DIPLOMARBEIT ZUM THEMA:

Anreizregulierung in der deutschen Elektrizitätswirtschaft

betreuender Lehrstuhl:

Herr Univ.-Prof. Dr. Jörn Kruse Institut für Wirtschaftspolitik Universität der Bundeswehr Holstenhofweg 85

22043 Hamburg

eingereicht von:

Josip Granat Matr.-Nr.: 794260 E-Mail: josip.granat@gmx.de SFB 7/C (BWL) – SJ 2005 Fachbereich WOW Stoltenstr. 13 (HB 32 C 14) 22119 Hamburg Hamburg, 28. November 2008

II

INHALTSVERZEICHNIS INHALTSVERZEICHNIS………………………………………… ...…II

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS………………………………………IV

ABBILDUNGSVERZEICHNIS………………………………… ..……..V

TABELLENVERZEICHNIS……………………………… …..….….....V

1 EINLEITUNG ................................................................................... 1

2 GRUNDLAGEN DES STROMMARKTES ................................... 3

2.1 Besonderheiten der Elektrizitätswirtschaft ......................................... 3

2.2 Darstellung des Strommarktes in Deutschland ................................... 4

3 DAS STROMNETZ .......................................................................... 7

3.1 Grundlagen des Stromnetzes .............................................................. 7

3.2 Notwendigkeit einer Netzregulierung aus Sicht der neoklassischen Regulierungstheorie .......................................................................... 10

3.2.1 Natürliches Monopol ...................................................................................... 10 3.2.2 Resistentes Monopol ....................................................................................... 12

3.3 Notwendigkeit einer Netzregulierung aus Sicht der institutionalistischen Forschung ....................................................... 13

3.3.1 Versorgungssicherheit .................................................................................... 13 3.3.2 Kontrolle ökonomischer Macht ...................................................................... 14

3.3.3 Verbraucherschutz und Gerechtigkeit ............................................................ 14

3.3.4 Umweltschutz ................................................................................................. 14

4 ANREIZREGULIERUNGSKONZEPT DER BNETZA ............ 1 5

4.1 Allgemeines über Anreizregulierung ................................................ 17

4.1.1 Erwünschte Regulierungsanreize .................................................................... 18

4.1.2 Methoden der Anreizregulierung .................................................................... 20

4.1.2.1 Revenue-Cap-Regulierung ............................................................................................ 20 4.1.2.2 Yardstick Competition .................................................................................................. 21

4.1.3 Zumutbarkeit, Erreichbarkeit und Übertreffbarkeit der Vorgaben ................. 22

III

4.2 Bestimmung der Ausgangsbasis ....................................................... 24

4.2.1 Herleitung der Ausgangsbasis ........................................................................ 24

4.2.2 Beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kostenanteile .................................. 26

4.2.3 Betriebs- und Kapitalkosten (OPEX/CAPEX) ............................................... 28

4.3 Korrektur der Ausgangsbasis durch Effizienzvergleich ................... 31 4.3.1 Der Effizienzvergleich (Benchmarking) ......................................................... 31

4.3.2 Berücksichtigung der Strukturmerkmale ........................................................ 33

4.3.3 Methoden zur Bestimmung der Effizienz ....................................................... 35

4.3.3.1 Dateneinhüllungsanalyse (DEA) ................................................................................... 35 4.3.3.2 Stochastische Effizienzgrenzenanalyse (SFA) .............................................................. 37 4.3.3.3 Analytische Kostenmodelle (AKM) .............................................................................. 39

4.4 Festlegung und Ausgestaltung der Anpassungsformel ..................... 41 4.4.1 Die Anpassungsformel und ihre Anreizwirkung ............................................ 41

4.4.2 Der allgemeine X-Faktor ................................................................................ 43

4.4.3 Der individuelle X-Faktor ............................................................................... 45

4.4.4 Integration des Q-Faktors ............................................................................... 46

4.4.5 Neutralisierung der Mengeneffekte ................................................................ 47

4.4.5.1 Das Regulierungskonto ................................................................................................. 47 4.4.5.2 Der Erweiterungsfaktor ................................................................................................. 48

4.5 Flankierende Qualitätsregulierung .................................................... 48

4.5.1 Technische Sicherheit und Produktqualität .................................................... 49

4.5.2 Servicequalität ................................................................................................ 50 4.5.3 Versorgungssicherheit und –zuverlässigkeit .................................................. 51

4.5.4 Investitionen in die Versorgungsqualität ........................................................ 52

4.6 Anreizregulierung - Status quo ......................................................... 54

5 FAZIT .............................................................................................. 58 LITERATURVERZEICHNIS………………………………………….VI EHRENWÖRTLICHE ERKLÄRUNG………………………………..XI

IV

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

AKM Analytische Kostenmodelle

ARegV Anreizregulierungsverordnung

BNetzA Bundesnetzagentur

CAIDI Customer Average Interruption Duration Index (Mittlere Unterbre-

chungsdauer eines unterbrochenen Kunden)

CAPEX Capital Expenditure (Kapitalkosten)

DEA Data Envelopment Analysis (Dateneinhüllungsanalyse)

EEG Erneuerbare Energien Gesetz

EnWG Energiewirtschaftsgesetz

EU Europaische Union

EVU Elektrizitätsversorgungsunternehmen

kV Kilovolt

KWK-G Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz

OPEX Operational Expenditure (Betriebskosten)

SAIDI System Average Interruption Duration Index (Mittlere Dauer der Versor-

gungsunterbrechung pro angeschlossenen Kunden im Betrachtungszeit-

raum)

SAIFI System Average Interruption Frequency Index (Mittlere Häufigkeit der

Versorgungsunterbrechung pro angeschlossenen Kunden im Betrach-

tungszeitraum)

SFA Stochastic Frontier Analysis (Stochastische Effizienzgrenzenanalyse)

StromNEV Netzentgeltverordnung für Strom

TOTEX Total Expenditure (Gesamtkosten)

VDEW Verband der Elektrizitätswirtschaft

VNB Verteilnetzbetreiber

ÜNB Übertragungsnetzbetreiber

V

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

Abbildung 1: Konzentrationsprozess im Bereich der Stromerzeugung in

Deutschland ............................................................................ 5

Abbildung 2: Die Wertschöpfungskette in der Elektrizitätswirtschaft ......... 5

Abbildung 3: Die Spannungsebenen ............................................................. 8

Abbildung 4: Das Höchstspannungsnetz und die Regelzonen in

Deutschland ............................................................................ 9

Abbildung 5: Festlegungsverfahren für Netzentgelte ................................. 16

Abbildung 6: Prinzip der Anreizgerulierung .............................................. 17

Abbildung 7: Herleitung der Ausgangsbasis .............................................. 25

Abbildung 8: Prinzip der DEA .................................................................... 36

Abbildung 9: SFA-Effizienzgrenze ............................................................ 38

Abbildung 10: Referenz- und Modellnetzanalyse ...................................... 40

TABELLENVERZEICHNIS

Tabelle 1: Typisierung der EVU entlang der Wertschöpfungskette ............. 6

Tabelle 2: Anreizformel der Erlösobergrenzen-Regulierung ..................... 42

1

1 Einleitung

Dem Strom als einer der wichtigsten sekundären Energiequellen kann die Schlüsselrolle

für die Entwicklung der deutschen Industrie und der Wirtschaft im Allgemeinen zuge-

schrieben werden. Damit dies weiter so bleibt, müssen die Strompreise möglichst stabil

und auf einem international vergleichbaren Niveau bleiben. Jedoch steht Deutschland

im EU-Vergleich bei den Strompreisen für Industriekunden unmittelbar an der Spitze.1

Dies kann als Bremse der weiteren Entwicklung angesehen werden und Deutschland als

Standort für die Industrie unattraktiv machen. Damit die deutsche Wirtschaft mit den

anderen Ländern mithalten kann, müssen die Strompreise auf ähnlichem Niveau sein.

Zu hohe Strompreise wirken sich ebenfalls negativ auf die Kaufkraft der Haushalte aus,

was wiederum der deutschen Wirtschaft schadet. Deshalb bemüht sich die Regierung

die Strompreise auf ein wettbewerbliches Niveau zu bringen. Der erste Schritt in diese

Richtung war die im Jahr 1998 durchgeführte Liberalisierung des Strommarktes, wel-

che langfristig jedoch nicht zu den erwünschten Ergebnissen führte.2

Der Strompreis setzt sich aus mehreren Kostenkomponenten wie Netznutzugsentgelte,

Kosten für Messung und Abrechnung, staatliche Abgaben und Steuern sowie Kosten für

den Strombezug und Vertrieb zusammen. Die Netznutzungsentgelte machen bei den

Haushaltskunden rund ein Drittel des Strompreises aus.3 Für die Gewerbekunden be-

trägt dieser Anteil etwa ein Viertel des Strompreises.4 Die Netznutzungsentgelte werden

von den Stromversorgern an die Netzbetreiber für die Durchleitung des Stroms zu den

Endkunden gezahlt. Über die zu hohen Entgelte kann ein Wettbewerb erschwert oder

sogar verhindert werden. Da das Stromnetz als natürliches Monopol angesehen und so-

mit auf den anderen Wertschöpfungsebenen ein Wettbewerb verhindert wird, sieht die

Regierung eine Notwendigkeit der Regulierung des Netzsektors.5

Um die Netznutzungsentgelte auf ein wettbewerbliches Niveau zu bringen, wurde von

der BNetzA eine Anreizregulierung vorgeschlagen. Sie soll den Netzbetreibern die An-

reize zur größeren Effizienz und geringeren Kosten geben. Daraus resultierende Gewin-

1 Vgl. BDI (2007). 2 Vgl. Wolter/Reuter (2005) S. 242 f. 3 Vgl. BNetzA (2007c). 4 Vgl. BDI (2008). 5 Vgl. BNetzA (2006) S. 13.

2

ne sollen dann, zumindest teilweise, an die Kunden durch niedrigere Netzentgelte wei-

tergegeben werden.6

Diese Arbeit beschäftigt sich mit der ab dem 01.01.2009 geltenden Anreizregulierung

und der in deren Rahmen zukünftigen Bestimmung der Netznutzungsentgelte. Daher

werden im 2. Kapitel die Besonderheiten des Gutes Strom sowie die Struktur des deut-

schen Elektrizitätsmarktes dargestellt. Im Kapitel 3 werden die Grundlagen und die

Struktur des Stromnetzes als eines regulierungsbedürftigen Bereiches der Wertschöp-

fungskette dargestellt sowie die Notwendigkeit der Netzregulierung aus Sicht der neok-

lassischen Regulierungstheorie und der institutionalistischen Forschung erklärt.

