesentlichen die folgenden vier Bereiche eine Rolle:
Systemdienstleistungen werden in Zukunft auch im Verteilnetz erbracht;
das Regulierungsmanagement ist von zentraler Bedeutung für die Finanzierbarkeit der Investitionen;
das Datenmanagement/die Digitalisierung wird bedeutender aufgrund wachsender Datenmengen;
Kooperationen und neue Geschäftsmodelle in Zusammenarbeit mit den Kommunen werden von größerer Bedeutung und in die Kernprozesse eines Verteilnetzbetreibers zu integrieren sein.
Um auch in Zukunft wirtschaftlich erfolgreich agieren zu können, sind daher die zentralen Werttreiber im Netzgeschäft zu analysieren und zu managen.
Zentrale Werttreiber im Netzbereich
Fokussiert man auf die wesentlichen Werttreiber, so sind dies die Geschäftsfeldentwicklung, operative Exzellenz in Technik und Datenmanagement sowie das Regulierungsmanagement (siehe Abb. 2).
Im Bereich der Geschäftsfeldentwicklung stehen vor allem neue Zusammenarbeitsmodelle zwischen starken Netzbetreibern und kommunalen Partnern im Vordergrund. Hierbei stellt die Verbindung aus hoher Kompetenz in allen zentralen Netzbetreiberfragen mit den Vorteilen der kommunalen Nähe zu Kunden eine „win-win-Situation“ dar. Erfolgreich praktiziertes Modell im Innogy-Konzern ist das sog. „New-Co-Modell“. In diesem Modell wird zwischen Innogy und Kommune eine gemeinsame Netzeigentumsgesellschaft gebildet, die über zentrale Fragen der Mittelallokation entscheidet. Das gesamte operative Geschäft wird an Westnetz zurückverpachtet.
Im Bereich der operativen Exzellenz steht vor allem der technische Bereich im Fokus. Eine Fülle an neuen Einspeisern sowie Smart Meter und die Digitalisierung bieten vielfältige Chancen zur Optimierung. Nachhaltig erfolgreich heißt hier, eine technisch hohe Qualität mit Kosteneffizienz zu vereinbaren. Eine nachhaltige Performance-Kultur dient als Basis für Verbesserung. Die im Innogy-Konzern eingeführten „New-way-of-working-Methoden“ dienen als Mittel, um hier Verbesserungen zu erreichen.
Der Bereich des Regulierungsmanagements lässt sich in mehrere Ebenen bzw. in strategische oder operative Themenstellungen unterteilen. Die folgend näher behandelten Aspekte beziehen sich eher auf strategische, langfristig ausgerichtete Rahmensetzungen der neuen Anreizregulierungsnovelle. Hierbei gibt es vier wesentliche Faktoren zur Bestimmung der Erlösobergrenze (siehe Abb. 3).
Im Rahmen der Kostenprüfung wird die individuelle nachhaltige Kostenbasis genehmigt. Sie ist das Herzstück der wirtschaftlichen Ausgangssituation eines Unternehmens. Nach der Kostenprüfung erfolgt die Bestimmung des Effizienzfaktors durch ein Gesamtkostenbenchmark im Vergleich mit anderen Verteilnetzbetreibern. Nach diesen beiden Verfahrensschritten ist die Basis für die Erlösobergrenze gegeben. Durch zwei weitere Verfahrensschritte erfolgt dann die konkrete jahresscharfe Festlegung.
Die beeinflussbaren Kosten werden jährlich um den Verbraucherpreisindex abzüglich des Produktivitätsfortschritts und der nicht-beeinflussbaren Kosten (z. B. um die Veränderungen im vorgelagerten Netz) angepasst. Durch die Logik der Anreizregulierung ist hiermit die Erlösseite eines Netzbetreibers weitgehend für fünf Jahre im Voraus festgelegt. Dieses Grundkonzept wurde für zwei Regulierungsperioden von 2009 bis 2018 festgeschrieben und sollte danach durch einen Bericht der Bundesnetzagentur evaluiert und dann überarbeitet werden.
Neue Anreizregulierungsverordnung
Nach intensiven Diskussionen zwischen der Branche, der Bundesnetzagentur und der Politik über die letzten drei Jahre ist am 3.8.2016 die neue Anreizregulierungsverordnung final beschlossen worden. Startpunkt der Diskussion war der Evaluierungsbericht der Bundesnetzagentur, in dem die Wirksamkeit der alten Anreizregulierungssystematik überprüft werden sollte. Hauptkritikpunkt der Branche und der Verbände war von jeher der Zeitverzug bei Investitionen.
