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Timestamp: 2020-02-28 02:19:07
Document Index: 232167776

Matched Legal Cases: ['§ 21', '§ 21', '§ 1', '§ 12', '§11', '§ 11', '§ 10', '§ 15', '§ 22', '§ 9', '§ 19', '§ 19', '§ 20', '§ 18', '§ 14', '§ 21', '§ 24', '§ 15', '§ 21', '§ 11', '§ 15', '§ 10', '§ 7', '§ 12']

Die Anreizregulierung im deutschen Elektrizitätsmarkt | Masterarbeit, Hausarbeit, Bachelorarbeit veröffentlichen
T L Thorsten Luig (Autor)
2 Anreizregulierung
2.1 Die Anreizregulierung in Theorie und Praxis
2.2 Kern der Anreizregulierung: Die Erlosobergrenzenermittlung
2.2.1 Regulierungsformel
2.2.2 Effizienzvergleich
2.2.3 Qualitat und Investitionen
2.2.4 Vereinfachtes Verfahren zur Bestimmung der Effizienzwerte .
3.1 Berechnung der Erlosobergrenzen
3.2 Qualitatsregulierung und Investitionsanreize
3.2.1 Qualitatsregulierung
3.2.2 Investitionsanreize
3.3 Administrative Probleme
3.3.1 Vereinfachtes Verfahren der Effizienzwertermittlung
3.3.2 Regulierungs- und Anpassungsaufwand in den Unternehmen.
4 Zielerreichung durch die Anreizregulierung und Korrekturbedarf
4.1 Kriterienkatalog zur Analyse des deutschen Regulierungsregimes
4.2 Abbau Informationsasymmetrien zwischen Regulierungsbehorde und Netzbetreibern
4.2.1 Informationsasymmetrien zu Gunsten der Netzbetreiber
4.2.2 Informationsasymmetrien zu Gunsten der Regulierungsbehorde
4.3 Stabilitat und Flexibilitat des Regulierungsregimes
4.3.1 Stabilitat des Regulierungsregimes durch Akzeptanz
4.3.2 Stabilitat des Regulierungsregimes durch Unabhangigkeit
4.3.3 Flexibilitat des Regulierungsregimes
4.4 Erzielte Effizienzanreize
4.4.1 Statische Effizienz
4.4.2 Dynamische Effizienz
Abb. 1 Funktionsweise der Erlosobergrenzenregulierung
Abb. 2 Aufteilung und Absenkung der Kostenanteile
Abb. 3 Theoretisch optimaler Netzausbau
Abb. 4 Kriterienkatalog zur Analyse
Abb. 5 Theoretisch optimale Versorgungszuverlassigkeit
Abb. 6 Informationsasymmetrien
Abb. 7 Stabilitat und Flexibilitat des Regulierungsregimes
Abb. 8 Erzielte Effizienzanreize
Anhang 1: Auszug Energiewirtschaftsgesetz
Anhang 2: Anreizregulierungsverordnung
Bei Betrachtung der vertikal disaggregierten Wertschopfungskette in der Elektrizitatswirtschaft stellen die Stufen Ubertragung und Verteilung kaum angreifbare naturliche Monopole dar. Dies rechtfertigt eine Marktverhal- tensregulierung der Elektrizitatsnetze. Versorgungsnetze sind haufig durch naturliche Monopole gepragt, da hier erhebliche Bundelungsvorteile existie- ren. Stromubertragung und -verteilung sind netzgebunden, d.h. zur Erbrin- gung von Netzdienstleistungen, wie z.B. Elektrizitatshandel, sind die Netze ein notwendiger und nicht substituierbarer Inputfaktor, wodurch sie als Es­sential Facility definiert sind. Dies begrundet den allgemeinen Regulie- rungsbedarf. Im Rahmen des disaggregierten Ansatzes werden lediglich die monopolistischen Bottlenecks reguliert, weil auf den anderen Stufen Wett- bewerb herrscht oder grundsatzlich moglich ware. Die Existenz mehrerer Netzbetreiber ist kein Anzeichen fur funktionierenden Wettbewerb, weil jedes Teilnetz fur sich genommen ein monopolistisches Bottleneck ist.1
Konkret reguliert werden die Netznutzungsentgelte, die fur die Durchleitung (Netznutzung) erhoben werden und nicht die Endkundenpreise. Diese kon- nen auch nicht vollig unreflektiert als Kriterium fur den Erfolg der Regulie- rung verwendet werden, weil die Netznutzungsentgelte nur ein Einflussfak- tor auf die Endkundenpreise sind. Bei Industriekunden haben sie lediglich einen Anteil von ca. 12% am gesamten Elektrizitatspreis (ca. 25% bei Haushaltskunden). Der groBte Teil des Strompreises besteht aus Steuern und Abgaben, so dass sinkende Netznutzungsentgelte einen Strompreisanstieg verlangsamen, aber nicht uberkompensieren konnen.2
Im Rahmen der kostenorientierten Entgeltregulierung wurden die Netznut- zungsentgelte gemaB § 21 Abs. 2 Satz 1 EnWG3 auf Grundlage der Kosten eines effizienten Betriebs gebildet. Bei der Entgeltkalkulation wurden sol- che Kosten nicht berucksichtigt, die sich im Wettbewerb nicht eingestellt hatten, um so die monopolistische Kostenstruktur zu durchbrechen. Der
Hauptkritikpunkt an der Kostenregulierung ist die Tatsache, dass sie keine Anreize zur Verbesserung der Effizienz bietet und somit als „slow- powered“ klassifiziert werden kann. Durch den daraus resultierenden Averch-Johnson-Effekt4 werden von den regulierten Unternehmen zu viele Kapitaleinheiten eingesetzt. Infolgedessen wird eine nichtoptimale Faktor- kombination erreicht, die von der Minimalkostenkombination erheblich ab- weicht.5 Zusatzlich kann diese Regulierungsform als „heavy-handed“ be- zeichnet werden, da der Regulierungsaufwand durch die notigen Informati- onen uber die Kapitalbasis und risikoaquivalente Verzinsung sehr hoch ist.6
Seit dem 1. Januar 2009 wird auf dem Elektrizitatsmarkt das System der Anreizregulierung zur Festlegung der Netznutzungsentgelte praktiziert. Es soll die Netznutzungsentgelte so setzen, dass die Anforderungen des § 21a EnWG erfullt werden: Anreize fur eine effiziente Leistungserbringung. So soll das Ziel des EnWG aus §§ 1 und 2 erfullt werden: wirksamer und un- verfalschter Wettbewerb bei der Stromversorgung sowie ein leistungsfahi- ger und zuverlassiger Netzbetrieb. In der vorliegenden Arbeit wird nach uber einem Jahr Praxiserfahrung das deutsche System der Anreizregulierung auf dem Elektrizitatsmarkt im Hinblick auf die ersten feststellbaren Wir- kungen und den sich daraus moglicherweise ergebenden Verbesserungsbe- darf analysiert. Vor diesem Hintergrund ist die Arbeit wie folgt strukturiert:
In Kapitel 2 werden die allgemeinen theoretischen Grundlagen einer Anreiz- regulierung und danach das spezielle deutsche System vorgestellt. An- schlieBend wird die Erlosobergrenzenermittlung beschrieben. In Kapitel 3 wird die zuvor beschriebene Ausgestaltung der Anreizregulierung in Deutschland einer kritischen Analyse unterzogen und bewertet. Anschlie- Bend wird in Kapitel 4 zunachst der Kriterienkatalog vorgestellt, anhand dessen die ersten Erfahrungen mit der deutschen Anreizregulierung analy- siert werden, um darauf aufbauend potentiellen Verbesserungsbedarf abzu- leiten. In Kapitel 5 werden die wichtigsten Ergebnisse abschlieBend zu- sammengefasst und eine allgemeine Handlungsempfehlung gegeben.