Das 4. Kapitel, in dem das Konzept der Bundesnetzagentur für eine Anreizregulierung

vorgestellt und analysiert wird, bildet den Hauptteil dieser Arbeit. Zuerst werden die

erwünschten Regulierungsanreize dargestellt sowie die Regulierungsmethoden erklärt

und deren Vor- und Nachteile herausgestellt. Danach wird die Bestimmung der Aus-

gangsbasis erläutert und eine Unterteilung der Kosten bezüglich der Beeinflussbarkeit

vorgenommen. Ebenso wird eine Unterteilung der Kosten in Betriebs- und Kapitalkos-

ten gemacht. Darauffolgend wird der Effizienzvergleich erklärt und die Methoden zur

Bestimmung der Effizienz und deren Vor- und Nachteile vorgestellt. Die Ausgestaltung

der Regulierungsformel, die faktisch zur Berechnung der Netzentgelte dient, und deren

Elemente werden im nächsten Teil des Kapitels erklärt und kritisch beurteilt. Flankie-

rend zu der Anreizregulierung soll eine Qualitätsregulierung stattfinden. Ihre Ausgestal-

tung und Einbindung in die Anreizregulierung wird im nächsten Punkt vorgestellt und

analysiert. Zuletzt werden die Eckpunkte der Anreizregulierungsverordnung, die auf

dem Konzept der BNetzA beruht, vorgestellt und kritisch beurteilt, um so den aktuellen

Stand der Anreizregulierung abzubilden.

6 Vgl. BNetzA (2006) S. 13.

3

2 Grundlagen des Strommarktes

2.1 Besonderheiten der Elektrizitätswirtschaft Den Strom7 kann man nicht direkt sehen oder riechen und er hat keinen Geschmack,

jedoch sind die Auswirkungen der elektrischen Energie überall zu sehen. Obwohl diese

Sinneswahrnehmungen nicht existieren, besitzt der Strom unterschiedliche Eigenschaf-

ten. Die besonderen Eigenschaften der Elektrizität können in zwei Gruppen unterteilt

werden. Zum Einen sind dies die physikalischen Eigenschaften von Strom und zum

Anderen die wirtschaftlichen Eigenschaften des Produktes Strom. Aus diesen sonderba-

ren Eigenschaften resultieren viele Problemfelder der Elektrizitätswirtschaft.8

Die Besonderheiten der physikalischen Eigenschaften des Stroms sind die Nichtspei-

cherbarkeit und die Leitungsgebundenheit. Aus der Nichtspeicherbarkeit des Stroms

(zumindest nicht in größeren Mengen und zu vernünftigen Kosten) folgt der sich stän-

dig ergebende Zwang das Angebot und die Nachfrage in Einklang zu bringen. Die ein-

gespeiste Strommenge (ohne systembedingte Verluste) muss dabei der tatsächlich ver-

brauchten Menge entsprechen. Der Ausgleich der Nachfrage erfolgt dann durch die Zu-

und Abschaltung der für die Stromerzeugung benötigten Kraftwerke. Das bedeutet, dass

die ausreichenden Kraftwerkskapazitäten jederzeit zur Verfügung stehen müssen, um

die Nachfrage zu decken. Dies verursacht hohe Investitionskosten in den Erzeugungs-

kraftwerken. Um alle Nachfrager von elektrischer Energie sofort bedienen zu können,

wird des weiteren ein gut verzweigtes und stabiles Leitungsnetz benötigt. Das Netz

stellt die Verbindung zwischen den Kraftwerken und den Endkunden her. Der Bau und

die Aufrechterhaltung der Stromnetze sind jedoch kapitalintensiv.9

Diese beiden physikalischen Eigenschaften zwingen die Stromunternehmen die Infrast-

ruktur an die maximale Nachfrage auszurichten, was in sehr hohen Investitionen in

Kraftwerke und Netze resultiert. Wegen den hohen Investitionen und der langen Nut-

zungsdauer der Infrastruktur sind die Kraftwerks- und Netzbetreiber auf eine nachhalti-

ge Planungssicherheit angewiesen.10

7 Die Begriffe Strom, elektrische Energie und Elektrizität werden in der folgenden Arbeit als Synonyme

benutzt. 8 Vgl. Wolter/Reuter (2005) S. 1 ff.; Brückmann (2004) S. 48 ff.; Kloubert (2008) S. 7. 9 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 31; Brückmann (2004) S. 49 f.; Wolter/Reuter (2005) S. 4 f. 10 Vgl. Brückmann (2004) S. 49 ff.; Wolter/Reuter (2005) S. 4 f.

4

Der Strom kann, abgesehen von der Herkunft des Stroms11, als homogenes Gut angese-

hen werden, was eine Besonderheit der wirtschaftlichen Eigenschaft darstellt. Homoge-

nität wird durch bestimmte Standards, wie die gleichbleibende Frequenz und die Span-

nung, gewährleistet. Dadurch lassen sich keine Qualitätsunterschiede seitens der Ver-

braucher feststellen. Auf Grund dieser Eigenschaft erfolgt die bewusste Entscheidung

über den Strombezug nur über den Preismechanismus. Der Endkunde wählt folglich den

preisgünstigsten Anbieter.12

2.2 Darstellung des Strommarktes in Deutschland

Mit der Umsetzung der EU-Richtlinie im Jahr 1998 begann in Deutschland die Liberali-

sierung des Strommarktes. Ziel dabei war die Öffnung des Strommarktes für neue

Marktteilnehmer, wodurch es zum angestrebten Wettbewerb und niedrigeren Stromprei-

sen kommen sollte. Dieser rechtliche Rahmen führte jedoch zum Gegenteil und es ent-

stand ein wettbewerbsloses Angebotsoligopol.13

Nach der Liberalisierung kam es zu einer noch stärkeren Konzentration der Stromer-

zeugung von einigen wenigen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU). Die vor der

Liberalisierung bestehende Monopolstellung der EVU wurde nach der Deregulierung

des deutschen Strommarktes unter der Ausnutzung des rechtlichen Rahmens und durch

Fusionen und Übernahmen wiederaufgebaut. Die großen EVU haben sich den deut-

schen Strommarkt aufgeteilt und wieder eine monopolähnliche Stellung eingenommen.

Vor der Liberalisierung gab es neun große EVU auf dem deutschen Strommarkt, die

sich dann zu vier EVU (Eon, Vattenfall, RWE und EnBW) zusammengeschlossen ha-

ben und im Jahr 2004 insgesamt 89 Prozent14 der Stromerzeugungskapazität in Deutsch-

land besaßen (Abbildung 1).15

11 Unter Herkunft des Stroms sind die unterschiedlichen Produktionsverfahren gemeint. Darunter zählt

Stromerzeugung aus den Wind-, Atom- und Wasserkraftanlagen, Solaranlagen und anderen Kraftwer-ken, die durch andere Energieträger angetrieben werden.

12 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 26, 46 f. 13 Vgl. Wolter/Reuter (2005) S. 242 f. 14 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 65. 15 Vgl. Wolter/Reuter (2005) S. 242; Monopolkommission (2007) S. 64 f.

5

Abbildung 1: Konzentrationsprozess im Bereich der Stromerzeugung in Deutschland

(Quelle: Wolter/Reuter (2005) S. 242)

Die Liberalisierung des Strommarktes sollte weiterhin zur Entflechtung der Monopol-

strukturen in der Elektrizitätswirtschaft und zu mehr Wettbewerb innerhalb der Wert-

schöpfungskette führen. So haben sich die Wertschöpfungsketten der EVU neu entwi-

ckelt (Abbildung 2).16

Abbildung 2: Die Wertschöpfungskette in der Elektrizitätswirtschaft

(Quelle: Gerke u.a. (2000) S. 15)

Einige Bereiche der Wertschöpfungskette wie Übertragung und Verteilung können dem

Wettbewerb nicht sinnvoll unterzogen werden. Hier besteht ein natürliches Monopol,

weil die geringsten Kosten entstehen, wenn für die Versorgung benötigte Netze nur von

einem Netzbetreiber gehalten werden (ausführlicher dazu Kap. 3.2).17 Damit der Netz-

16 Vgl. Borchert (2003) S. 16. 17 Vgl. Gerke u.a. (2000) S. 15; Kühn (2006) S. 58 f.

6

betreiber seine Monopolstellung nicht ausnutzt, werden die Entgelte für die Nutzung der

Netze (Netznutzungsentgelte) vom Staat reguliert.18 In anderen Bereichen der Wert-

schöpfungskette wie z.B. Erzeugung, Handel und Vertrieb kann Wettbewerb stattfin-

den.19 In der Erzeugung könnten mehrere konkurrierende Produzenten tätig sein, jedoch

ist in diesem Bereich die Wettbewerbsintensität durch den Konzentrationsprozess in der

Stromerzeugung schwächer geworden.

Der Stromhandel wurde erst mit der Liberalisierung des Strommarktes und der Öffnung

der neuen Märkte möglich. Der Stromhandel dient der Vermittlung zwischen Angebot

und Nachfrage. Diese Vermittlung findet dann auf den neuen Märkten, wie der bilatera-

le20 „Over the Counter“ (OTC)- Markt oder auf einer Börse, statt. Dort können physika-

lische und finanzielle Transaktionen durchgeführt werden.21

Um weiterhin die Struktur der EVU und die Zusammenhänge zwischen den Unterneh-

men zu verstehen, benötigt es einer Typisierung der EVU. Die EVU können nach den

Aktivitäten entlang der Wertschöpfungsstufen unterschieden werden. Diese wären: Er-

zeuger-EVU, Verbund-EVU, Regionalversorger und die kommunale EVU (Tabelle

1.).22

Tabelle 1: Typisierung der EVU entlang der Wertschöpfungskette

(Quelle: Ebert (2007) S. 8) Als Erzeuger-EVU werden die Kraftwerksbetreiber also die Stromproduzenten bezeich-

net, die als selbständige oder zum größten Teil als Tochterunternehmen der Verbundun-

18 Vgl. Wolter/Reuter (2005) S. 252 f.; Kühn (2006) S. 59 f. 19 Vgl. VDEW (1998) S. 6; Kühn (2006) S. 58 ff. 20 Als bilateraler Handel wird der direkte oder unter Einschaltung eines Intermediären stattfindende Han-

del zwischen den Marktteilnehmern verstanden. Die gehandelten Kontrakte mit den Ausstattungsmerk-malen wie der Preis, die Laufzeit oder der Lieferort werden individuell zwischen den Kontrahenten ver-einbart. Vgl. Gerke u.a. (2000) S. 31.

21 Vgl. VDEW (1998) S. 7. 22 Vgl. Ebert (2007) S. 7 f.; Brunekreeft/Keller (2000) S. 140 f.

7

ternehmen auf dem Markt auftreten. Zu den Verbund-EVU (Verbundunternehmen) ge-

hören die vier größten Elektrizitätsunternehmen wie Eon, Vattenfall, RWE und EnBW.