Im Gegensatz zu den Transportnetzbetreibern, bei denen über Investitionsbudgets jede Investition zeitnah verzinst wurde, waren Investitionen im Verteilnetzbereich unter bestimmten Voraussetzungen bis zu sieben Jahre verzinsungslos. Zudem wurde immer wieder betont, dass die Stabilität und Verlässlichkeit des Regulierungsrahmens ein hohes Gut für Netzbetreiber und Kapitalgeber bedeuten. Höchstes Ziel der Politik war die Unterstützung der Energiewende durch einen investitionsfreundlichen Rahmen für den Ausbau der Verteilnetze.
Betrachtet man nun die Ergebnisse der neuen Verordnung zuerst aus übergeordneter Sicht, so ist festzustellen, dass die Grundsystematik mit einer Kostenprüfung aus einem Basisjahr und einer danach folgenden fünfjährigen Anreizregulierungsperiode unverändert erhalten bleibt. Auch die Grundlogik des Ineffizienzabbaus über fünf Jahre und das grundsätzliche Bestehenbleiben eines Produktivitätsfaktors sind unverändert, es bleibt also eine hohe Stabilität in der Grundstatik und damit ist ein wesentliches Ziel der Verlässlichkeit erfüllt. Im Kern sind allerdings zwei wesentliche Änderungen in der neuen Verordnung erkennbar. Diese beziehen sich zum einen auf die Beseitigung des Zeitverzuges und zum anderen auf die Stärkung des Effizienzvergleichs (siehe Abb. 4).
Das dritte zentrale Element, welches jedoch nur indirekt in der Verordnung geregelt ist, liegt in der Neufestlegung des Eigenkapitalzinses und des Produktivitätsfaktors. Beides liegt in der Zuständigkeit der Bundesnetzagentur und sollte im vierten Quartal 2016 (Eigenkapitalzins) bzw. im ersten Quartal 2017 (Produktivitätsfaktor) festgelegt werden. Folgend werden die Änderungen im Detail betrachtet.
Einführung Kapitalkosten-abgleich, Abschaffung Erweiterungsfaktor und Investitionsmaßnahmen
Während der alte Erweiterungsfaktor auf Basis von Veränderungen von Strukturparametern und die Investitionsmaßnahmen nur für die Hochspannungsebene investitionsfördernd wirkten, wird der Kapitalkostenabgleich zielgenau und jahresscharf die tatsächlichen Investitionen ohne Zeitverzug berücksichtigen. Zentrales Element hierbei ist der Kapitalkostenaufschlag. So kann jeder Netzbetreiber ab der dritten Regulierungsperiode die Erlösobergrenzen gemäß seiner Investitionserwartung anpassen. Der Abgleich zwischen Plan- und Ist-Investitionen erfolgt über das Regulierungskonto. Gegenzurechnen sind die Kapitalkostenabzüge, die sich aus den im Zeitablauf sinkenden kalkulatorischen Restbuchwerten ohne Neuinvestitionen ergeben.
Hierbei ist zu berücksichtigen, dass die sog. Sockelbeträge für die Investitionen der Jahre 2007 bis 2016 nur in der dritten Regulierungsperiode zusätzlich berücksichtigt werden. D. h., dass in der dritten Regulierungsperiode die Abschreibungen für diese Anlagen nicht in Abzug zu bringen sind. Durch die Umstellung auf das System ohne Zeitverzug bleiben den Netzbetreibern allerdings ohne angemessene Übergangsregelungen am Ende der Nutzungsdauer der Investitionen zugesicherte Verzinsungen (positive Sockeleffekte) verwehrt. Daher fordern die Netzbetreiber – in betriebswirtschaftlich korrekter Weise – eine Ausdehnung der Berücksichtigung dieser Sockeleffekte. Der Bundesrat hat zumindest die Verlängerung für die vierte Anreizregulierungsmethode in Überprüfung gestellt.
Grundsätzlich ist dieses Verfahren der Weiterentwicklung des Erweiterungsfaktors, wie im Evaluierungsbericht der BNetzA vorgeschlagen, vorzuziehen, da es punktgenauer Mittel verteilt. Betriebswirtschaftlich auch korrekt erscheint, dass bei Investitionen über Abschreibungen mehr Erlöse entstehen; bei Investitionen unter Abschreibungen jedoch auch weniger Erlöse in Ansatz gebracht werden dürfen. Hierbei sind insbesondere Diskrepanzen zwischen Strom- und Gasnetzen zu erwarten.