Ziel der Regulierung von Monopolen ist, eine gerechtere Verteiulung des sozialen Uberschusses zu erreichen, als es im Rahmen des nichtregulierten Monopols geschieht. Bei den Elektrizitatsnetzen, wie in allen anderen Netz- sektoren, sollen nicht nur Monopolrenditen verhindert, sondern die Nutzung der Netze zu einem fairen Preis, bei gleichzeitiger allokativ effizienter Netz- leistung ermoglicht werden7. Durch die Anreizregulierung wird angestrebt, Anreize zu einer effizienten Leistungserbringung zu geben. Im Fehlen eben dieser wird der gravierendste Schwachpunkt einer rein kostenorientierten Entgeltregulierung gesehen. Spezifische Anreize sollen zu kosteneffizien- tem Handeln anregen, was im Nichtmonopolfall durch die Wirkungsmecha- nismen des freien Wettbewerbs erreicht wurde.8.
Bei der Anreizregulierung sind drei Grundvarianten zu unterscheiden. Die Preisobergrenzenregulierung (Price Cap Regulation) erlegt den Unterneh- men fur einen gewissen Zeitraum eine Preisobergrenze auf. Diese wird z.B. auf Basis der Kostenstruktur und der Kostensenkungspotentiale eines durch- schnittlichen regulierten Unternehmens ermittelt. Die Anpassungsformel fur den Price Cap beinhaltet mindestens folgende zwei Einflussfaktoren: den Retail Price Index als Inflation (RPI) und die vorgegebene Produktivitats- steigerung (sogenannter X-Faktor). Es wird auch von der RPI-X Regulie­rung gesprochen9 Beim Vergleichswettbewerb (Yardstick Competition) wird vollstandig von den spezifischen unternehmensindividuellen Kosten abgekoppelt, entscheidend ist die relative Leistung im Vergleich zur Ge- samtheit aller Unternehmen des Sektors. Ein Unternehmen hat wirtschaftli- che Vorteile, wenn es im Vergleich besser steht als seine Wettbewerber. Dadurch entstehen starke Anreize zu Produktivitatssteigerungen, da der zu- satzliche Gewinn nicht mehr von den eigenen Kosten abhangt, sondern von der relativen Position zu den Konkurrenten.10 Die Regulierung geschieht also im Rahmen eines Benchmarkings und basiert somit auf Daten, die vom einzelnen Unternehmen nicht beeinflussbar oder steuerbar sind.11 Die Erlo- sobergrenzenregulierung (Revenue Cap Regulation) folgt ebenfalls dem Prinzip der Entkopplung der Preise von den spezifischen Kosten. Hier wer- den Erlosobergrenzen fur eine Regulierungsperiode vorgegeben, die Tarife hingegen werden von den Unternehmen selbst kalkuliert. Es werden also keine Preisobergrenzen festgesetzt, sondern das Gesamterloswachstum wird beschrankt. Auch hier spielt der X-Faktor eine wichtige Rolle. Vereinfacht sieht die Anpassungsformel wie folgt aus:12
Neben der Gewahrleistung des diskriminierungsfreien Netzzugangs zielt die Anreizregulierung als Entgeltregulierung insbesondere auf Effizienzsteige- rungen bei den Netzbetreibern, die dadurch ihre Kosten senken und ihre Gewinne steigern konnen.13 Genau hier setzt die Erlosobergrenzenregulie- rung als konkurrierendes Modell zur kostenorientierten Entgeltregulierung an. Ziele der Anreizregulierung sind hohere Effizienzsteigerungen durch unternehmenseigene Anstrengungen. Sofern ein Netzbetreiber die vorgege- benen Kostensenkungspotentiale ubertrifft, kann er die hieraus resultieren- den Gewinne in der jeweiligen Regulierungsperiode vereinnahmen. Zusatz- lich hat der Netzbetreiber fur die Dauer der Regulierungsperiode Planungs- sicherheit.14 Diese zusatzlichen Kostensenkungen bzw. Effizienzsteigerun- gen werden erst in der nachsten Regulierungsperiode durch sinkende Netz- nutzungsentgelte an die Netznutzer weitergegeben.15 Mit steigender Regu- lierungsperiodendauer steigen demnach die Anreize zu Kostensenkungen.16
Bei jeder Netzregulierung besteht das grundsatzliche Problem der asymmet- rischen Informationsverteilung zwischen Regulierer und Netzbetreiber. In der Regel sind die Unternehmen uber ihre Effizienzpotentiale und Kosten besser informiert als die Regulierungsbehorde, so dass sie diesen Informati- onsvorsprung nutzen um hohere Netznutzungsentgelte genehmigen zu las­sen. Um trotzdem einen effizienten und technologisch storungsfreien Netz- betrieb zu erreichen, musste der Kontroll- und Informationsaufwand erheb- lich gesteigert werden, damit sich die Informationsstande angleichen. Der Ansatz der Anreizregulierung ist, das Regulierungsregime so auszugestal- ten, dass die Regulierungsintensitat gesenkt werden kann, indem auf eine umfangreiche Erhebung und Kontrolle interner Unternehmensdaten verzich- tet wird. Die Erlose und die Kosten werden fur einen bestimmten Zeitraum voneinander entkoppelt, so dass das Unternehmen selbst die Konsequenzen seiner Effizienzsteigerungsbemuhungen tragt. Es folgt den Anreizen unter groBtmoglicher unternehmerischer Freiheit, so dass der Informationsbedarf des Regulierers sinkt.17 Erst am Ende einer Regulierungsperiode werden die tatsachliche Kosten und Gewinne erneut gepruft und fur die nachste Periode angepasst (Regulatory Review). Durch diese Prufung sammelt die Regulie- rungsbehorde wichtige Informationen uber einen effizienten Netzbetrieb.18
Grundsatzlich fuhrt jede Form von Regulierung zu Anreizverzerrungen. Die Beschrankung unternehmerische Freiheiten provoziert Ausweichmanover und Anpassungsreaktionen.19 Konkret bedeutet dies, dass die Anreize zu produktiver Effizienz zu Lasten der Qualitat der erbrachten Leistungen ge- hen konnen. Es sind also Gewinnsteigerungen durch Qualitatsminderung moglich. Daher erscheint eine komplementare Qualitatsuberwachung bzw. -regulierung geboten, insbesondere wenn die Nachfrage auf Qualitatsveran- derungen unelastisch reagiert20. Qualitatsregulierung ist haufig mit Investi- tionsregulierung verknupft. Vorgegebene Qualitatsstandards stellen dann ein ausreichendes Investitionsniveau sicher21.