Sie sind auf allen Wertschöpfungsstufen vertreten und haben so den größten Einfluss

auf den deutschen Strommarkt. Das wichtigste Merkmal der Verbund-EVU ist der Be-

sitz der Übertragungsnetze. Die Regionalversorger sind die Kunden der Verbundunter-

nehmen oder befinden sich sogar im deren Besitz und sind vorwiegend in der Vertei-

lung und dem Vertrieb von Strom tätig. Kommunale EVU oder sog. Stadtwerke sind

durch ihre Eigentumsstruktur charakterisiert. Sie sind i.d.R. im Besitz der Kommunen

und unmittelbar mit der Verteilung und der Versorgung der Endkunden beschäftigt.

Wegen ihrer Tätigkeitsfelder sind sie mit den regionalen Unternehmen zu vergleichen.23

Die EVU können weiterhin nach der Ausdehnung der Versorgungsgebiete und der Art

der betriebenen Netze in Verbund-, Regional- und Kommunalunternehmen unterteilt

werden (ausführlicher dazu Kap 3.1). Nach der Eigentumsstruktur unterscheidet man

die Unternehmen in öffentliche, gemischt-wirtschaftliche und private EVU.24

3 Das Stromnetz

3.1 Grundlagen des Stromnetzes Das Stromnetz dient zum Transport der elektrischen Energie vom Erzeuger zu den End-

kunden. Sie wird über die Leitungen mit unterschiedlicher Spannung transportiert. Da-

bei wird der Strom von einer höheren Spannung zu einer niedrigeren Spannung mit Hil-

fe von Transformatoren umgewandelt, damit sie seitens der Kunden nutzbar wird. Die

unterschiedlichen Netzspannungen resultieren aus den beim Transport über die Leitun-

gen auftretenden Energieverlusten. Diese Verluste fallen vergleichsweise gering aus,

wenn der Strom mit hoher Spannung geleitet wird. Dazu kommt, dass die Kosten pro

Leitungsmeter mit steigender Spannung abfallen, weil der Querschnitt der Leitungen

mit der steigenden Spannung abnimmt. Daher wird die elektrische Energie über die

großen Entfernungen mit einer sehr hohen Spannung transportiert.25

In Deutschland wird wie in den meisten europäischen Ländern die Elektrizität über vier

Spannungsebenen transportiert. Diese sind die Höchstspannung (220 kV bzw. 380 kV),

23 Vgl. Ebert (2007) S. 7 f.; Brunekreeft/Keller (2000) S. 140 f. 24 Vgl. Fritz/König (2000) S. 4. 25 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 44.

8

Hochspannung (110 kV), Mittelspannung (6-60 kV) und Niederspannung (230-400 V)26

(Abbildung 3.).

Abbildung 3: Die Spannungsebenen

(Quelle: http://www.vdn-berlin.de/bild_grundlagen_1.asp [25.09.2008])

Daher wird das Stromnetz in das Übertragungs- bzw. Transportnetz und das Verteilnetz

eingeteilt. Das Übertragungsnetz dient dem Stromtransport über große Entfernungen,

welcher über die Höchstspannungsleitungen abgewickelt wird. Das Transportnetz wird

von den vier Verbundunternehmen (sog. ÜNB – Übertragungsnetzbetreiber) betrieben,

die untereinander und mit den internationalen Verbund-EVU vernetzt sind. Sie sind

innerhalb ihrer Regelzone für die Frequenzerhaltung27 und die Bereitstellung der Regel-

energie28 verantwortlich. An das Übertragungsnetz sind i.d.R. Großkraftwerke und eini-

ge Kunden aus der stromintensiven Industrie direkt angeschlossen.29 (Abbildung 4.)

26 Vgl. Fritz/König (2000) S. 4; Monopolkommission (2007) S. 45 f. 27 Durch die ständigen Nachfrageschwankungen nach Strom kann es zu einem Überangebot kommen also

dass die eingespeiste Strommenge höher ist als die entnommene Menge, was wiederum zu einer Fre-quenzerhöhung des Wechselstroms führt. Eine Frequenzveränderung wirkt sich negativ auf die elektri-schen Geräte und kann sogar zu einem Netzzusammenbruch führen. Daher müssen die ÜNB für eine konstante Frequenz von 50 Hz (+/- 0,05 Hz) sorgen. Vgl. Monopolkommission (2007) S. 47.

28 Das Gleichgewicht zwischen Stromangebot und –nachfrage wird durch das Ab- und Zuschalten der Kraftwerke gewährleistet. Entsteht eine Überschussnachfrage, dann müssen zusätzliche Kraftwerke zu-geschaltet werden, um die Nachfrage zu decken. Dies wird als positive Regelenergie bezeichnet. Ent-steht ein Angebotsüberschuss, dann müssen die Kraftwerke abgeschaltet oder durch deren Einsatz über-schussiger Strom verbraucht werden (negative Regelenergie). Vgl. Monopolkommission (2007) S. 48.

29 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 45 ff.; Ebert (2007) S. 7.

9

Abbildung 4: Das Höchstspannungsnetz und die Regelzonen in Deutschland

(Quelle: Eigene Darstellung nach VDN, www.vdn-berlin.de [25.09.2008])

Das Verteilnetz wird über den übrigen drei Spannungsebenen (Hoch-, Mittel- und Nie-

derspannung) betrieben und ist mit dem Transportnetz durch eine Umspannstation ver-

bunden. Die Übergabe von einer Stromspannungsebene an die andere erfolgt über Um-

spannstationen, die den Strom auf die jeweilige Spannung transformieren. An das

Hochspannungsnetz sind große Industriekunden und der Schienenverkehr angeschlos-

sen. Sie bringen ebenso den Strom in die Nichtballungsgebiete. Diese Aufgabe über-

nehmen die Regionalversorger. Die Mittelspannungsnetze verteilen den Strom in Städ-

ten und einzelnen Landkreisen, wo der Strom über die Ortsnetzstationen auf Nieders-

pannung transformiert und an die Häuser und kleine Betriebe verteilt wird. Auf der Mit-

tel- und Niederspannungsebene sind vorwiegend kommunale EVU betätigt. Die Regio-

nalversorger und kommunale EVU werden wegen ihrer Betätigung auf der Ebene der

Verteilnetze als Verteilnetzbetreiber (VNB) bezeichnet.30

30 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 46; Kleest/Reuter (2002) S. 90 ff.; Ebert (2007) S. 7.

10

3.2 Notwendigkeit einer Netzregulierung aus Sicht der neoklassischen Regulierungstheorie

Der Grundgedanke einer Liberalisierung ist die Eröffnung des Elektrizitätsmarktes für

neue Anbieter unter weniger staatlicher Regulierung. Dadurch soll der Wettbewerb ge-

fördert werden. Denn die wirtschaftlichen Probleme können durch die Wettbewerbspro-

zesse besser gelöst werden als mit regulatorischen Maßnahmen. Jedoch nicht alle Teile

der Wertschöpfungskette können einem Wettbewerb unterworfen werden. Einen sol-

chen Bereich in der Elektrizitätswirtschaft stellen aufgrund ökonomischer und techni-

scher Besonderheiten die Übertragungs- und Verteilnetze dar. Solche Bereiche werden

auch als monopolistische Bottlenecks bzw. wesentliche Einrichtungen (essential facili-

ties) bezeichnet, da ein Zugang zu den nachgelagerten Märkten für die potenzielle

Wettbewerber aus den vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsstufen nur über sie

möglich ist.31

Ein monopolistischer Bottleneck kann nur dann entstehen, wenn ein natürliches Mono-

pol aufgrund von Subadditivität vorliegt und es nicht bestreitbar ist bzw. ein resistentes

Monopol entsteht. Ein Monopol führt zur ineffizienten Verwendung von Produktions-

faktoren und zum Wohlfahrtsverlust bzw. zur Verteilung der Rente zu Gunsten des Mo-

nopolisten. Darüber hinaus führt ein Monopol letztendlich zum Marktversagen. Daher

werden in folgenden Punkten das natürliche und nichtbestreitbare Monopol näher er-

klärt, woraus sich die Notwendigkeit einer staatlichen Regulierung ergibt.32

3.2.1 Natürliches Monopol

Die erste Voraussetzung für ein monopolistisches Bottleneck ist das Bestehen eines

natürlichen Monopols. Ein natürliches Monopol wird durch eine strikte Subadditivität

der Kostenfunktion charakterisiert. Die Subadditivität liegt vor, wenn ein einzelnes Un-

ternehmen bei gegebener Technik die relevante Marktnachfrage kostengünstiger bedie-

nen kann als zwei oder mehrere Unternehmen.33

31 Vgl. Haucap/Rötzel (2007) S. 54 ff.; Knieps (2000) S. 8 ff. 32 Vgl. Ebert (2007) S. 26. 33 Vgl. Haucap/Rötzel (2007) S. 55; Monopolkommission (2007) S. 49 f.

11

Als Ursache für die Subadditivität kommen verschiedene Faktoren in Frage, wovon

einige mehr und andere weniger bedeutend für die Stromnetze sind. Daher werden fol-

gende Faktoren, die von Relevanz für die Elektrizitätsnetze sind, erklärt:34

Mindesteinsatzmengen bei den Produktionsfaktoren: Bei einer größeren Kapazitätsaus-

lastung der Anlage verteilen sich die Anschaffungskosten auf eine größere Outputmen-

ge. Diese Fixkosten-Degression ist für die Stromnetze charakteristisch, da der Bau- und

das Betrieb der Netze kostenintensiv ist, jedoch ein zusätzlicher Stromtransport kurz-

fristig kaum Kosten verursacht bzw. die Grenzkosten gehen gegen Null.

Dichtevorteile: Sie kommen vor allem bei den Verteilnetzen zum Vorschein, da dort die

Kundendichte am größten ist. Die Netzanschlusskosten sinken mit steigender Zahl der

Anschlüsse. Je mehr Kunden an eine Leitung angeschlossen sind, desto schneller zahlt

sich die Investition aus.

Zwei-Drittel-Regel: Sie besagt, dass eine Verdoppelung der Kapazität bei kapitalinten-

siven Anlagen zu einer Erhöhung der Kosten um ca. zwei Drittel des investierten Kapi-

tals führt. Bei Stromnetzen soll also eine Verdoppelung der Transportkapazität einen

Anstieg der Kosten für Stromkabeln um ca. 2/3 bewirken.

Stochastische Größenvorteile: Mit steigender Unternehmensgröße lassen sich die zufäl-

lig eintretenden Ereignisse leichter kalkulieren. So lässt sich z.B. der Anteil der für

Spitzenlast benötigten Reservekapazität bei zufällig anfallenden Nachfrageschwankun-

gen senken, da die Gesamtlast größer wird.

Lernkurveneffekte: Mit steigendem Output steigt im Zeitablauf das Fertigungs-Know-

How, was sich in fallenden Stückkosten auswirkt. Diese Effekte können sich insbeson-

dere auf Instandsetzungs-, Reparatur- und Netzanschlusstätigkeiten auswirken.

Anhand dieser Effekte kann die Subadditivität bzw. die Existenz eines natürlichen Mo-

nopols im Bereich der Stromübertragung und in besonderem Maße der Stromverteilung

bejaht werden.