Mit dieser Neuregelung ist – unter dem Gesichtspunkt des Zeitverzuges – die wesentliche Forderung der Branche und die Ungleichbehandlung zwischen Investitionen im Übertragungs- und Verteilnetz beseitigt. Wesentlicher Diskussionspunkt für die Zukunft bleibt die Behandlung der Sockeleffekte der Altinvestitionen, die durch die Berücksichtigung nur in der dritten Periode nicht adäquat abgegolten würde, eine Verlängerung ist daher angezeigt und zu fordern.
Verbesserung der Effizienzbewertung – eines der zentralen Anliegen der Reform
Neben der Abschaffung des Zeitverzuges ist die Verbesserung der Effizienzbewertung eines der zentralen Anliegen der neuen Reform. Hierzu werden der Bundesnetzagentur mehr Kompetenzen eingeräumt, indem sie die bisher im Gesetz festgeschriebenen Pflichtparameter nun selbst festlegen kann. Eine starke Veränderung der bisher gültigen Parameter ist jedoch nicht zu erwarten, da sich diese in den letzten Jahren bewährt haben. Allerdings können auch kleinere Veränderungen signifikante Auswirkungen auf die Erlösobergrenzenfestlegungen haben.
Zudem ist ein Effizienzbonus neu in die Verordnung aufgenommen worden. Für die Netzbetreiber, deren Effizienz über 100 % liegt, die also eine sog. Super-Effizienz aufweisen, gibt es keinen Abschlag, sondern einen Zuschlag auf ihre Erlösobergrenze. Die Super-Effizienz ist dabei jedoch auf 105 % gedeckelt und soll auf die nächste Periode mit 1,25 % p. a. verteilt werden. Da nur eine kleine Gruppe von Netzbetreibern (nur die aus der DEA-Bewertung) überhaupt für eine Übereffizienz in Frage kommt, wird dieser grundsätzlich positive Ansatz keine signifikante Wirkung erreichen.
Von deutlich höherer Relevanz ist die Höhe des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors (Xgen), da dieser auf alle Netzbetreiber wirkt. Die Idee hinter diesem Faktor war, auch bei 100 % effizienten Netzbetreibern Erlösbestandteile abzuschöpfen, da Netzbetreiber nach wie vor im Monopolbereich arbeiten können.
Fraglich bleibt jedoch, ob diese Logik auch nach zehn Jahren Anreizregulierung noch sachgerecht ist. Denn insbesondere in der jetzigen Niedrigzinsphase bei Zinssätzen unter 1 % bedeutet der aktuelle Produktivitätsfaktor von 1,5 % Realerlössenkungen.
Vor diesem Hintergrund forderte die Branche, die Abschaffung, mindestens aber das Aussetzen des Xgen. In der Novelle ist diese Forderung nicht umgesetzt worden und so liegt die Entscheidung über die Höhe des Produktivitätsfaktors erstmalig bei der Bundesnetzagentur. War der Faktor bisher im Gesetz festgeschrieben, so soll er nun errechnet werden.
Hierzu sind mehrere Verfahren wie der Malmquvist- oder Törnquvist-Index möglich, die Ergebnisse sind jedoch volatil. Angesichts der niedrigen Zinsen kann jedoch ein Wert gleich oder nahe Null erwartet werden, theoretisch ist sogar ein negativer Wert möglich.
Neben dem Produktivitätsfaktor ist die Bestimmung der Eigenkapitalzinsen eine entscheidende Eingangsgröße für die Netzbetreiber. In der Verordnung werden nur gewisse Rahmenparameter (z. B. die Länge der Periode für die Berechnung des risikolosen Zinses) festgelegt. Auch hier gab es keine Veränderungen, obwohl die aktuelle Niedrigzinsphase Anlass zu längeren Zeiträumen gegeben hätte. In ihrer Konsultation sieht die Bundesnetzagentur aktuell ein Absinken des Zinssatzes von 9,05 auf 6,91 %, also um rund 25 %, vor.
Dies ist im Wesentlichen den niedrigeren risikolosen Zinsen geschuldet. Kompensatorische Effekte bei der Marktrisikoprämie werden nach Expertenmeinung nicht adäquat einbezogen. Berücksichtigt man diese Effekte, so ergäbe sich ein Zinssatz zwischen 7 und 8 %.