Seit dem 1. Januar 2009 herrscht in Deutschland das Regime der Erloso- bergrenzenregulierung22. Die Regulierungsbehorden genehmigen Obergren- zen fur die Gesamterlose der jeweils funfjahrigen Regulierungsperioden, wobei ab 2019 in Deutschland der Ubergang zur Yardstick Competition vorgesehen ist. Die Entscheidung fiel gegen eine Price-Cap-Regulierung aufgrund des geringeren Informationsbedarfs und des maximalen unterneh- merischen Entscheidungsspielraums bei der Erlosobergrenzenregulierung.23 Bei der Kalkulation der Erlosobergrenze vor Beginn der ersten Regulie- rungsperiode wurden die unternehmensindividuellen Kosten als Basis her- angezogen. Die Berechnung erfolgte auf Grundlage des letzten abgeschlos- senen Geschaftsjahres, dem Basisjahr 2006. Seitdem sind die Erlose von den Kosten entkoppelt, so dass auf einen Aufschlag auf die realisierten Kos­ten verzichtet wird. Stattdessen haben die Netzbetreiber durch den X-Faktor den andauernden Anreiz, ihre Netze effizient zu gestalten und zu fuhren.24
Ferner regeln §§ 12-16 ARegV 25 einen bundesweiter Effizienzvergleich der Netzbetreiber, wobei nur die vom Netzbetreiber beeinflussbaren Kosten berucksichtigt werden. Nur hier sind realisierbare Effizienzsteigerungen durch den Netzbetreiber moglich. Der resultierende Effizienzwert ergibt sich aus der Differenz zwischen der aktuellen Effizienz des jeweiligen Netzbetreibers und derjenigen des effizientesten Unternehmens (Frontier- Unternehmen) und dient der Ermittlung der individuellen Ineffizienzen. Die Festlegung der Erlosobergrenzen (Effizienzvorgabe) geschieht auf Grundla­ge der kalkulatorischen Kosten des Netzbetreibers, wobei die im Effizienz­vergleich ermittelten Effizienzziele berucksichtigt und auf die beiden ersten Regulierungsperioden als Minderung der Erlosobergrenze verteilt werden.
Das deutsche Anreizregulierungskonzept enthalt zusatzliche hybride Ele- mente, welche die Nachteile von Mengenschwankungen reduzieren und die Versorgungsqualitat gewahrleisten. Kurzfristige Mengenschwankungen werden in Regulierungskonten erfasst, diese sind in der folgenden Regulie- rungsperiode auszugleichen. Nachhaltige Mengenschwankungen bei Ver- teilnetzbetreibern werden durch einen Erweiterungsfaktor berucksichtigt, der die Erlosobergrenze an die veranderte Menge anpasst. In der ersten Pe- riode kann zusatzlich ein pauschaler Investitionszuschlag von 1% beantragt werden. Gesonderte Vorgaben bzgl. Erweiterungs- und Umstrukturierungs- investitionen gelten fur die Ubertragungsnetzbetreiber. Statt des Erweite- rungsfaktors werden hier auBerhalb der Erlosobergrenzermittlung Investiti- onsbudgets genehmigt. Spatestens mit Beginn der zweiten Regulierungspe- riode im Jahr 2014 wird das Regulierungsregime durch ein Qualitatsanreiz- system erganzt, um die Versorgungssicherheit zu steigern. Abweichungen von der durchschnittlichen Versorgungsqualitat werden als Bonus/Malus auf die Erlosobergrenze angerechnet.26
2.2 Kern der Anreizregulierung: Die Erlosobergrenzener- mittlung
Formal wird die Erlosobergrenze fur jede Periode t der ersten Regulierungs- periode nach folgender Regulierungsformel berechnet:
Im letzten Jahr einer Regulierungsperiode wird der Saldo des Regulierungs­kontos inklusive Zinsen ermittelt. Dieser Saldo wird gleichmaBig uber Zu- oder Abschlage auf die folgende Regulierungsperiode verteilt, so dass in jedem Jahr t ein Funftel des Saldos verrechnet wird (St).27
Die Grundform der RPI-X Regulierung ist in dieser Formel erkennbar. Hier geschieht der Inflationsausgleich uber VPI und die erwartete Produktivitats- entwicklung X findet sich in Vt und PFt wieder. In Kombination wird so der zulassige Erlospfad des regulierten Unternehmens determiniert. Abb. 1 stellt die Erlosobergrenze schematisch dar. Bei starkerer Kostensenkung entste- hen Zusatzgewinne, die das regulierte Unternehmen vereinnahmen darf. Verluste beim Uberschreiten sind aber ebenso moglich. Im Regulatory Re­view wird die Erlosobergrenze wieder dem tatsachlichen Kostenniveau an- gepasst und zwar auf Grundlage der Daten des neuen Basisjahres 2011 (sog. Fotojahr). Durch dieses Vorgehen kann der Netzbetreiber Zusatzgewinne erwirtschaften und dennoch folgen mit zeitlicher Verzogerung Preissenkun- gen fur die Netznutzer. Langere Regulierungsperioden sind mit groBeren Anreizen zu Kostensenkungen und Effizienzsteigerungen verbunden.
Abb. 1: Funktionsweise der Erlosobergrenzenregulierung
Grundsatzlich wird der Erlospfad durch zwei Determinanten bestimmt: Zu Beginn der Anreizregulierung wird das Ausgangsniveau der Erlosobergren- zen festgelegt und die Entwicklung des Erlospfades wird durch den X- Faktor determiniert. Die Kombination vom Ausgangsniveau in Hohe der Ist- Kosten mit einem hohen X-Faktor fuhrt zu einer relativ steilen Erlosent- wicklung.28 Eine andere Moglichkeit besteht darin, das Ausgangsniveau unterhalb der Ist-Kosten festzusetzen, wodurch der X-Faktor geringer sein kann. Diese zweite Option bedeutet fur die Verbraucher zwar eine sofortige Entlastung, kann allerdings bei weniger effizienten Unternehmen zu erheb- lichen ErloseinbuBen fuhren. Daruber hinaus hat die Lange der Regulie- rungsperioden Einfluss auf den Erlospfad. Je langer der Zeitraum, um die Effizienzvorgaben zu erreichen, desto flacher wird der Erlosobergrenzen- pfad verlaufen29. Bei der Bestimmung der Ausgangswerte hat sich die Bun- desnetzagentur an der Stromnetzentgelteverordnung (StromNEV) und an den bisher genehmigten Kosten der Kostenregulierung orientiert. Die Kos- ten des letzten abgeschlossenen Geschaftsjahres 2006 waren die Ausgangs- basis fur die Berechnung der anfanglichen Erlosobergrenzen. Im Rahmendes Regulatory Review wurden nicht beeinflussbare Kostenbestandteile (z.B. Steuern und gesetzliche Abgaben) herausgerechnet und die Regulie- rungsformel auf die ubrig gebliebenen beeinflussbaren Kosten angewen- det.30 Auf eine initiale Absenkung des Ausgangsniveaus (sogenannter P0- Cut) wurde verzichtet.