34 Vgl. Ebert (2007) S. 27 ff.; Haslinger (2006) S. 24.

12

3.2.2 Resistentes Monopol

Nachdem ein natürliches Monopol nachgewiesen wurde, muss die Frage nach seiner

Nichtangreifbarkeit geklärt werden, denn es könnte sich um ein temporäres Monopol

handeln. Ein Monopol ist nur dann bestreitbar, wenn die gesetzlichen Markteintritts-

schranken abgebaut und die folgenden Modellannahmen erfüllt sind:35

Freier Markteintritt: Es gibt eine große Anzahl an potentiellen Konkurrenten, die ohne

Zeitverlust einen Zugang zu den kostengünstigen Technologien haben und dadurch den

Wissens- und Technologievorsprung des Monopolisten zunichte machen.

Bertrand-Nash-Verhalten: Die potenziellen Konkurrenten nehmen den aktuellen

Marktpreis als gegeben an. Anhand dieses Preises berechnen sie ihre Marktchancen,

indem sie diesen unterbieten. Weiterhin wird eine vollkommene Information aller

Marktteilnehmer vorausgesetzt, was bedeutet, dass es keine Suchkosten gibt. So hat

schon eine kleine Preisveränderung eine Auswirkung auf die Nachfrage und zwar zu

Gunsten des günstigeren Anbieters.

Abwesenheit von irreversiblen Kosten: Die bei einem Markteintritt aufgewendeten In-

vestitionen lassen sich beim Marktaustritt (fast) vollständig liquidieren. Das bedeutet,

dass es keine Zeitverluste und keine signifikante Kosten beim Marktaustritt gibt.

Die letztere Voraussetzung für ein bestreitbares Monopol, also die Abwesenheit von

irreversiblen Kosten (auch versunkene Kosten oder sunk costs), spielt eine entscheiden-

de Rolle in der Netzwirtschaft. Der hohe Grad der Spezifizität der Investitionen in die

Leitungen und das spezifische Know-How führen unvermeidlich zu hohen irreversiblen

Kosten. Die schon verlegten Leitungen, aufgestellte Strommasten, installierte Trans-

formatoren und andere Steuergeräte können nicht für andere Tätigkeiten beim Markt-

austritt, außer für das Stromtransport, verwendet werden und stellen für eingesessene

Unternehmen versunkene Kosten dar. Diese Kosten sind für sie nicht mehr entschei-

dungsrelevant, da die Investition in der Vergangenheit getätigt wurde und somit in die

aktuellen Entscheidungen nicht einfließt. Dadurch kann der eingesessene Monopolist

die neuen Konkurrenten vom Markt fernhalten oder verdrängen, indem er den Preis

unterbietet.36

35 Vgl. Knieps (2000) S. 9. 36 Vgl. Knieps (2000) S. 9 f.; Ebert (2007) S. 30 f.

13

Letztlich kann festgestellt werden, dass es sich bei Transport- und Verteilnetzen um ein

natürliches und resistentes Monopol handelt, denn die Subadditivität der Kostenfunkti-

on und die hohen irreversiblen Kosten konnten nachgewiesen werden. Obwohl es in

Deutschland auf der Netzebene vier Verbund-EVU gibt, stellen sie aufgrund geographi-

scher Abgrenzung des Netzes in ihren Regelzonen ein resistentes Monopol dar. Daraus

ergibt sich die Notwendigkeit wirtschaftspolitischer Maßnahmen bzw. einer staatlichen

Regulierung im Bereich der Stromnetze.37

3.3 Notwendigkeit einer Netzregulierung aus Sicht der institutionalis-tischen Forschung

Bisher wurde die Notwendigkeit der Regulierung aus Sicht der neoklassischen Regulie-

rungstheorie betrachtet, die auf wolfahrtsökonomischen Modellkonstruktionen fundiert

ist. In den letzten Jahren spielt die institutionalistisch fundierte Regulierungstheorie,

besonders in den USA, eine wichtige Rolle. Hier werden die Grundgedanken der insti-

tutionalistischen Forschung nicht vorgestellt, jedoch die Begründung der Regulierungs-

notwendigkeit aus ihrer Sicht. Diese Begründung beruht auf vier Aspekten, die anhand

folgender Punkte kurz erklärt wird.38

3.3.1 Versorgungssicherheit

Strom als Gut ist unverzichtbar für die entwickelten Industrieländer, denn er wird in

großen Maßen von dem produzierenden Gewerbe genutzt und legte den Grundstein für

die Entstehung einer Informationsgesellschaft. Das Stromnetz stellt dabei die nichter-

setzbare Infrastruktur für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit dar. Daher soll

sich ihre ausreichende und zuverlässige Bereitstellung nicht nur an den Renditeanforde-

rungen der privaten Unternehmen orientieren. Sie kann auch als meritorisches Gut defi-

niert werden. Das bedeutet, dass von ihrer Nutzung niemand ausgeschlossen und ihr

„Konsum“ keiner Rivalität unterliegen soll. Daher soll durch die staatliche Regulierung

der Stromnetze die notwendige Zuverlässigkeit und Sicherheit gewährleistet werden,

auch wenn dies die Kontrolle der Investitionstätigkeit einschließt.39

37 Vgl. Haucap/Rötzel (2007) S. 59. 38 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 31 ff.; Leprich u.a. (2007) S. 88 ff. 39 Vgl. ebenda.

14

3.3.2 Kontrolle ökonomischer Macht

Die Netzbetreiber als Verbindungsglied zwischen den vor- und nachgelagerten Wert-

schöpfungsstufen besitzen eine große ökonomische Macht. Diese kann durch potenziel-

le Newcomer kaum bedroht werden. Deswegen muss eine öffentliche Kontrolle dieses

Monopolbereiches stattfinden, besonders weil die anderen Wertschöpfungsstufen (Er-

zeugung, Handel und Vertrieb) wettbewerblich organisiert sind. Dies kommt speziell in

Deutschland zum Tragen, wo es vier vertikal integrierte Unternehmen (Verbund-EVU)

gibt. Sie besitzen ein hohes Diskriminierungspotenzial gegenüber Newcomern. Um die-

se Probleme zu lösen, wird eine eigentumsrechtliche Entflechtung der Verbundunter-

nehmen vorgeschlagen, also die Trennung der Stromnetze von Erzeugung und Ver-

trieb.40

3.3.3 Verbraucherschutz und Gerechtigkeit

Eine Netzregulierung soll auch Gerechtigkeitsziele verfolgen, wie z.B. Gerechtigkeit

gegenüber allen Nutzern in Bezug auf diskriminierungsfreien Netzzugang und –

nutzung, Gerechtigkeit im Sinne fairer Netzentgelte für unterschiedliche Kundengrup-

pen (keine Quersubventionierung großer Industriekunden durch erhöhte Netznutzungs-

entgelte für kleine Haushalts- und Gewerbekunden) und Gerechtigkeit im Hinblick auf

die Struktur der Netzentgelte (z.B. Kunden ohne Ausweichmöglichkeit wie Woche-

nendhausbesitzer sollen keine überhöhte Preise zahlen). Dazu kommt noch die nachhal-

tige Sicherung einer guten Servicequalität.41

3.3.4 Umweltschutz

Die Stromproduktion, die zum großen Teil aus Primärenergie (Kohle, Gas und andere

fossile Brennstoffe) stattfindet, ist in Deutschland für ca. 40 Prozent der CO2-

Emmission verantwortlich. Vor dem Hintergrund der globalen Erderwärmung, die

durch einen CO2-Ausstoß begünstigt wird, erscheint ein grundlegender Umbau des

Stromsystems hin zur umweltfreundlicheren Stromerzeugung und einer höheren Strom-

40 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 31 ff.; Leprich u.a. (2007) S. 88 ff. 41 Vgl. ebenda.

15

effizienz beim Verbraucher unausweichlich. Einen Beitrag zum Umweltschutz sollen

auch die Netzbetreiber als Mittler zwischen der Erzeugung und dem Vertrieb im Rah-

men ihrer Möglichkeiten leisten. Daher soll ein intelligentes Regulierungssystem entwi-

ckelt werden, das den Netzbetreibern passende Anreize gibt diese Entwicklungen in der

Stromwirtschaft zu unterstützen.42

4 Anreizregulierungskonzept der BNetzA

Das Stromnetz gilt als monopolistischer Bottleneck, was zum klassischen Marktversa-

gen führt. Dies wirkt sich wiederum negativ auf potenziell wettbewerbsfähige Märkte

wie Erzeugung und Vertrieb aus. Daher ist eine Regulierung des Netzbereiches nötig,

die als Wettbewerbsersatz dient und dadurch bessere Voraussetzungen für mehr Wett-

bewerb in vor- und nachgelagerten Märkten schafft. Vor allem der diskriminierungs-

freie Netzzugang für alle Marktteilnehmer stellt ein wichtiges Ziel der Regulierung

dar.43 Der Regulierungsbehörde Bundesnetzagentur (BNetzA) stehen grundsätzlich fol-

gende Instrumente zur Sicherstellung eines Wettbewerbs in der Stromwirtschaft zur

Verfügung: die Regelungen zum Netzzugang, die Entflechtungsvorschriften und die

Entgeltkontrolle. Diese sind im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) festgelegt.44

Mit den Regelungen zum Netzzugang, die in §§ 20 ff EnGW und der Netzzugangsver-

ordnung festgeschrieben sind, soll der diskriminierungsfreie Netzzugang für alle Markt-

teilnehmer gewährleistet werden. Das bedeutet, dass alle Marktteilnehmer zu möglichst

gleichen, einfachen und für die Massengeschäfte tauglichen Konditionen die Versor-

gungsnetze benutzen dürfen.45

Der diskriminierungsfreie Netzzugang soll weiterhin durch eine große Anzahl unter-

schiedlicher Entflechtungsvorschriften gemäß §§ 6 ff EnWG sichergestellt werden. In

Deutschland gibt es vier Verbund-EVU, bei denen sich alle Wertschöpfungsstufen unter

einem Dach befinden, wodurch ein Diskriminierungspotenzial gegenüber Dritten be-

steht. Denn die Verbund-EVU können durch Quersubventionen und Intransparenz bes-

ser gestellt werden als andere Unternehmen. Daher sollen die Netzbetreiber rechtlich,

42 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 31 ff.; Leprich u.a. (2007) S. 88 ff. 43 Vgl. Leprich u.a. (2007) S. 88.; Wilke (2000) S. 208. 44 Vgl. BNetzA (2007a) S. 3 f. 45 Vgl. ebenda.