In der Novelle sind über diese beiden zentralen Themen noch weitere Veränderungen in Detailpunkten vorgenommen worden, welche im Gegensatz zu den bisher behandelten Punkten eine nur geringere wirtschaftliche Bedeutung haben. Hierzu zählen das Regulierungskonto, die Personalzusatzkosten, die Entschädigungszahlungen für Einspeisemanagement, das Vorgehen bei Netzübergängen, das Konzept des vereinfachten Verfahrens sowie die Veröffentlichung von Daten.
Wirtschaftliche Auswirkungen für Netzbetreiber
Nach den Beschreibungen der Veränderungen in der neuen Anreizregulierungsverordnung soll nun eine wirtschaftliche Bewertung vorgenommen werden. Hierzu ist ein fiktiver Netzbetreiber hinterlegt. Anhand von Szenarien werden die drei wesentlichen Auswirkungen des Kapitalkostenabgleichs gegenüber dem Erweiterungsfaktor und den Investitionsbudgets sowie dem Eigenkapitalzins und Produktivitätsfaktor analysiert und in ein Ranking bezüglich ihrer Bedeutung gestellt. Mittels Tab. 1 können Aussagen über die Verhältnisse zwischen Kapitalkostenabgleich, Eigenkapitalzinsen und Produktivitätsfaktor sowie den Auswirkungen verschiedener Investitionsstrategien getroffen werden. Hierbei ist insbesondere die Annahme in Bezug auf einen Produktivitätsfaktor von 0,5 % als bisher wenig gesichert zu betrachten und damit nur als Prognose zu verstehen.
Tab. 1: Prämissen für ausgewählte Parameter der Anreizregulierung für Verteilnetzbetreiber
2. RP 3. RP
Inflationsrate in Erlösobergrenzen 2 % p. a. 2 % p. a.
individueller Effizienzwert 100 % 100 %
generelle sektorale Produktivität 1,5 % p. a. 0,5 % p. a.
Eigenkapitalverzinsung bis 40 % (Neu-/Altanlagen) 9,05 %/ 7,14 % 6,91 %/ 5,12 %
Eigenkapitalverzinsung >40 % 3,98 % 2,74 %
Netzkosten im Ausgangsniveau Die Netzkosten im Ausgangsniveau der 2. und 3. RP unterscheiden sich im Szenario nicht
Investitionsverhalten Verteilnetzbetreiber A Netzbetreiber A/B/C investieren bis 2016 in gleicher Höhe und schreiben in gleicher Höhe kalkulatorisch ab. Heterogenes Investitionsverhalten ab 2017 Ab 2017: Investitionen > kalk. Abschreibungen (Faktor 1,5) gm. StromNEV -> steigendes Anlagevermögen
Investitionsverhalten Verteilnetzbetreiber B Ab 2017: Investitionen = kalk. Abschreibungen (Faktor 1,0) gm. StromNEV -> konstantes Anlagevermögen
Investitionsverhalten Verteilnetzbetreiber C Ab 2017: Investitionen < kalk. Abschreibungen (Faktor 0,8) gm. StromNEV -> sinkendes Anlagevermögen
Die folgenden Analysen zeigen die monetären Konsequenzen für die dritte Regulierungsperiode auf. Unterstellt ist ein fiktiver Netzbetreiber, der verschiedene Investitionsverhalten prüft (siehe Tab. 2). Als wesentliche Aussagen lässt sich Folgendes zusammenfassen:
Tab. 2: Analyse der Auswirkungen der ARegV-Novelle und weiterer Anpassungen regulatorischer Paramter auf die Erlösobergrenzen von Verteilnetzbetriebern auf Basis eines Vergleichs der Erlöswirkung ausgewählter Parameter der Anreizregulierung zwischen 2. und 3. Regulierungsperiode
Verteilnetzbetreiber A (steigendes Anlagevermögen) in Geldeinheiten 3. Regulierungsperiode (Strom)
Effekte auf Erlösobergrenze aus Anpassung der Parameter der ARegV - Vergleich 2. zu 3. RP am Bsp. Strom Rechtsgrundlage 2019 2020 2021 2022 2023 Summe 3. RP