Der X-Faktor als Determinante der Entwicklung des Erlospfades besteht aus einer individuellen und aus einer sektoralen bzw. generellen Effizienzvor- gabe. Fur die Berechnung der individuellen Effizienzvorgaben (Vt) werden die Unternehmensdaten normiert und verglichen. Die Differenzen aus dieser Kostenvergleichsrechnung sind die Basis fur die individuellen Effizienzvor- gaben. Bevor die Kosten im Rahmen des Benchmarking verglichen werden, erfolgt eine Einteilung in Kategorien unterschiedlicher Beeinflussbarkeit. Die Effizienzvorgaben werden nur auf beeinflussbare Kosten angewendet. Im Detail existieren folgende Kostenkategorien:
Die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten refinanziert der Netzbetreiber komplett uber die Netznutzungsentgelte, sie enthalten z.B. Steuern und Konzessionsabgaben, also hauptsachlich Kosten, die von Externen vorgege- ben werden und somit nicht im Einflussbereich des betroffenen Netzbetrei- bers liegen. §11 Abs. 2 ARegV enthalt eine abschlieBende Aufzahlung31. Die vorubergehend nicht beeinflussbaren Kosten entstehen durch gebiets- strukturelle und exogene Gegebenheiten. Diese fallen fur alle Netzbetreiber im selben Gebiet im selben Umfang an und gelten als effiziente Kosten. Nur langfristig konnen sie der Hohe nach von den Netzbetreibern beeinflusst werden32. Nach der Legaldefinition in § 11 Abs. 3 ARegV sind dies die mit dem Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten (nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile). Somit hangt der Wert dieses Kosten- blocks nicht von der realen Beeinflussbarkeit durch den Netzbetreiber ab, sondern vom Ergebnis des Effizienzvergleichs. Die beeinflussbaren Kosten­anteile befinden sich im Einflussbereich der netzbetreibenden Unternehmen und werden durch deren operativen und individuellen Entscheidungen de- terminiert. Sie stellen die ineffizienten Kosten dar, die uber die Regulie- rungsperioden hinweg abgebaut werden. Dieser Kostenanteil ist eine Resi- dualgroBe, die nach Abzug der dauerhaft und der vorubergehend nicht be- einflussbaren Kosten von den Gesamtkosten als Rest verbleiben. Damit hangt er erheblich vom Ergebnis des Effizienzvergleichs ab. Nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten teilt der Effizienzwert die restli- chen Kosten in , vorubergehend nicht beeinflussbar’ und ,beeinflussbar’ auf.33 Abb. 2 verdeutlicht die Kostenaufteilung und zeigt den Vorgang der Kostensenkung von einer Periode zur nachsten.
Abb. 2: Aufteilung und Absenkung der Kostenanteile
Zu Beginn einer Regulierungsperiode werden die individuellen Effizienz- werte fur die einzelnen Netzbetreiber durch ein Vergleichsverfahren ermit- telt. 34 So werden die Unterschiede zwischen den Netzbetreibern aufgedeckt, die in der Effizienz der Unternehmen selbst ihre Ursache haben und nicht in externen, nicht beeinflussbaren Faktoren. Anhand der individuellen Effizi- enzwerte werden den Netzbetreibern Vorgaben zur Erreichung von Effizi- enzzielen gemacht, um so in den ersten beiden Regulierungsperioden die Ineffizienzen gegenuber dem Effizientesten (Frontier-Unternehmen) abzu-bauen, so dass alle Unternehmen von einer ahnlichen Basis aus in die Yardstick-Competition starten. Damit kann der Effizienzvergleich als zent- rales Instrument der deutschen Anreizregulierung bezeichnet werden.35
In dem Effizienzvergleichsverfahren werden Vergleichsparameter wie die Gesamtanzahl der Anschlusse oder die Kabelleistungslange (Versorgungs- aufgabe als Output) zu Aufwandsparametern (Kosten als Input) ins Verhalt- nis gesetzt. Betrachtet wird also die produktive Effizienz als Quotient von Input und Output. Zur Durchfuhrung des Effizienzvergleichs kommen zwei Methoden zur Anwendung. Die parametrische stochastische Effizienzgrenzenanalyse (Stochastic Frontier Analysis, SFA) und die nicht- parametrische Dateneinhullungsanalyse (Data Envelopment Analysis, DEA)36, welche je einmal fur die Vergleichsrechnungen der ermittelten Aufwandsparameter und der vergleichbar gerechneten Aufwandsparameter durchgefuhrt werden. Somit ergeben sich fur jeden Netzbetreiber 4 Effizi- enzwerte, von denen der hochste ausgewahlt wird (Best-of-Four-Verfahren). Das Frontier-Unternehmen erhalt den Effizienzwert von 100% und ist damit MaBstab fur alle anderen. Die Untergrenze des Effizienzwertes ist kunstlich auf 60% begrenzt. Mit dem Effizienzwert werden die individuellen Ineffi- zienzen ermittelt, die den beeinflussbaren Kostenanteilen entsprechen.37
Als Korrekturmoglichkeit der Erlosobergrenze ist in § 10 ARegV fur die Verteilnetzbetreiber ein Erweiterungsfaktor enthalten. Sofern sich wahrend einer Regulierungsperiode die Versorgungsaufgabe des Netzbetreibers nachhaltig andert (z.B. Steigerung der versorgten Flache oder der An- schlusspunkte), wird dies bei der Bestimmung der Erlosobergrenze beruck- sichtigt. Die Anderung der Parameter muss nachhaltig sein und die Gesamt- kosten (ohne dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten) um mindestens 0,5% erhohen. Die Verteilnetzbetreiber haben daruber hinaus die Option, der Re- gulierungsbehorde eine Besonderheit ihres Versorgungsauftrages nach § 15 Abs. 1 ARegV nachzuweisen (z.B. atypische Bodenverhaltnisse), die eine Kostensteigerung um mindestens 3% verursacht. Dies fuhrt zu einem Auf- schlag auf den individuellen Effizienzwert (bereinigter Effizienzwert).38 Fur die Ubertragungsnetzbetreiber gibt es in § 22 ARegV Sondervorschriften fur den Effizienzvergleich. Zum einen findet fur sie ein internationaler Effizi- enzvergleich mit strukturell ahnlichen Unternehmen der Europaischen Uni­on statt. Zum anderen kann ersetzend oder erganzend zu DEA und SFA eine relative Referenznetzanalyse durchgefuhrt werden. Hierbei werden sie mit einem optimalen (theoretischen) Referenznetz verglichen.39
Die obige Beschreibung gilt fur Vt, also den unternehmensindividuellen Verteilungsfaktor fur den Abbau von Ineffizienzen im Jahr t. Zusatzlich beinhaltet der X-Faktor in der Regulierungsformel das Element PFt, den generellen sektoralen Produktivitatsfaktor, der die Produktivitatsanderung der Branche fur das Jahr t im Verhaltnis zum ersten Jahr der Regulierungs- periode wiedergibt. So soll bewirkt werden, dass die gesamte Netzbetrei- berbranche ihr Produktivitatssteigerungspotential nutzt. Ist dieses Potential hoher als jenes der restlichen Gesamtwirtschaft, muss der generelle X- Faktor groBer als Null sein et vice versa.40 PFt wird aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitatsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitatsfortschritt sowie aus der Abweichung der gesamtwirtschaftli- chen von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung ermittelt.