16

operationell, informatorisch und buchhalterisch von anderen Wertschöpfungsstufen des

vertikal integrierten Unternehmens entflochten werden.46

Die Kontrolle und die Festlegung der Netznutzungsentgelte spielen eine entscheidende

Rolle bei der Sicherstellung eines wirksamen Wettbewerbs. Gemäß § 21 Abs. 1 EnWG

müssen sie angemessen, diskriminierungsfrei und transparent sein. Weiterhin dürfen sie

nicht ungünstiger sein, als sie von den Netzbetreibern in vergleichbaren Fällen für Leis-

tungen innerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziierten

Unternehmen angewendet werden.47

Die zur Zeit bestehende Regulierung, die in Form einer kostenbasierten Genehmigung

der einzelnen Netzentgelte durch die BNetzA erfolgt, soll voraussichtlich zum

01.01.200948 durch die Anreizregulierung ersetzt werden.49 Daher werden in den fol-

genden Punkten die Anreizregulierung, die von der BNetzA vorgeschlagen wird, sowie

die im Rahmen der Anreizregulierung benötigten Schritte zur Bestimmung der Netznut-

zungsentgelte dargestellt (Abbildung 5).

Abbildung 5: Festlegungsverfahren für Netzentgelte

(Quelle: Vgl. Leprich (2007) S. 8.)

46 Vgl. BNetzA (2007a) S. 4; Ebert (2007) S. 36 f. 47 Vgl. BNetzA (2007a) S. 4. 48 Vgl. ARegV (2007) § 1. 49 Vgl. BNetzA (2007a) S. 5.

17

4.1 Allgemeines über Anreizregulierung

Die Anreizregulierung soll den regulierten Unternehmen den Anreiz geben sich so zu

verhalten wie es vom Regulierer erwünscht ist. Dabei bleibt dem Regulierer eine detail-

genaue Festlegung und hoher Informationsbedarf erspart. Das primäre Ziel dabei ist es

eine selbstmotivierte Produktivitätssteigerung und Kostensenkung bei den Netzbetrei-

bern, unter Einhaltung vorgeschriebener Qualitätsstandards, herbeizuführen. Bei der

Anreizregulierung werden periodenweise die entstandenen Kosten von den erlaubten

Netzerlösen entkoppelt. Dadurch können sog. Zusatzgewinne für die Netzbetreiber und

auf längere Sicht geringere Netzentgelte für die Netznutzer erzielt werden (Abbildung

5).50

Abbildung 6: Prinzip der Anreizgerulierung

(Quelle: Schaefer/Schönefuß (2006) S. 175)

Die Anreizregulierung soll vier folgende Anforderungen erfüllen: Einfachheit, Geeigne-

theit der Anreize, Fairness und Planungssicherheit. Mit der Einfachheit ist ein transpa-

renter und einfach anzuwendender Regulierungsmechanismus gemeint, der von allen

betroffenen Parteien akzeptiert wird und wenig Regulierungsaufwand benötigt. Die ge-

eigneten Anreize müssen an solche Ziele geknüpft sein, die durch unternehmerische

Einflussnahme erreichbar und mit Unternehmenszielen konform sind. Als faire Anreize

können solche angesehen werden, die sowohl die Kunden als auch die Unternehmen

innerhalb akzeptabler Grenzen bevorteilen. Eine Planungssicherheit kann dadurch ge-

50 Vgl. Gottschalk u.a. (2007) S. 33; Kutschke u.a. (2004) S. 140.

18

währleistet werden, dass ein Anreizmechanismus ex ante festgelegt wird, welcher eine

Vorlaufzeit hat und ex post nicht widerruft werden kann.51

4.1.1 Erwünschte Regulierungsanreize

Unmittelbar mit der Bestimmung des Verfahrens für die Berechnung der Netznutzungs-

entgelte ist die Überlegung über die erwünschten und unerwünschten Anreize verbun-

den. Daher werden in folgenden Punkten die Anreize für die Netzbetreiber vorgestellt,

die ein künftiges Verfahren enthalten soll:52

Anreize zur Effizienzsteigerung im Hinblick auf die beeinflussbaren Kosten: Eine An-

reizregulierung muss ausreichende Anreize zur Effizienzsteigerung bei den Netzbetrei-

bern schaffen. Dadurch soll die Erschließung vorhandener Rationalisierungspotenziale

gewährleistet werden, was wiederum zu Kostensenkungen führen soll. Deshalb muss

bei einer Regulierung im Verteilnetzbereich zwischen den beeinflussbaren und den

nichtbeeinflussbaren Kosten unterscheiden werden, denn nur Erstere sind regulierungs-

relevant. Diese beinhalten die laufenden Betriebskosten, die kurzfristig beeinflussbar

sind und die mittel- bis langfristig beeinflussbare Abschreibungen und Kapitalkosten,

die durch Investitionen verursacht wurden. Die Investitionen können nur dann effizienz-

steigernd sein, wenn sie notwendig, kostengünstig und qualitätssteigernd sind. Auf die

Kosten vorgelagerter Netze und die staatlich auferlegte Kosten haben die Netzbetreiber

keinen Einfluss, weshalb sie zu den nichtbeeinflussbaren Kosten zählen.53

Anreize zur Aufrechterhaltung eines definierten Standards an Versorgungsqualität:

Eine besondere Aufmerksamkeit soll bei der Regulierung des Netzbereiches der Ver-

sorgungsqualität geschenkt werden. Denn infolge der angestrebten Effizienzsteigerung

kann es zu einer Verschlechterung der Versorgungsqualität kommen. Daher müssen die

definierten Qualitätsstandards kontrolliert und Verstöße bestraft bzw. Übererfüllungen

belohnt werden. Als Kennziffern für eine solche Qualitätsregulierung eignen sich die

mittlere Häufigkeit und Dauer von Versorgungsunterbrechungen pro angeschlossenen

Kunden und die mittlere Unterbrechungsdauer eines unterbrochenen Kunden. Je stärker

51 Vgl. Kutschke u.a. (2004) S. 140. 52 Vgl. Leprich/Bauknecht (2006) S. 32. 53 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 81 f.

19

die Erlöse der Netzbetreiber an die Qualitätsregulierung gekoppelt sind, desto größer

sind die Anreize diese einzuhalten oder sogar zu übertreffen.54

Anreize zur Steigerung der Servicequalität gegenüber allen Netznutzern: Ebenso wie

die Versorgungsqualität soll auch die Servicequalität anhand vorgegebener Standards

vergleichbar gemacht werden. Die Abweichungen von den vordefinierten Standards

können mit Hilfe von Kennziffern wie Zeitraum bis zur Beseitigung von Störungen,

Reaktionszeit auf Beschwerden und Zeitraum bis zur Realisierung beantragter Netzan-

schlüsse festgestellt werden.55

Neutralisierung des Mengenanreizes: Die Netzbetreiber haben einen Anreiz die tat-

sächlich durchgeleitete Strommenge zu maximieren bzw. die im Voraus bestimmte

Menge nicht zu unterschreiten, denn dadurch können sie ihre Erlöse erhöhen. Daher soll

eine Neutralisierung dieses Mengenanreizes durch eine Saldierung vorgenommen wer-

den. Dabei wird in einer Regulierungsperiode die prognostizierte Menge mit der Ist-

Menge abgeglichen und der Saldo in die Folgeperiode übertragen. Die Neutralisierung

des Mengenanreizes ist besonders wichtig, weil sich der Ausbau von Stromeigenversor-

gung bei Kunden, spürbare Verbrauchseinsparungen bei Kunden oder die Bildung von

Areal- und Werksnetzen auf die Erlöse der Netzbetreiber negativ auswirken. Ohne eine

Mengensaldierung würden die Netzbetreiber versuchen diese Aktivitäten der Kunden zu

verhindern. Allerdings können durch eine Saldierung nicht alle Anreize eliminiert wer-

den. Es besteht ein Anreiz die durchgeleitete Strommenge konstant zu halten, um so die

Netznutzungsentgelte stabil zu halten. Höhere Netznutzungsentgelte würden wiederum

die Kunden zur Steigerung der oben genannten Aktivitäten verleiten. Daher kann eine

Neutralisierung des Mengenanreizes nur durch eine vollständige Entkoppelung der Er-

löse von der Menge erfolgen.56

Anreize zur Optimierung der künftigen Netzinvestitionen unter volkswirtschaftlichen

Aspekten: Gemäß § 14 Abs. 2 EnWG sollen die Netzbetreiber die Nachrüstungs-und

Ersatzinvestitionen mit den Möglichkeiten von Energieeffizienz- und Nachfragesteue-

rungsmaßnahmen und dezentralen Erzeugungsanlagen vergleichen. Ist die Realisierung

der dezentralen Optionen kostengünstiger als der Verteilnetzausbau, dann sind diese zu

54 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 82. 55 Vgl. ebenda S. 83. 56 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 83 f.; Leprich/Bauknecht (2006) S. 32.

20

bevorzugen. Jedoch müssten mindestens die Kosten für die Erwägung und Sicherung

dieser Optionen bei der Festlegung der Netzentgelte anerkannt werden.57

4.1.2 Methoden der Anreizregulierung

Mit der Einführung der Anreizregulierung soll von einer kostenorientierten Regulierung

auf eine Erlösobergrenzenregulierung (Revenue-Cap-Regulierung) übergegangen wer-

den. Diese Regulierung soll in den ersten zwei Regulierungsperioden erfolgen, bis sich

alle Netzbetreiber auf einem einheitlichen Effizienzniveau befinden. Nach dem Ablauf

der beiden Regulierungsperioden soll eine Yardstick-Regulierung (Yardstick Competi-

tion) eingeführt werden.58 Daher werden in folgenden Punkten die beiden Regulie-

rungsmethoden und ihre mögliche Vor- und Nachteile vorgestellt.

4.1.2.1 Revenue-Cap-Regulierung

Bei einem Revenue-Cap-Verfahren wird eine Obergrenze für die aus den Netzentgelten

resultierenden Gesamterlöse auf Basis der Gesamtkosten festgelegt. Da sich die Erlöse

aus dem Produkt der Preise (Netzentgelte) und der Menge (durchgeleitete Strommenge)

ergeben, erfordert dieses Verfahren einen weniger tiefen Einblick des Regulierers in die

Preis- und Kostenstruktur des regulierten Unternehmens. Jedoch muss hier eine Unter-

scheidung der Kosten nach der Beeinflussbarkeit vorgenommen werden (ausführlicher

dazu Kap. 4.2.1).59

Der Netzbetreiber kann also über die Veränderung der Preise bzw. der Menge das Er-

lösniveau konstant halten. Bei schwankender Menge verändert sich der Preis umgekehrt

proportional zu der Mengenveränderung. Um die Erlösobergrenze nicht zu überschrei-

ten, was von der BNetzA kontrolliert wird, muss ein Netzbetreiber die zukünftigen

Durchleitungsmengen schätzen. Anhand dieser Schätzungen wird ein Erlöspfad in der

Regulierungsperiode vorgegeben. So müssen die Preise jedes Jahr an die Mengen ange-

passt werden, da die Erlösobergrenze nicht überschritten werden darf. Jedoch kann die

Einhaltung der ex ante vorgegebenen Erlösobergrenze nur ex post kontrolliert werden.60

57 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 84 f.; Leprich/Bauknecht (2006) S. 33. 58 Vgl. Busse von Colbe (2007) S. 98. 59 Vgl. Busse von Colbe (2007) S. 98; Franz u.a. (2005) S. 38. 60 Vgl. Franz (2005) S. 3 f.; Haucap/Rötzel (2007) S. 61 f.

