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Die Anreizregulierung im deutschen Elektrizitätsmarkt

Erste Erfahrungen und Korrekturbedarf

AutorThorsten Luig
VerlagGRIN Verlag
Erscheinungsjahr2010
Seitenanzahl122 Seiten
ISBN9783640686513
FormatePUB/PDF
Kopierschutzkein Kopierschutz/DRM
GerätePC/MAC/eReader/Tablet
Preis24,99 EUR
Diplomarbeit aus dem Jahr 2010 im Fachbereich VWL - Umweltökonomie, Note: 1,3, Westfälische Wilhelms-Universität Münster (Institut für Genossenschaftswesen), Sprache: Deutsch, Abstract: Seit dem 1. Januar 2009 wird auf dem Elektrizitätsmarkt das System der Anreizregulierung zur Festlegung der Netznutzungsentgelte praktiziert. Es soll die Netznutzungsentgelte so setzen, dass die Anforderungen des § 21a EnWG erfüllt werden: Anreize für eine effiziente Leistungserbringung. So soll das Ziel des EnWG aus §§ 1 und 2 erfüllt werden: wirksamer und unverfälschter Wettbewerb bei der Stromversorgung sowie ein leistungsfähiger und zuverlässiger Netzbetrieb. In der vorliegenden Arbeit wird nach über einem Jahr Praxiserfahrung das deutsche System der Anreizregulierung auf dem Elektrizitätsmarkt im Hinblick auf die ersten feststellbaren Wirkungen und den sich daraus möglicherweise ergebenden Verbesserungsbedarf analysiert. Vor diesem Hintergrund ist die Arbeit wie folgt strukturiert: In Kapitel 2 werden die allgemeinen theoretischen Grundlagen einer Anreizregulierung und danach das spezielle deutsche System vorgestellt. Anschließend wird die Erlösobergrenzenermittlung beschrieben. In Kapitel 3 wird die zuvor beschriebene Ausgestaltung der Anreizregulierung in Deutschland einer kritischen Analyse unterzogen und bewertet. Anschließend wird in Kapitel 4 zunächst der Kriterienkatalog vorgestellt, anhand dessen die ersten Erfahrungen mit der deutschen Anreizregulierung analysiert werden, um darauf aufbauend potentiellen Verbesserungsbedarf abzuleiten. In Kapitel 5 werden die wichtigsten Ergebnisse abschließend zusammengefasst und eine allgemeine Handlungsempfehlung gegeben.

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Leseprobe

3 Kritische Analyse der Anreizregulierung in Deutschland


 

3.1 Berechnung der Erlösobergrenzen


 

3.1.1 Probleme bei der Kostenzuordnung


 

Der Verzicht auf einen initialen P0-Cut ist nachvollziehbar, da die sofortige Anpassung an eine niedrige Ausgangsbasis für die Netzbetreiber mit möglicherweise existenzgefährdenden Einschnitten verbunden gewesen wäre. Die Energiewirtschaft zeichnet sich durch lange Investitionslaufzeiten aus und Kostenverursacher können häufig nicht kurzfristig signifikant gekürzt werden, z.B. gelten im Personalbereich - einer der Hauptkostentreiber - gesetzliche Kündigungsfristen oder weitere Regelungen wie Tarifverträge.[49]

 

Grundsätzlich 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 über die Perioden geschieht durch den X-Faktor. Hierbei sind die Beeinflussbarkeit und die Erreichbarkeit maßgebliche Vorgaben, die mit einer initialen Reduzierung kaum in Einklang zu bringen sind.[50] Die Netzbetreiber sollen durch Effizienzsteigerungen höhere Renditen erreichen können. Der Anreiz zu steigender Effizienz wird über den X-Faktor gesetzt und über die Zeit verteilt, so dass auf einen effizienzorientierten Abschlag beim Ausgangsniveau verzichtet werden kann.[51] Problematisch erweist sich allerdings, dass zwischen dem Basisjahr 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 zusätzliche Gewinne realisieren konnten. Ebenfalls unklar bleibt, warum der Sektor der Elektrizitätsnetze in diesen Jahren keine Produktivitätsfortschritte erzielt haben soll. Eine Anpassung zumindest durch den generellen X-Faktor wäre 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 besonders 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 Netznutzer überwälzt werden können.[52] Jedoch ist nicht die individuelle Beeinflussbarkeit durch den Netzbetreiber gemeint. Vielmehr erfolgt in § 11 ARegV eine einheitliche Einteilung für alle Netzbetreiber. In der gesetzlichen Regelung zur Anreizregulierung fehlt außerdem einer klare Aussage zum Zeithorizont, denn langfristig betrachtet existieren keine fixen, nicht beeinflussbaren Kosten.

 

Die vollständige Entkopplung der Erlöse von den Kosten ist nicht konsequent umgesetzt worden, so dass eine gewisse Nähe zum kostenorientierten Entgeltgenehmigungsverfahren bestehen bleibt. Ziel ist es, die Netzbetreiber in den beiden ersten Perioden einem einheitlichen Effizienzniveau anzunähern um danach zur Yardstick-Regulierung überzugehen. Allerdings wird auch in diesen folgenden Perioden nicht vollständig von den individuellen Kosten der Netzbetreiber abstrahiert, da die nicht beeinflussbaren Kosten aus dem Effizienzvergleich ausgeklammert werden. Ebenso wurde das Kostenüberwälzungsprinzip nicht konsequent umgesetzt, da Investitionen in z.B. Netzoptimierungstechniken in die Investitionsbudgets eingestellt werden können und somit als nicht beeinflussbare Kosten gelten. Insgesamt gibt es mehrere Bereiche, in denen die Anreizregulierung lediglich einen relativ geringen Fortschritt zur Kostenaufschlagsregulierung darstellt.[53]