Ab der dritten Regulierungsperiode soll die Berechnung des generellen sektoralen Produktivitatsfaktors unter Verwendung aktueller wissenschaftli- cher Methoden erfolgen. Genannt werden insbesondere der Malmquist- Index und der Tornquist-Index.41 Fur die erste Regulierungsperiode wurde er auf 1,25% festgelegt, in der zweiten Periode wird er 1,5% betragen (§ 9 ARegV).
Die Beschrankung wesentlicher unternehmerischer Entscheidungsvariablen fuhrt bei den regulierten Unternehmen zu Anpassungsreaktionen bzgl. ande- rer Entscheidungsvariablen, um die Auswirkung der Regulierung auf die Gewinnsituation abzuschwachen. Bei der Anreizregulierung kann sich dies in Verzerrungen bei der Wahl des Investitionsaufwandes und des Qualitats- niveaus ausdrucken42. Da der Gewinn mit sinkenden Kosten steigt, besteht die Gefahr, dass der Netzbetreiber seine Kosten durch Qualitatsreduzierung senkt. Dies kann sich sowohl auf Servicequalitat, als auch auf Instandhal- tungsmaBnahmen sowie qualitatssichernde Investitionen beziehen. Um die- sen Fehlanreiz zu mindern, muss in die Erlosobergrenzenregulierung zusatz- lich ein Qualitatselement aufgenommen werden. So wird eine gewisse Min- destqualitat durch Mindeststandards oder Sanktionsregeln gewahrleistet.43
§ 19 Abs. 3 Satz 1 ARegV definiert die Netzzuverlassigkeit als die Fahig- keit der Energieversorgungsnetze, Strom moglichst unterbrechungsfrei bei gleichbleibender Produktqualitat zu transportieren. Als weiteres Qualitats- kriterium wird in § 19 Abs. 3 Satz 2 die Netzleistungsfahigkeit genannt, also die Befriedigung der Nachfrage nach Stromubertragung. Folglich enthalt die Anreizregulierungsverordnung Qualitatsanreize, um Netzinvestitionen zu gewahrleisten und so die Versorgungsqualitat aufrecht erhalten zu konnen. Mit der zweiten Regulierungsperiode soll der Qualitatsvergleich spatestens eingefuhrt werden, in dessen Rahmen uber- oder unterdurchschnittliche Versorgungsqualitaten mit Auf- oder Abschlagen auf die Erlosobergrenze belohnt oder bestraft werden. Hier wird also das bereits beschriebene Q- Element in die Regulierungsformel integriert.44 Es errechnet sich als Diffe- renz zwischen den Referenzwerten der Qualitatskennzahlen und den tatsach- lich durch die Netzbetreiber erreichten Werten. Je groBer die Differenz, des- to groBer auch die Ponale oder der Bonus. Mogliche Kennzahlen sind die kumulierte Unterbrechungsdauer, die kumulierte Unterbrechungshaufigkeit, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Hohe der nicht gedeckten Last. Diese Kennzahlen konnen gem. § 20 Abs. 1 ARegV kombiniert und gewichtet werden, wobei die obige Aufzahlung nicht abschlieBend ist, daru- ber hinausgehende Kennzahlenvorgaben sind moglich.
Netzinfrastrukturinvestitionen sind eine bedeutende Determinante der Ver- sorgungsqualitat, so dass diesem Aspekt besondere Bedeutung bei der Re- gulierung bzw. Sicherstellung der Qualitat beizulegen ist. Das Qualitatssi- cherungssystem der §§ 18-21 ARegV wird deshalb von Instrumenten flan- kiert, die ein Unterlassen notwendiger Investitionen verhindern sollen. Fur die Verteil- und Ubertragungsnetzbetreiber gelten divergente Verfahrens- weisen und es wird unterschieden zwischen Erweiterungs- und Umstruktu- rierungsinvestitionen einerseits und Ersatzinvestitionen andererseits. Fur die Verteilnetzbetreiber ist direkt in die Regulierungsformel ein Erweiterungs- faktor integriert. Dieser fuhrt zu einer prozentualen Erhohung der Netznut- zungsentgelte, sofern z.B. die Flache des Versorgungsgebietes zunimmt, oder die Anzahl der Anschlusspunkte steigt. Damit steigt die Erlosobergren- ze, ohne dass die Regulierungsbehorde dies separat genehmigen muss.45 Daruber hinaus kann der Netzbetreiber fur Ersatzinvestitionen vor Beginn der ersten Regulierungsperiode (und nur fur diese) pauschal einen jahrlichen 1%-igen Investitionszuschlag der nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV ermittelten Kapitalkosten (und nicht der Anschaffungs- oder Herstellungskosten) bean­, tragen.46
Grundsatzlich werden die Ubertragungsnetzbetreiber nach der gleichen Formel reguliert, jedoch gilt fur sie weder das Mengenelement des Erweite- rungsfaktors, noch der pauschale Investitionszuschlag. Dafur existiert fur die Ubertragungsnetzbetreiber das Instrument der Investitionsbudgets fur Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen. Hierdurch sollen zum einen solche Investitionen gefordert werden, die die Stabilitat des Gesamt- systems begunstigen, zum anderen solche, die notwendig sind, um besonde- ren Verpflichtungen nachzukommen (veranlasst z.B. durch den Ausbau der Windenergie und der internationalen Grenzkuppelstellen oder durch den Kernenergieausstieg)47. Als zusatzliches Instrument zur Investitionsregulie- rung besteht fur die Regulierungsbehorde nach § 21 ARegV gegenuber den Netzbetreibern das Recht, einen Bericht zu ihrem Investitionsverhalten an- zufordern. Dieser soll insbesondere daruber informieren, ob die jahrlichen Investitionen in einem angemessenem Verhaltnis zu Alter und Zustand der Anlagen, den jahrlichen Abschreibungen sowie der Versorgungsqualitat stehen.
2.2.4 Vereinfachtes Verfahren zur Bestimmung der Effizienzwerte
§ 24 ARegV beinhaltet fur kleine Elektrizitatsverteilnetzbetreiber besondere Vorschriften fur den Effizienzvergleich. Sofern weniger als 30.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, konnen diese Netzbetreiber statt an dem beschriebenen Effizienzvergleich an einem vereinfachten Ver­fahren zur Bestimmung der Effizienzwerte teilnehmen. An dieses Verfahren sind sie fur die Dauer einer Regulierungsperiode gebunden. Fur die erste Periode wurde der Effizienzwert pauschal auf 87,5% festgelegt, ab der zweiten Periode wird der Effizienzwert als gewichteter Durchschnittswert aller im Effizienzvergleich der Vorperiode ermittelten Effizienzwerte gebil- det. Die Gewichtung liegt dabei im Ermessen der Regulierungsbehorde.