21

Um diese Schwankungen in den Griff zu bekommen, ist es nötig eine Hybridisierung

der Revenue-Cap-Regulierung vorzunehmen. Dies erfolgt durch die Einführung der sog.

hybriden Elemente (Erweiterungsfaktoren) in die Anreizformel. Als Erweiterungsfakto-

ren dienen die Parameter zur Erfassung von Mengen- und Kostenänderungen oder zur

Begrenzung der Renditen.61

Als Vorteil dieses Verfahrens kann die hohe Flexibilität der Netzbetreiber bezüglich der

Bestimmung der Preise und Mengen und der niedrige Informationsbedarf und die damit

verbundenen niedrigen Transaktionskosten des Regulierers angesehen werden, da nur

die Erlöse kontrolliert werden müssen. Diese hohe Flexibilität kann anderseits auch als

Nachteil angesehen werden, weil sie zu oben beschriebenen Schwankungen führt, was

wiederum die Eingriffsintensivität des Regulierers erhöht und eine Ex-Post-Aufsicht

nach sich zieht.62

4.1.2.2 Yardstick Competition

Die Yardstick-Regulierung (Vergleichswettbewerb) stellt die stärkste Form der Anreiz-

regulierung dar, denn dabei werden die zukünftigen Erlöse vollständig von den anfal-

lenden Kosten entkoppelt. Bei diesem Verfahren werden die Netzbetreiber anhand eines

Vergleichsmaßstabes miteinander verglichen. Es wird meistens über die Bildung der

Durchschnittskosten ein Vergleich angestellt. Vergleicht man ein Unternehmen mit dem

Maßstab (hier die durchschnittlichen Kosten aller Netzbetreiber), dann kann festgestellt

werden wie effizient ein Unternehmen im Vergleich zu einem Anderen wirklich ist.

Dies stellt aber noch keine Regulierung dar. Erst, wenn den effizienten Unternehmen,

im Gegensatz zu den weniger Effizienten, die zusätzlichen Gewinne gewährt werden,

entsteht ein Wettbewerb unter allen Unternehmen der regulierten Branche. Damit

kommt man dem tatsächlichen Wettbewerb am nächsten.63 Durch den Effizienzver-

gleich haben die einzelnen Unternehmen keinen Einfluss auf die Regulierungsentschei-

dungen, da die Vorgaben anhand der Kosten anderer Unternehmen gemacht werden.

Deswegen müssen alle Unternehmen ein vergleichbares Effizienzniveau besitzen.64

61 Vgl. BNetzA (2006) S. 48; Haucap/Rötzel (2007) S. 62. 62 Vgl. Haucap/Rötzel S. 62. 63 Vgl. Fritz (2005) S. 70 f.; Richmann (2004) S. 137. 64 Vgl. Hirschhausen/Hess (2007) S. 5.

22

Als Vorteil dieses Verfahrens kann der einfache Zugriff auf die verfügbaren Daten sei-

tens Regulierers genannt werden, um so einen Vergleich durchführen zu können. Als

problematisch erweist sich jedoch die Bildung des Durchschnittswertes, da die im Ver-

gleich besser stehenden Unternehmen dadurch einen Anreiz bekommen ihre zu regulie-

renden Werte an den Durchschnitt anzupassen und daraus resultierende Gewinne einzu-

behalten. Dieses Problem verstärkt sich zusätzlich, wenn nur wenige Unternehmen ei-

nem Vergleich unterzogen werden, denn so können sie leichter Absprachen treffen. Es

besteht also die Gefahr des kollusiven Verhaltens.65 Weiterhin kann ein Vergleichswett-

bewerb nur dann funktionsfähig sein, wenn die Kostenunterschiede nur auf die Effi-

zienzunterschiede zurückzuführen sind. Ist dies nicht der Fall, dann müssen vom Regu-

lierer die strukturellen Unterschiede wie z.B. Versorgungsdichte, Produkteigenschaften

oder Zusatzleistungen berücksichtigt werden, um so die strukturell benachteiligte Un-

ternehmen nicht in Schieflage zu treiben. Es zeigt sich also das Problem der Vergleich-

barkeit der Netzbetreiber, bedingt durch strukturelle Besonderheiten.66

4.1.3 Zumutbarkeit, Erreichbarkeit und Übertreffbarkeit der Vorgaben

Das Energiewirtschaftsgesetz schreibt vor, dass die Effizienzvorgaben so gestaltet wer-

den müssen, dass der Netzbetreiber diese mit Hilfe von ihm zumutbaren Maßnahmen

erreichen und übertreffen kann. Um die Regulierung im Sinne des Gesetzes zu gestal-

ten, muss der Regulierer wissen wie weit er mit den Vorgaben gehen darf. Daher soll in

diesen Abschnitt geklärt werden, wie die BNetzA die Begriffe Zumutbarkeit, Erreich-

barkeit und Übertreffbarkeit definiert.

Die Zumutbarkeit stellt das Verhältnis zwischen der Grenze der wirtschaftlichen Belas-

tung des Netzbetreibers, die aus den ihm vorgeschriebenen Effizienzvorgaben resultiert,

und den angestrebten Zielen, die mittels Anreizregulierung erreicht werden sollen, dar.

Bei einer generellen Betrachtung kann dann von einer Überschreitung der wirtschaftli-

chen Belastung des Netzbetreibers ausgegangen werden, wenn die Mehrheit der Unter-

nehmen in ihrer wirtschaftlichen Existenz gefährdet ist. Bei der Festsetzung der Erlös-

obergrenze wird den Unternehmen eingeräumt die Gründe für die Überschreitung der

Zumutbarkeit darzulegen, die dann von der zuständigen Regulierungsbehörde überprüft

65 Vgl. Brückmann (2004) S. 35. 66 Vgl. Fritz (2005) S. 72.

23

werden. Daher sind die Effizienzvorgaben so ausgerichtet, dass sie im Verhältnis zu den

Zielen der Anreizregulierung stehen und mit zumutbaren Maßnahmen erreicht werden

können. Die Setzung der Grenze für die zumutbaren Effizienzvorgaben muss so erfol-

gen, dass ein Netzbetreiber unter Ausschöpfung aller Rationalisierungsreserven Erlöse

erzielen kann, die auf oder über den Selbstkosten liegen. Das bedeutet, dass sich ein

Unternehmen erst dann auf Unzumutbarkeit berufen kann, wenn es alle Rationalisie-

rungsreserven ausgeschöpft hat und die aktuellen Selbstkosten die erlaubten Erlöse

übersteigen.67

Erreichbarkeit: Die von der BNetzA gestellten Effizienzvorgaben müssen erreichbar

sein. Hierbei spielt die durch Effizienzvergleich ermittelte Effizienzgrenze die entschei-

dende Rolle. Die Effizienz stellt das Verhältnis zwischen den eingesetzten Kosten und

der erhaltenen Leistung dar. Bei der Ermittlung der Effizienzgrenze in Rahmen eines

Unternehmensvergleichs wird unterstellt, dass ein Unternehmen grundsätzlich zu höhe-

ren Kosten mindestens die gleiche, und zu gleichen Kosten auch weniger, Leistung er-

zeugen kann. Das heißt, dass ein Unternehmen, das zu höheren Kosten die gleiche Leis-

tung wie ein effizientes Unternehmen erbringt, in einem solchen Vergleich als ineffi-

zient einzustufen ist. Das ineffiziente Unternehmen muss dann unter Ausschöpfung sei-

ner Rationalisierungspotentiale die bestehende Ineffizienz beseitigen. Dies kann es

durch Senkung der Kosten oder Steigerung der Leistung erreichen. Als Nachweis für

die Erreichbarkeit der Vorgaben dient das effiziente Unternehmen, das ein entsprechen-

des Kosten/Leistungs-Verhältnis realisiert. Damit der Effizienzvergleich sachgerecht

durchgeführt werden kann, müssen die strukturellen Unterschiede, die sich auf die Kos-

ten der Leistungserbringung auswirken, berücksichtigt werden. Neben dieser generellen

Betrachtungsweise müssen auch die individuellen Besonderheiten im Effizienzver-

gleichsverfahren berücksichtigt werden. Falls sich ein Unternehmen bei einem Unter-

nehmensvergleich durch spezifische und gewichtige Besonderheiten seines Netzgebie-

tes benachteiligt fühlt, so muss es diese der Regulierungsbehörde nachweisen können.

Die Bestimmung des Zeitraumes für die Erfüllung vorgegebener Effizienzvorgaben

muss ebenso in einer Einzelfallbeurteilung stattfinden, da eine sachgerechte Beurteilung

nur unter Berücksichtigung der Unternehmenssituation im Einzelfall erfolgen kann.68

67 Vgl. BNetzA (2006) S. 31 ff. 68 Vgl. BNetzA (2006) S. 32 f.; Baur u.a. (2006) S. 86.

24

Die Übertreffbarkeit der Effizienzvorgaben lässt sich auf verschiedenen Wegen errei-

chen. Sie kann durch einen pauschalen Sicherheitszuschlag oder durch eine entspre-

chende Ausgestaltung der Effizienzvergleichsmethoden sichergestellt werden. Ebenso

lässt sich bei der Umsetzung der Effizienzergebnisse in Effizienzvorgaben die Über-

treffbarkeit durch die Wahl mehrerer Methoden für die Bestimmung der Effizienz und

durch die Möglichkeit einer Bestabrechnung sicherstellen. Die Übertreffbarkeit kann

auch über die zeitliche Komponente für die Erfüllung der Vorgaben erreicht werden,

indem die erforderlichen und zumutbaren Maßnahmen vom Netzbetreiber schneller als

vorgeschrieben ergriffen werden.69

4.2 Bestimmung der Ausgangsbasis In dem Prozess der Festlegung der Netznutzungsentgelte steht an der ersten Stelle die

Bestimmung der Ausgansbasis für die Kosten, an der sich die Erlösobergrenzhöhe

orientiert. Dabei spielen die Kostenüberprüfung der relevanten Betriebs- und Kapital-

kosten, aus deren Summe die Kostenbasis besteht, und die Differenzierung der Kosten

nach der Beeinflussbarkeit die entscheidende Rolle. Daher werden diese Themen neben

der Herleitung der Ausgangsbasis im folgenden Abschnitt näher erläutert.

4.2.1 Herleitung der Ausgangsbasis

Die Ermittlung der Ausgangsbasis soll in mehreren Schritten auf Grundlage der Netz-

entgeltverordnung für Strom (StromNEV) erfolgen.70 Diese Schritte sind in der Abbil-

dung 6 dargestellt.

69 Vgl. BNetzA (2006) S. 34 f. 70 Vgl. BNetzA (2006) S. 157 ff.; Schäffner (2007) S. 14 f.

25

Abbildung 7: Herleitung der Ausgangsbasis

(Quelle: Eigene Darstellung nach Schäffner (2007) S. 14 f.)