 

Bemerkenswert ist die Tatsache, dass Kosten, die aus Investitionsentscheidungen der Vergangenheit resultieren (z.B. kalkulatorische Abschreibungen auf Leitungen) entgegen der allgemeinen Erwartung nicht zu den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten gezählt werden, mit der Begründung, dass die Netzbetreiber grundsätzlich die Möglichkeit haben Altanlagen anders abzuschreiben bzw. zu bewerten und so die Kapitalkosten wenigstens langfristig zu beeinflussen. Eine derartige Wertberichtigung führt aber nicht zu echten

 

Kostensenkungen, sondern im Grunde werden lediglich unerreichbare Effizienzvorgaben buchhalterisch abgebildet, wodurch die Netznutzungsentgelte gekürzt werden und die Rentabilität bereits getätigter Investments beeinträchtigt wird.[54] Die Behandlung der Kapitalkosten für 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 lösen, dass ein duales Benchmarking durchführt wird, in dessen Rahmen das Best-of-Four-Prinzip praktiziert wird. [56] Durch dieses Vorgehen sind unterschiedliche Aktivierungspraktiken jedoch ebenfalls nicht ausgleichbar.

 

Ein Ausgleich unterschiedlicher Aktivierungspraktiken wäre durch das ursprünglich vorgesehene technisch-wirtschaftliche Anlagenregister möglich, mit dem anlagenspezifische Unterschiede genauer erfasst und eine solide Datenbasis geschaffen werden könnte. Grundlage hierfür ist ein technisches Anlagenregister in Verbindung mit einer wirtschaftlichen Komponente. Hierbei werden die physischen Anlagenwerte monetär bewertet, so dass ein Vergleich unabhängig von kostenrechnerischen Wahlmöglichkeiten möglich ist.[57] Darauf aufbauend können einheitliche Abschreibungsdauern ermittelt und zusammen mit den Kosten des gebundenen Kapitals Annuitäten berechnet werden. Das Ergebnis sind standardisierte Kapitalkosten für den Effizienzvergleich. [58] Durch die Nichteinführung eines solchen technischwirtschaftlichen Anlagenregisters wird hier versäumt, der Kapitalkostenproblematik einen Großteil ihrer Schärfe zu nehmen.[59]

 

Ziel der Anreizregulierung ist es, vorhandene Rationalisierungspotentiale zu erschließen und so Kostensenkungen zu bewirken. Die Gesamtkosten abzüglich 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 laufenden Betriebskosten erfasst werden, sondern auch Investitionen und die damit verbundenen Abschreibungen und Kapitalkosten. Im Kapitalkostenblock CAPEX (Capital Expenditure) sind erhebliche Bewertungsspielräume vorhanden, die aus einer strategischen Gemeinkostenverrechnung sowie intransparenten und umstrittenen Abschreibungspraktiken resultieren. Ausgehend 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.

 

3.1.2 Probleme beim Effizienzvergleich


 

Für die Bestimmung der individuellen Effizienzvorgaben gibt es ein breites Spektrum an möglichen Verfahren, um die Effizienzen verschiedener Unternehmen möglichst objektiv zu ermitteln. Die Bundesnetzagentur hat sich für eine Methodenregulierung entschieden. Das heißt, die Methoden des Effizienzvergleichs werden angewandt und direkt in Effizienzvorgaben überführt, ohne zusätzlich noch einzefallbezogene Konsultationen durchzuführen. Dies wird logisch begründet mit der hohen Anzahl an Netzbetreibern in Deutschland, wodurch die Regulierungskosten bei individuellen Verhandlungen zu hoch sein würden. Das Verfahren des Best- of-Four soll daher, quasi als Entschädigung für die fehlenden Einzelfallkonsultationen, eine gewisse Schonwirkung für die Netzbetreiber entfalten. Zwar konnte sich bisher kein Best-Practice-Vorgehen durchsetzen, doch die praktizierte Best-of-Four-Abrechnung, die eingeführt wurde, um die Übertreffbarkeit der regulatorischen Vorgaben sicherzustellen, ist grundlegend 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]

 

Zielführender wäre der Ansatz von Durchschnittswerten aus den Ergebnissen der DEA und der SFA, da hier aufgrund der deutlich unterschiedlichen statistischen Konstruktion größere Unterschiede zwischen den Ergebnissen zu erwarten sind. Durch das Best-of-Four-Verfahren werden die geringsten Effizienzvorgaben abgeleitet, somit ergeben sich auch die geringsten Effizienzanreize. Diese wären bei einer Verwendung der Durchschnittswerte stärker ausgeprägt. Statt die verschiedenen Verfahren und ihre Ergebnisse tatsächlich zu kombinieren, werden diese lediglich nebeneinander gestellt, um dann das beste Ergebnis auszuwählen.[62] Dadurch werden positive Effekte aus der Kombination, wie sie bei der Durchschnittswertverwendung auftreten würden, nicht genutzt.[63] Ein zusätzliches Problem besteht in der weichen Konsistenz der Ergebnisse, nach der die Rangordnung der Unternehmen gemäß ihrer Effizienz statistisch deutlich belastbarer ist, als das tatsächliche Verhältnis der berechneten Effizienzwerte.[64] Als Resultat der teilweise nicht robusten Ergebnisse und des Best-of-Four-Verfahrens könnte sich die Gefahr entwickeln, dass die Netzbetreiber zu Beginn der YardstickRegulierung nicht auf einem einheitlichen Niveau agieren.

 

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