Der Effizienzwert wird pauschal festgelegt. Somit ist eine Anpassung gem. § 15 ARegV (Besonderheiten im Versorgungsgebiet bzw. der Versorgungs- aufgabe oder sonstige strukturelle Besonderheiten) ausgeschlossen. Die Er- losobergrenzen werden in einer Regulierungsperiode auch nicht an sich an- dernde dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten angepasst (mit Ausnahme der Kosten fur vorgelagerte Netze). Der Anteil der dauerhaft nicht beeinflussba- ren Kosten betragt pauschal 45% der Gesamtkosten. Investitionsbudgets und pauschalisierte Investitionszuschlage existieren im vereinfachten Verfahren nicht. Die Pflicht zur Erstellung eines Investitionsberichts entfallt und die Anwendung des Q-Elements ist ebenfalls ausgeschlossen. Die Anwendung des sektoralen generellen Produktivitatsfaktors bleibt hingegen unberuhrt.48
Der Verzicht auf einen initialen P0-Cut ist nachvollziehbar, da die sofortige Anpassung an eine niedrige Ausgangsbasis fur die Netzbetreiber mit mogli- cherweise existenzgefahrdenden Einschnitten verbunden gewesen ware. Die Energiewirtschaft zeichnet sich durch lange Investitionslaufzeiten aus und Kostenverursacher konnen haufig nicht kurzfristig signifikant gekurzt wer- den, z.B. gelten im Personalbereich - einer der Hauptkostentreiber - gesetz- liche Kundigungsfristen oder weitere Regelungen wie Tarifvertrage.49
Grundsatzlich ist es Ziel der Anreizregulierung, die Kostensenkungen im Zeitablauf auf ein effizientes Niveau zu senken. Die in § 21a Abs. 5 EnWG verlangte Verteilung der Effizienzvorgaben uber die Perioden geschieht durch den X-Faktor. Hierbei sind die Beeinflussbarkeit und die Erreichbar- keit maBgebliche Vorgaben, die mit einer initialen Reduzierung kaum in Einklang zu bringen sind.50 Die Netzbetreiber sollen durch Effizienzsteige- rungen hohere Renditen erreichen konnen. Der Anreiz zu steigender Effizi- enz wird uber den X-Faktor gesetzt und uber die Zeit verteilt, so dass auf einen effizienzorientierten Abschlag beim Ausgangsniveau verzichtet wer- den kann.51 Problematisch erweist sich allerdings, dass zwischen dem Basis- jahr und dem Beginn der Anreizregulierung 2-3 Jahre gelegen haben, in denen die Netzbetreiber bereits ihre Kosten senken und so bereits mit Be­ginn der Anreizregulierung zusatzliche Gewinne realisieren konnten. Eben- falls unklar bleibt, warum der Sektor der Elektrizitatsnetze in diesen Jahren keine Produktivitatsfortschritte erzielt haben soll. Eine Anpassung zumin- dest durch den generellen X-Faktor ware ein logischer Schluss gewesen.
Es erscheint unmittelbar einsichtig, dass sich die Effizienzvorgaben nur auf die beeinflussbaren Kosten beziehen, allerdings ist die Kategorisierung der einzelnen Posten nach ihrer Beeinflussbarkeit ein nicht-triviales Problem. Die Einteilung in beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kosten ist beson- ders relevant, da sie das Unternehmensrisiko direkt beeinflusst. Die nicht beeinflussbaren Kostenanteile sind nicht Bestandteil der Effizienzvorgaben und verringern das unternehmerische Risiko, da sie komplett auf die Netz- nutzer uberwalzt werden konnen52. Jedoch ist nicht die individuelle Beein­flussbarkeit durch den Netzbetreiber gemeint. Vielmehr erfolgt in § 11 ARegV eine einheitliche Einteilung fur alle Netzbetreiber. In der gesetzli- chen Regelung zur Anreizregulierung fehlt auBerdem einer klare Aussage zum Zeithorizont, denn langfristig betrachtet existieren keine fixen, nicht beeinflussbaren Kosten.
Die vollstandige Entkopplung der Erlose von den Kosten ist nicht konse- quent umgesetzt worden, so dass eine gewisse Nahe zum kostenorientierten Entgeltgenehmigungsverfahren bestehen bleibt. Ziel ist es, die Netzbetreiber in den beiden ersten Perioden einem einheitlichen Effizienzniveau anzuna- hern um danach zur Yardstick-Regulierung uberzugehen. Allerdings wird auch in diesen folgenden Perioden nicht vollstandig von den individuellen Kosten der Netzbetreiber abstrahiert, da die nicht beeinflussbaren Kosten aus dem Effizienzvergleich ausgeklammert werden. Ebenso wurde das Kos- tenuberwalzungsprinzip nicht konsequent umgesetzt, da Investitionen in z.B. Netzoptimierungstechniken in die Investitionsbudgets eingestellt wer­den konnen und somit als nicht beeinflussbare Kosten gelten. Insgesamt gibt es mehrere Bereiche, in denen die Anreizregulierung lediglich einen relativ geringen Fortschritt zur Kostenaufschlagsregulierung darstellt53.
Bemerkenswert ist die Tatsache, dass Kosten, die aus Investitionsentschei- dungen der Vergangenheit resultieren (z.B. kalkulatorische Abschreibungen auf Leitungen) entgegen der allgemeinen Erwartung nicht zu den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten gezahlt werden, mit der Begrundung, dass die Netzbetreiber grundsatzlich die Moglichkeit haben Altanlagen anders abzu- schreiben bzw. zu bewerten und so die Kapitalkosten wenigstens langfristig zu beeinflussen. Eine derartige Wertberichtigung fuhrt aber nicht zu echten Kostensenkungen, sondern im Grunde werden lediglich unerreichbare Effi- zienzvorgaben buchhalterisch abgebildet, wodurch die Netznutzungsentgel- te gekurzt werden und die Rentabilitat bereits getatigter Investments beein- trachtigt wird.54 Die Behandlung der Kapitalkosten fur Bestandsanlagen ist umstritten. Vertretbar ist auch die Meinung, dass es sich hierbei um nicht beeinflussbare Kostenanteile handelt.55 Im deutschen System der Anreizre­gulierung wird versucht, das Problem dadurch zu losen, dass ein duales Benchmarking durchfuhrt wird, in dessen Rahmen das Best-of-Four-Prinzip praktiziert wird.56 Durch dieses Vorgehen sind unterschiedliche Aktivie- rungspraktiken jedoch ebenfalls nicht ausgleichbar.