Im ersten Schritt sollen die unternehmensindividuellen Kostendaten nach den Regelun-

gen der StromNEV ermittelt werden. Diese Daten sollen von allen Unternehmen abge-

fragt und in einer von der BNetzA aufgebauten Datenbank erfasst werden. Die in einer

solchen Datenbank gesammelten und auf Plausibilität geprüften und widerspruchsfreien

Daten sollen dann für eine weitere Verwendung bei den zuständigen Regulierungsbe-

hörden zur Verfügung stehen.71

Im zweiten Schritt soll eine formale und inhaltliche Kontrolle der angegeben Kosten auf

die Einhaltung der kostenrechnerischen Vorgaben der StromNEV durchgeführt werden.

Das EnWG sieht eine Bestimmung des Ausgangsniveaus unter Berücksichtigung der

Effizienz zu Beginn der Regulierungsperiode vor. Weiterhin fordert das EnWG eine

sofortige Absenkung auf ein effizientes Kostenniveau. Deshalb soll zusätzlich zu einer

formalen und inhaltlichen Kostenprüfung eine Korrektur der extrem überhöhten Kosten

erfolgen.72

Aus dem zweiten Schritt ergeben sich die Kostendaten, die auf Basis der StromNEV

errechnet wurden. Demnach können die Netzkosten in aufwandsgleichen und kalkulato-

rischen Kostenelemente unterteilt werden. Zu den kalkulatorischen Elementen zählen

71 Vgl. BNetzA (2006) S. 157 f.; Schäffner (2007) S. 14. 72 Vgl. BNetzA (2006) S. 159.

26

vor allem die kalkulatorischen Abschreibungen und die kalkulatorische Eigenkapital-

verzinsung. Die Höhe der Zinssätze für das Eigenkapital soll von der BNetzA alle zwei

Jahre bestimmt werden. Weiterhin soll eine Verteilung der Kosten auf die nachgelager-

ten Ebenen erfolgen, indem die Kosten verursachungsgerecht auf die Netz- oder Um-

spannungsebene aufgeteilt werden.73

Diese Kostendaten sollen dann im dritten Schritt um die dauerhaft nicht beeinflussbaren

Kosten bereinigt werden. Zu solchen Kosten gehören staatlich auferlegte Kosten (ge-

setzliche Abnahme- und Vergütungspflichten), Kosten vorgelagerter Netze, Konzessi-

onsabgaben und Betriebssteuern sowie ggf. verfahrensregulierte Kosten. Dieser Teil der

Kosten wird im Kap. 4.2.2 näher erläutert.

Im letzten Schritt bei der Ermittlung der Ausgangsbasis sollen die beeinflussbaren Kos-

ten bestimmt werden. Dabei werden die nicht zurechenbaren strukturellen Unterschiede

der Versorgungsgebiete berücksichtigt.

4.2.2 Beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kostenanteile

Neben der Unterteilung der Kosten in beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kosten,

wird von der BNetzA eine Unterteilung der nicht beeinflussbaren Kosten aufgrund zeit-

licher Beeinflussbarkeit vorgenommen. Demnach sind diese Kosten auf die dauerhaft

bzw. vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile zu unterteilen.

Als dauerhaft nicht beeinflussbar gelten solche Kosten, die von den Dritten verursacht

oder exogen vorgegeben werden und weder der Art noch der Höhe nach durch den

Netzbetreiber zu beeinflussen sind. Dazu zählen staatlich auferlegte Kosten wie z.B.

gesetzliche Abnahme- und Vergütungspflichten nach dem Kraft-Wärme-

Kopplungsgesetz (KWK-G) oder dem Erneuerbare Energien-Gesetz (EEG), Aufwen-

dungen an vorgelagerte Netzbetreiber, Konzessionsabgaben, Betriebs- und Gewerbe-

steuer sowie ggf. verfahrensregulierte Kosten. Zu den Letzteren zählen die durch Vor-

gaben der BNetzA bezüglich der Verfahren zur Beschaffung der Regel- und Verlust-

energie sowie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen entstandenen Kosten.74 Nach

Meinung der Monopolkommission sollen die Konzessionsabgaben jedoch den beeinf-

lussbaren Kosten zugeordnet werden, da diese zwischen einem Netzbetreiber und einem 73 Vgl. BNetzA (2006) S. 159 f. 74 Vgl. BNetzA (2006) S. 160 ff.

27

öffentlichen Träger bilateral ausgehandelt werden und dadurch beeinflussbar sind. Der

Anreiz eines Netzbetreibers diese Kosten so niedrig wie möglich zu halten geht verlo-

ren, weil sie durch die Zuordnung zu den nicht beeinflussbaren Kosten vollständig auf

die Netznutzer überwälzt werden.75

Vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile sind solche Kosten, die aufgrund

gebietsstruktureller Besonderheiten für einen effizienten Netzbetreiber unvermeidbar

sind. Diese können im Laufe der Zeit nur der Höhe nach beeinflusst werden, indem die

Netzbetreiber einen technologischen Fortschritt vollziehen. Sie werden im Rahmen ei-

nes Effizienzvergleichs durch Verwendung entsprechender gebietsstruktureller Parame-

ter berücksichtigt und damit von vornherein von Effizienzvorgaben ausgenommen.76

Nur die beeinflussbaren Kostenanteile können den Effizienzvorgaben unterliegen. Sie

ergeben sich aus der Differenz der oben genannter nicht beeinflussbaren Kostenanteile

und der Gesamtkosten. Solche Kosten sind vor allem auf unternehmensindividuelle Ent-

scheidungen und Ineffizienzen zurückzuführen. Jedoch hängt die Höhe dieser Kosten

auch von der Wahl der Methode bei der Effizienzmessung ab. Je besser die Kostentrei-

ber erfasst werden, desto genauer können die ineffizienten Kosten abgegrenzt werden.

Damit die Anreizregulierung ihre volle Wirkung entfalten kann, müssen alle beeinfluss-

baren Kosten aufgedeckt werden. Denn nur dadurch können alle Rationalisierungspo-

tenziale erkannt und Ineffizienzen abgebaut werden.77 Weiterhin stuft die BNeztA sämt-

liche Kosten, die sich im Wettbewerb nicht einstellen würden, als beeinflussbar ein.

Dabei werden jedoch die Kosten, die durch den Regulierungsprozess entstanden sind,

völlig ignoriert. Diese würden im Wettbewerb nicht entstehen und sind von den Unter-

nehmen kaum beeinflussbar. Dies sollte jedoch einen relativ geringen Effekt auf die

Höhe der Netzentgelte haben.78

Die Frage nach der Beeinflussbarkeit der Kosten bezieht sich besonders auf den Zeit-

rahmen der Regulierungsperiode. Sind die bestimmten Kosten innerhalb einer Regulie-

rungsperiode vom Netzbetreiber nicht steuerbar, dann sind solche Kosten als nicht be-

einflussbar zu klassifizieren. Die Kosten, die aus einer gegenwärtigen Entscheidung

resultieren und zukünftig veränderbar sind, werden als beeinflussbar bezeichnet. Des-

wegen sind bei der Einführung der Anreizregulierung die Kosten wie Altinvestitionen

75 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 222. 76 Vgl. BNetzA (2006) S. 164 f. 77 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 220 ff.; Steinbach/Kremp (2006) S. 34. 78 Vgl. BNetzA (2006) S. 24; Pedell (2007) S. 81.

28

als nicht beeinflussbar einzustufen, da ihr Entscheidungszeitpunkt in der Vergangenheit

liegt.79

4.2.3 Betriebs- und Kapitalkosten (OPEX/CAPEX)

Die zur Berechnung der Ausgangsbasis beeinflussbaren Kosten können in Betriebskos-

ten (Operational Expenditure/OPEX) und Kapitalkosten (Capital Expenditure/CAPEX)

unterteilt werden. Die BNeztA hält eine integrierte Betrachtung der beiden Kosten, also

eine Gesamtkostenbetrachtung, für notwendig. Dadurch bleibt dem Unternehmen selbst

überlassen wie sich die Gesamtkosten (Total Expenditure/TOTEX) zusammensetzen.

Der Netzbetreiber kann seinen Betrieb eher kapitalkosten- oder betriebskostenintensiv

betreiben und kann entscheiden in welchem Bereich er am günstigsten Effizienzen stei-

gert ohne die Versorgungsqualität zu gefährden.80

Durch eine Gleichbehandlung der OPEX und CAPEX wird die regulatorische Eingriffs-

tiefe auf das notwendige Maß beschränkt und der Rationalisierungsdruck verteilt sich

auf die beiden Kostenblöcke, da die Kosteneinsparungen weder auf Betriebskosten-

noch Kapitalkostenseite von der BNetzA bevorzugt werden.81 Um die Anreize und die

Probleme, die aus einer solchen Betrachtung resultieren, besser zu verstehen, werden

die OPEX bzw. CAPEX getrennt betrachtet.

Um die Ineffizienzen abbauen zu können, müssen die Unternehmen die OPEX im Laufe

der Regulierungsperiode senken. Da die Personalkosten einen wesentlichen Teil der

Betriebskosten ausmachen, wird von den Gewerkschaften eine Senkung der Kosten auf

Kosten des Personals befürchtet. Daher verlangen sie die Ausnahme der gesamten Per-

sonalkosten aus den beeinflussbaren Kosten und eine Zuordnung zu den nicht beeinf-

lussbaren Kosten. Das bedeutet wiederum, dass die Personalkosten damit von der Wir-

kung der Anreizregulierung ausgenommen wären. Dieser Vorschlag mag Vernünftig

erscheinen, wenn man weiß, dass die einzelnen Unternehmen einen begrenzten Einfluss

auf die zu zahlenden Tarife haben und diese daher begrenzt beeinflussbar sind. Jedoch

generell gesehen können die gesamten Personalkosten einer Anreizregulierung nicht

entzogen werden, da die unternehmerischen Entscheidungen auch den Einsatz des Per-

79 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 221 f. 80 Vgl. BNetzA (2006) S. 53; Ebert (2007) S. 72. 81 Vgl. Ebert (2007) S. 72; Leprich (2006) S. 199.