EK-Zinsreduzierung (EKI Neu/Alt: 9,05/ 7,14 % auf 6,91/ 5,12 %, EKII 3,98 % auf 2,74 %) § 7 Abs. 4 StromNEV –65 –66 –67 –68 –69 –335
Beseitigung Zeitverzug für Investitionen 12 19 24 31 37 123
Kapitalkostenaufschlag § 10a ARegV 60 81 96 116 131 484
Kapitalkostenabzug ohne Sockel § 6 Abs. 3 ARegV –39 –52 –62 –75 –85 –312
Sockeleffekt Investitionen 2007–2016 § 34 Abs. 5 ARegV 13 16 20 26 29 104
Wegfall Erweiterungsfaktor Anlage 1 (zu § 7 ARegV) –13 –16 –19 –26 –29 –103
Keine Neubescheidung von Investitionsmaßnahmen § 34 Abs. 7 ARegV –10 –10 –10 –10 –10 –50
Reduzierung generelle sektorale Produktivität auf 0,5 % § 9 ARegV Abs. 3 12 25 38 57 68 200
Summe der EOG-Effekte –42 –22 –5 21 36 –12
Verteilnetzbetreiber B (konstantes Anlagevermögen) in Geldeinheiten 3. Regulierungsperiode (Strom)
Beseitigung Zeitverzug für Investitionen –0 2 3 6 7 18
Kapitalkostenaufschlag § 10a ARegV 41 55 65 78 89 328
Wegfall Erweiterungsfaktor Anlage 1 (zu § 7 ARegV) –9 –11 –13 –17 –19 –69
Keine Neubescheidung von Investitionsmaßnahmen § 34 Abs. 7 ARegV –7 –7 –7 –7 –7 –33
Summe der EOG-Effekte –54 –4 0 –26 –5 7 –118
Verteilnetzbetreiber C (sinkendes Anlagevermögen) in Geldeinheiten 3. Regulierungsperiode (Strom)
Beseitigung Zeitverzug für Investitionen –4 –2 –2 –1 –2 –10
Kapitalkostenaufschlag § 10a ARegV 33 44 52 64 72 265
Sockeleffekt Investitionen 2007–2016 § 34 Abs. 5 ARegV 13 20 23 29 33 117
Wegfall Erweiterungsfaktor Anlage 1 (zu § 7 ARegV) –8 –10 –12 –16 –18 –64
Keine Neubescheidung von Investitionsmaßnahmen § 34 Abs. 7 ARegV –3 –3 –3 –3 –3 –16
Summe der EOG-Effekte –57 –4 3 –31 –12 –2 –146
Bei deutlich höheren Investitionen als Abschreibungen ist der Kapitalkostenabgleich durch die Beibehaltung des Sockeleffektes vorteilhafter als die bisherigen Regelungen aus dem Erweiterungsfaktor, allerdings nur für die 3. Regulierungsperiode (der Wegfall des Sockels ist ab der 4. Periode geplant).
Die höchste monetäre Wirkung ergibt sich aus der Reduzierung des EK-Zinses um rd. 2 %; eine Reduzierung des Produktivitätsfaktors um 1 % könnte diesen Effekt kumuliert um mehr als die Hälfte abmildern.
Netzbetreiber müssen mindestens 50 % mehr investieren als abschreiben, um aus der Summe aller drei Effekte kumuliert in etwa Null zu erreichen.
Bei geringeren Investitionen ergibt sich kumuliert eine deutliche Ergebnisbelastung für den Netzbetreiber.
In allen Fällen starten die Netzbetreiber mit negativen Salden in den Startjahren, die sich dann wegen der kumulativen Wirkung von Kapitalkostenabgleich und Xgen in etwa ab Mitte der Periode umkehren.
Das Netzgeschäft bleibt anspruchsvoll
Bei Netzbetreibern mit hohen Investitionsvolumen gleichen sich die negativen Effekte aus der Zinsfestsetzung mit den Vorteilen aus Kapitalkostenabgleich und reduziertem Produktivitätsfaktor weitgehend aus und sollten zu weitgehend stabilen Erlösobergrenzen in der dritten Regulierungsperiode führen. Die Weichenstellungen für nachhaltig stabile Renditen im Netzgeschäft im Vergleich zu alternativen Anlageoptionen scheinen gewährleistet, allerdings verursacht die Absenkung des Eigenkapitalzinssatzes um fast 25 % einen deutlichen Einschnitt. Das Netzgeschäft bleibt anspruchsvoll und ist zentraler Motor der Energiewende.
A. Schröder, Geschäftsführer „Energiewirtschaft/Finanzen“, Westnetz GmbH, Dortmund
a.schroeder@westnetz.de