Ein Ausgleich unterschiedlicher Aktivierungspraktiken ware durch das ur- sprunglich vorgesehene technisch-wirtschaftliche Anlagenregister moglich, mit dem anlagenspezifische Unterschiede genauer erfasst und eine solide Datenbasis geschaffen werden konnte. Grundlage hierfur ist ein technisches Anlagenregister in Verbindung mit einer wirtschaftlichen Komponente. Hierbei werden die physischen Anlagenwerte monetar bewertet, so dass ein Vergleich unabhangig von kostenrechnerischen Wahlmoglichkeiten moglich ist57. Darauf aufbauend konnen einheitliche Abschreibungsdauern ermittelt und zusammen mit den Kosten des gebundenen Kapitals Annuitaten be- rechnet werden. Das Ergebnis sind standardisierte Kapitalkosten fur den Effizienzvergleich.58 Durch die Nichteinfuhrung eines solchen technisch- wirtschaftlichen Anlagenregisters wird hier versaumt, der Kapitalkosten- problematik einen GroBteil ihrer Scharfe zu nehmen.59
Ziel der Anreizregulierung ist es, vorhandene Rationalisierungspotentiale zu erschlieBen und so Kostensenkungen zu bewirken. Die Gesamtkosten ab- zuglich der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten ergeben die sogenannten TOTEX (Total Expenditure), auf die der Effizienzvergleich angewendet wird. Die Anwendung auf die TOTEX und nicht nur auf die Betriebskosten OPEX (Operational Expenditure) ist sachgerecht, da so nicht nur die laufen- den Betriebskosten erfasst werden, sondern auch Investitionen und die da- mit verbundenen Abschreibungen und Kapitalkosten. Im Kapitalkosten- block CAPEX (Capital Expenditure) sind erhebliche Bewertungsspielraume vorhanden, die aus einer strategischen Gemeinkostenverrechnung sowie intransparenten und umstrittenen Abschreibungspraktiken resultieren. Aus- gehend davon, dass die Netzkonfigurationen nicht unbedingt optimal sind, beinhaltet dieser Kostenblock erhebliche Rationalisierungspotentiale.60 Der Miteinbezug der CAPEX ist vor diesem Gesichtspunkt positiv zu bewerten.
Fur die Bestimmung der individuellen Effizienzvorgaben gibt es ein breites Spektrum an moglichen Verfahren, um die Effizienzen verschiedener Un- ternehmen moglichst objektiv zu ermitteln. Die Bundesnetzagentur hat sich fur eine Methodenregulierung entschieden. Das heiBt, die Methoden des Effizienzvergleichs werden angewandt und direkt in Effizienzvorgaben uberfuhrt, ohne zusatzlich noch einzefallbezogene Konsultationen durchzufuhren. Dies wird logisch begrundet mit der hohen Anzahl an Netzbetreibern in Deutschland, wodurch die Regulierungskosten bei individuellen Verhandlungen zu hoch sein wurden. Das Verfahren des Best- of-Four soll daher, quasi als Entschadigung fur die fehlenden Einzelfallkon- sultationen, eine gewisse Schonwirkung fur die Netzbetreiber entfalten. Zwar konnte sich bisher kein Best-Practice-Vorgehen durchsetzen, doch die praktizierte Best-of-Four-Abrechnung, die eingefuhrt wurde, um die Ubertreffbarkeit der regulatorischen Vorgaben sicherzustellen, ist grundle- gend zu kritisieren. Auch wenn die gleichzeitige Anwendung der DEA und der SFA durchaus sinnvoll ist, da so die jeweiligen Nachteile der Verfahren zumindest teilweise relativiert werden.61
Zielfuhrender ware der Ansatz von Durchschnittswerten aus den Ergebnis- sen der DEA und der SFA, da hier aufgrund der deutlich unterschiedlichen statistischen Konstruktion groBere Unterschiede zwischen den Ergebnissen zu erwarten sind. Durch das Best-of-Four-Verfahren werden die geringsten Effizienzvorgaben abgeleitet, somit ergeben sich auch die geringsten Effizi- enzanreize. Diese waren bei einer Verwendung der Durchschnittswerte star­ker ausgepragt. Statt die verschiedenen Verfahren und ihre Ergebnisse tat- sachlich zu kombinieren, werden diese lediglich nebeneinander gestellt, um dann das beste Ergebnis auszuwahlen.62 Dadurch werden positive Effekte aus der Kombination, wie sie bei der Durchschnittswertverwendung auftre- ten wurden, nicht genutzt.63 Ein zusatzliches Problem besteht in der weichen Konsistenz der Ergebnisse, nach der die Rangordnung der Unternehmen gemaB ihrer Effizienz statistisch deutlich belastbarer ist, als das tatsachliche Verhaltnis der berechneten Effizienzwerte.64 Als Resultat der teilweise nicht robusten Ergebnisse und des Best-of-Four-Verfahrens konnte sich die Ge- fahr entwickeln, dass die Netzbetreiber zu Beginn der Yardstick- Regulierung nicht auf einem einheitlichen Niveau agieren.
Die Ausgestaltung und Wahl der Vergleichsparameter hat ebenfalls erhebli- chen Einfluss auf die Effizienzwerte. Dies gilt umso mehr, je unterschiedli- cher die Versorgungsgebiete sind. Hinzu kommt das Problem, dass Variab- len berucksichtigt werden, die moglicherweise keinen signifikanten Einfluss haben oder in der Entscheidungsmacht der Netzbetreiber liegen und somit durch strategisches Verhalten beeinflusst werden konnen. Durch das Best- of-Four-Verfahren wird das Problem des strategischen Verhaltens maxi- miert, da es hier ausreicht, nur einen der vier Werte zu beeinflussen, um den Effizienzwert zu verbessern. Insgesamt konnen die Fairness und die Ver- gleichbarkeit der Ergebnisse aus dem Best-of-Four stark in Frage gestellt werden. Zusammenfassend kann das praktizierte Verfahren nicht als sinn- voll bezeichnet werden.65 Positiv lasst sich bei der Bestimmung des indivi- duellen X-Faktors jedoch bewerten, dass hinsichtlich der Vergleichsreferenz dem grenzbasierten Ansatz gefolgt wird und nicht der Durchschnittsbetrach- tung. Die Orientierung am Frontier-Unternehmen stellt sicher, dass auch die Effizienzpotentiale der uberdurchschnittlichen Unternehmen gehoben wer- den.66
Die Anpassung des Effizienzwertes nach § 15 Abs. 1 ARegV bietet grund- satzlich eine Korrekturmoglichkeit fur einen fehlerhafte Effizienzvergleich. Schwierig erweist sich der Nachweis, dass ein Parameter nicht genugend berucksichtigt wurde, da die Entscheidungsgewalt uber die Gewichtung der Parameter allein bei der Regulierungsbehorde liegt. Tatsachlich kann die Verfassungskonformitat der Nicht-Berucksichtigung real bestehender Kos- ten bezweifelt werden. Denn auch wenn diese Regelung nur fur Ausnahme- falle greifen soll, werden durch die Mindestschwelle in Hohe von 3% mog- licherweise erhebliche Kosten nicht anerkannt, wodurch existenzbedrohende Stranded Costs entstehen konnen.67 Vor dem Gesichtspunkt, dass der Erwei- terungsfaktor nach § 10 ARegV bereits ab einer Kostenhohe von 0,5% greift, ist diese Vorgehensweise schwer nachvollziehbar.68
Die Festlegung der sektoralen Effizienzvorgaben war begleitet von langen Diskussionen, an deren Ende die Werte 1,5 % und 2% standen. Da durch die vorhandene Datenlage eine Anwendung exakter wissenschaftlicher Metho- den nicht moglich war, orientieren sich diese Werte an der internationalen Regulierungspraxis.69 Auch unter Berucksichtigung der Besonderheiten des deutschen Stromnetzes im internationalen Kontext (z.B. durch die hohe An- zahl an Versorgern), kann dieses Vorgehen befurwortet werden. Es ist au- Berdem davon auszugehen, dass in den ersten beiden Regulierungsperioden genugend Informationen gesammelt werden, um mit Beginn der Yardstick Competition die Ermittlung des generellen X-Faktors wissenschaftlich fun- diert durchzufuhren.
1 Vgl. Brunekreeft, G., Keller, K. (2003), S. 136-139.
2 Vgl. Bundesnetzagentur (2009a), S. 96 u. 112.
3 EnWG: Energiewirtschaftsgesetz. Ein Auszug der verwendeten §§ aus dem EnWG befin- det sich im Anhang.
4 Vgl. ausfuhrlich: Averch, H., Johnson, L. (1962), S. 1052-1069.
5 Vgl. Knieps, G. (2008), S. 89.
6 Vgl. Kunz, M. (2003), S. 54.
7 Vgl. Haucap, J., Rotzel, P. (2007), S. 56.
8 Vgl. Lohmann, M. (2007), S. 38.
9 Die Price Cap Regulierung wurde 1983 von Littlechild in einem Bericht an die britische Regierung bzgl. der Regulierung von British Telecom erstmals vorgeschlagen. Vgl. hierzu Littlechild, S. (1983).
10 Vgl. hierzu ausfuhrlich Shleifer, A. (1985).
11 Vgl. Rodgarkia-Dara, A. (2007), S. 39f.
12 Vgl. Franz, O., Schaffner, D., Trage, B. (2005), S. 38.
13 Vgl. Gunther, O. (2006), S.15.
14 Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2008), S. 329.
15 Vgl. Lewis, T., Sappington, D. (1989), S. 405.
16 Vgl. Schafer, B., SchonefuB, S. (2006), S. 175.
17 Vgl. Schellberg, M. (2007), S. 128.
18 Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2008), S 328 f.
19 Vgl. Kunz, M. (2003), S. 76.
20 Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2008), S. 329 f.
21 Vgl. Kunz, M. (2003), S. 67.
22 Da neben der Bundesnetzagentur auch noch Landesregulierungsbehorden existieren, wird im Folgenden der abstrakte Begriff „Regulierungsbehorde“ (o.a.) verwendet, wodurch die theoretische Analyse nicht beeintrachtigt wird. In Kapitel 4 wird die Unterscheidung not- wendig und dann auch thematisiert.
23 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), S. 61 f.
24 Vgl. Rotzel, P. (2008), S. 117 f.
25 ARegV: Anreizregulierungsverordnung. Der komplette Gesetzestext kann dem Anhang entnommen werden.
26 Vgl. Steger, U. et al (2008), S. 62 f.
27 Vgl. ARegV, Anlage 1 zu § 7.
28 Vgl. Grewe, J. (1999), S. 26.
29 Vgl. Schaffner, D. (2007), S. 7.
30 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), S. 157 ff.
31 Vgl. Walther, R. (2009), S. 35.
32 Vgl. Meinzenbach, J. (2008), S. 172.
33 Vgl. Walther, R. (2009), S. 36.
34 Die maBgeblichen rechtlichen Vorgaben hierfur finden sich in §§ 12 bis 15 ARegV und in der Anlage 3 zur ARegV.
35 Vgl. Theobald, C. et al. (2008), S. 29.
36 Ausfuhrlicher zu den Methoden vgl. Shuttleworth, G. (2005), S. 310 f.
37 Vgl. Walther, R. (2009), S. 36 f.
38 Vgl. Gerdes, K., Marquardt, F., Zockler, J. (2008), S. 441.
39 Vgl. ausfuhrlich zur Bestimmung der Effizienzwerte: Agrell, P. et al. (2008).
40 Vgl. Franz, O., Schaffner, D., Trage, B. (2005), S. 13.
41 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 771-790. Fur ausfuhrlichere Informationen zu den verschiedenen Indexes vgl. OECD (2001).
42 Vgl. Kunz, M. (2003), S. 49.
43 Vgl. Franz, O., Schaffner, D., Trage, B. (2005), S. 53.
44 Vgl. Steger, U. et al (2008), S. 133.
45 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 577 f.
46 Vgl. Theobald, C. et al. (2008), S. 40.
47 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 579 f.
48 Vgl. Theobald, C. (2008), S. 42.
49 Vgl. GEODE (2006), S. 3 f.
50 Vgl. Schunk, A. (2006), S. 24.
51 Vgl. Wild, J. (2006), S. 11.
52 Vgl. Pedell, B. (2007), S. 81 f.
53 Vgl. Steger, U. et al (2008), S. 122 f.
54 Vgl. Meinzenbach, J. (2008). S. 305-312.
55 Vgl. Theobald, C. et al. (2008), S. 48-65.
56 Vgl. Gerdes, K., Marquardt, F., Zockler, J. (2008), S. 437 f.
57 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 977-979.
58 Vgl. Schober, D., Kutschke, G. (2007), S. 21.
59 Vgl. Gerdes, K., Marquardt, F., Zockler, J. (2008), S. 438.
60 Vgl. Leprich, U. (2006), S. 70-83.
61 Vgl. Andor, M. (2009), S. 195-199. Vgl. Agrell, P., Bogetoft, P. (2003), S. 23-25 und Kohler, G., Bachmann, A. (2009), S. 40-43 fur die Fehlerpotentiale der Methoden.
62 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 590 und Monopolkommission (2009), Rn. 287.
63 Vgl. Franz, O., Stronzik, M. (2005), S. 43 f.
64 Vgl. Elsenbast, W. (2008), S. 400. Jamasb, T., Pollitt, T. (2002) empfehlen aufgrund der beschriebenen Probleme sogar den vollstandigen Verzicht von Effizienzanalysen in einer Anreizregulierung.
65 Vgl. Andor, M. (2009), S. 200.
66 Vgl. Meinzenbach, J. (2008), S. 271.
67 Vgl. Durr, D. (2008), S. 46 f. Stranded Costs: versunkene Kosten, die nicht durch Erlose gedeckt werden.
68 Vgl. Walther, R. (2009), S. 99 f.
69 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 791-826.
Thorsten Luig (Autor)
V155550
9783640686490
Nach einer kurzen Vorstellung des Konzepts der Anreizregulierung wird die Ausgestaltung ebendieser in Deutschland präsentiert und kritisch gewürdigt. Im Hauptteil wird das deutsche System der Anreizregulierung auf Basis verschiedener Kriterien analysiert, hierbei mit Bezug zu den aktuellen ersten Erfahrungen. Im Anhang finden sich Gestzestexte (EnWG und ARegV), auf die im Text regelmäßig Bezug genommen wird.
Energiewirtschaft, Anreizregulierung, Regulierungsformel, Effizienzvergleich, Qualitätsregulierung, Informationsasymmetrien, Stabilität, Flexibilität, Effizienz, Erfahrungen, Elektrizität, Strom
Thorsten Luig (Autor), 2010, Die Anreizregulierung im deutschen Elektrizitätsmarkt, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/155550
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