29

sonals berühren. Daher sollen die spezifischen Personalkosten bei der Ermittlung der

Effizienzvorgaben berücksichtigt werden.82

Bei der Festlegung der Kostenbasis für die Betriebskosten müsste theoretisch darauf

geachtet werden, dass die prognostizierbaren Kosten, die durch Integration dezentraler

Optionen83 innerhalb einer Regulierungsperiode anfallen, als Kostenart berücksichtigt

werden. Dazu gehören Aufwendungen in der Betriebsführung, Kosten für Serviceleis-

tungen und Transaktionskosten. Diese Kosten sollen von den Netzbetreibern ausgewie-

sen und ein Antrag auf die Anerkennung als künftige Betriebskosten gestellt werden, da

die BNetzA keine Kostenprognose durchführt. Jedoch nicht alle Integrationskosten

können vorher bestimmt werden.84 Daher ist von der BNetzA eine jährliche nachholen-

de Anpassung dieser nicht absehbaren Kosten innerhalb der Regulierungsperiode durch

einen Ausgleichsfaktor vorgesehen. Dieser Ausgleichsfaktor wird in der Anpassungs-

formel durch Einführung der Erweiterungsfaktoren berücksichtigt.85 Dadurch wird eine

automatische Kostenanpassung vorgenommen, falls die Kostensteigerungen durch Er-

weiterungsinvestitionen verursacht werden. Die entscheidenden Parameter sind die ver-

sorgte Fläche, die Zahl der Netzanschlüsse und die Lasten an den Netzanschlüssen.

Damit entfällt die Notwendigkeit die Integrationskosten bereits bei der Ermittlung der

Kostenbasis explizit abzuschätzen. Die Vergütungen für die dauerhafte Minderung der

Netzlast, die von den Netzbetreibern an die dezentralen Anlagebetreiber gezahlt werden,

müssten ebenfalls als Bestandteil der OPEX anerkannt werden, da sie sich in der An-

passungsformel durch hybride Elemente nicht berücksichtigen lassen.86

Die Kapitalkosten als zweiter Kostenblock, der in die anrechenbaren Gesamtkosten der

Ausgangsbasis einfließt, besitzen erhebliche Rationalisierungspotenziale, wenn unters-

tellt wird, dass viele Netzkonfigurationen nicht optimal sind. Sie setzen sich vor allem

aus den kalkulatorischen Abschreibungen auf das Betriebsvermögen zusammen und von

den Verbänden der Energieversorger (z.B. VDEW) wird die Befürchtung geäußert, dass

es zu einer Zurückhaltung der Investitionen seitens Netzbetreibern kommen könnte,

82 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 97 f.; Steinbach/Kremp (2006) S. 34. 83 Unter dem Begriff „dezentrale Optionen“ werden solche Technologien und Maßnahmen verstanden,

die zu einer stärkeren Dezentralisierung des Stromsystems führen. Dazu zählen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Erneuerbaren-Energieanlagen, Lastmanagement-Optionen und gezielte Effizienz-Maßnahmen bei den Kunden und die dezentrale Stromspeichertechnologien. Da es keine eindeutige Abgrenzung für die dezentralen Erzeugungsanlagen gibt, geht man in der Regel davon aus, dass sie in das Nieder- bzw. Mittelspannungsnetz und kundennah/lastnah einspeisen. Vgl. Leprich (2006) S. 198 f.

84 Vgl. Leprich/Bauknecht (2006) S. 33; Ebert (2007) S. 72 f. 85 Vgl. BNetzA (2006) S. 150; Leprich (2006) S. 199 f. 86 Vgl. Leprich (2006) S. 200; Ebert (2007) S. 73.

30

falls es einen Rationalisierungsdruck auf die CAPEX gibt. Falls es zu einer solchen Hal-

tung der Netzbetreiber käme, dann könnte man dieses Problem durch die Veräußerung

der Netze an kaufwillige Dritte lösen. Dazu müsste es jedoch genügend Investoren ge-

ben, die unter den neuen Bedingungen der Anreizregulierung in die Netze investieren

wollen. Den Erfahrungen aus dem Ausland zu Folge sollte es genügend Investoren ge-

ben, die unter den Bedingungen der Anreizregulierung die Netze betreiben würden.87

Betrachtet man die Investitionen in die dezentralen Optionen, stellt sich hier die Frage,

nach welchen Kriterien der Regulierer die Investitionskosten für die Netze in die Kos-

tenbasis einfließen lässt. Prüft er lediglich tatsächlich durchgeführte Netzinvestitionen,

die tatsächlich entstandenen Kosten und ob die Preise marktgerecht waren, dann entfällt

für die Netzbetreiber der Anreiz über die Alternativen nachzudenken. Ein solcher An-

reiz entstünde erst dann, wenn die Netzbetreiber verpflichtet wären die Investitionsal-

ternativen, z.B. dezentrale Erzeugungsanlagen anstatt Erhöhung der Netzanschlusska-

pazität, durchzukalkulieren. Falls eine solche Vergleichsrechnung ergibt, dass die Al-

ternative zu niedrigeren Gesamtkosten führt, dann sollten nur Kosten bis zu dieser Höhe

anerkannt werden. Dieser Ansatz würde jedoch die Regulierungsintensität der BNatzA

erhöhen.88

Eine weitere Form des Anreizes kann durch die Genehmigung der individuellen Investi-

tionsbudgets entstehen. Dabei wird jedem Netzbetreiber ein individuelles Investitions-

budget für eine Regulierungsperiode genehmigt, womit eine ausreichende Versorgungs-

sicherheit und –qualität gewährleistet werden soll. Dadurch ergäbe sich der Anreiz für

die Netzbetreiber, die kostengünstigste Lösung zu ermitteln und umzusetzen.89

Diese zweite Form des Anreizes, der durch die Genehmigung der individuellen Investi-

tionsbudgets für einzelne Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen entsteht,

wird von der BNetzA bevorzugt. Allerdings bezieht sich dieser Ansatz nur auf die

Übertragungsnetzbetreiber. Für die Verteilnetzbetreiber sind solche Investitionsbudgets

nicht vorgesehen. Die Investitionsbudgets sollen zur Behebung der Schwachstellen und

zum Erreichen der Netzentwicklungsziele dienen. Da sie als nicht beeinflussbare Kosten

behandelt werden, fließen sie nicht in die Kostenbasis ein. Die BNetzA will vor allem

die Referenzanalyse zur Überprüfung der zu genehmigenden Investitionsprojekte he-

87 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 95; Leprich (2006) S. 200. 88 Vgl. Leprich (2006) S. 200; Ebert (2007) S. 75. 89 Vgl. Leprich (2006) 200.

31

ranziehen, welche auf Kennzahlen wie versorgte Fläche, Netzanschlüsse oder Netz-

höchstlast basiert. Da dieses Verfahren sehr aufwendig ist und auf einer Vielzahl der

Grundlagendaten beruht, liegt hier auch ein Grund warum die zahlreichen Verteilnetz-

betreiber von dieser Regelung ausgeschlossen bleiben.90

4.3 Korrektur der Ausgangsbasis durch Effizienzvergleich

An die im vorherigen Abschnitt beschriebenen Schritte schließt sich die Durchführung

eines Effizienzvergleiches und die Bestimmung der individuellen Effizienzziele an. Da-

her werden im folgenden Abschnitt der Effizienzvergleich und die dafür benötigten Me-

thoden sowie die Vor- und Nachteile dieser Methoden dargestellt.

4.3.1 Der Effizienzvergleich (Benchmarking)

Das entscheidende Problem der Regulierung liegt in der asymmetrischen Informations-

verteilung zwischen den regulierten Unternehmen und dem Regulierer, denn die Unter-

nehmen haben grundsätzlich bessere und genauere Informationen bezüglich ihrer Kos-

ten, Märkte und Kunden als der Regulierer. Diese Informationen sind sie ebenso nicht

bereit zu offenbaren. Um dieses Problem zu umgehen oder zumindest zu verringern,

scheint es vorteilhaft über einen Vergleich unter den Unternehmen (Benchmarking)

nachzudenken. Auf die auf diese Weise gewonnenen Informationen haben die Unter-

nehmen keinen entscheidenden Einfluss, weshalb sie auch nicht strategieanfällig sind.

Grundsätzlich lässt sich ein Benchmarking danach unterscheiden, ob es sich auf die

durchschnittliche Leistung der Unternehmen oder an den besten Unternehmen (Frontier

oder Best Practice) bzw. an der Effizienzgrenze orientiert.91 Die Orientierung an den

Frontier-Unternehmen wird, entgegen der Auffassung der Interessenvertreter der Netz-

betreiber, von der BNetzA bevorzugt.92

Die Orientierung an den effizienten Unternehmen ist aus ökonomischer Sicht aus zwei

wesentlichen Gründen zu bevorzugen. Würde man sich am Durchschnitt orientieren,

dann wären rund 50 Prozent der Unternehmen gezwungen ihre Ineffizienzen abzubauen,

nämlich die Unternehmen die schlechter Abschneiden als der Durchschnitt. Die andere

90 Vgl. BNetzA (2006) S. 73 f.; Leprich (2006) S. 200. 91 Vgl. Franz/Stronzik (2005) S. 1 f.; BNetzA (2006) S. 35. 92 Vgl. BNetzA (2006) S. 35.

32

Hälfte, also diejenigen Unternehmen die besser Abschneiden, unter denen einige Netz-

betreiber nur knapp diese Grenze überschreiten, würden sich diesem Zwang entziehen,

obwohl anzunehmen ist, dass sie noch deutliche Verbesserungspotenziale bezüglich der

Effizienz haben. Dieses Problem lässt sich nur durch den Vergleich mit dem Frontier-

Unternehmen beheben. Der zweite Grund ist, dass die über dem Durchschnitt liegenden

Netzbetreiber keinen Anreiz haben sich weiter zu verbessern, da sie dadurch keinen

Vorteil erlangen. Nur die schlechter abschneidenden Unternehmen haben durch die

Auflagen einen Anreiz sich zu verbessern.93

Ein Effizienzvergleich soll unter den Netzbetreibern die ineffizienten Unternehmen er-

mitteln und ihre Netznutzungsentgelte entsprechend nach unten anpassen. Mit Hilfe des

Benchmarkings sollen die Effizienzvorgaben gebildet und in die Anreizformel integriert

werden. Der BNetzA nach sollen die ermittelten Ineffizienzen innerhalb von zwei Re-

gulierungsperioden abgebaut werden. Durch den Effizienzvergleich, der sich an Fron-

tier-Unternehmen orientiert, wächst ein Rationalisierungsdruck, der die Netzbetreiber

dazu bewegt, die vermeidbaren Kosten auch wirklich zu vermeiden.94

Der Vergleichbarkeit wegen, muss die Effizienz verschiedener Netzbetreiber zuerst ver-

gleichbar gemacht werden. Dafür müssen Vergleichsparameter definiert werden, um

eine sachgerechte Analyse zu ermöglichen. Sie sollen die individuelle Situation der

Netzbetreiber abbilden.

Einerseits müssen die Leistungsdaten identifiziert werden, damit sie den Kostendaten

gegenüber gestellt werden können. Diese Leistungsparameter sollen die folgenden drei

Dimensionen repräsentieren, die die Aufgaben der Netzbetreiber beschreiben. Die erste

Aufgabe des Netzbetreibers ist es, den Strom vom Vertriebsunternehmen zu den End-

kunden zu transportieren, wobei Kosten, z.B. aus den Netzverlusten, entstehen. Die

Zweite ist die Bereitstellung der Kapazität, denn nur die ausreichend dimensionierten

Netze können eine sichere Versorgung in den Spitzenlastenzeiten gewährleisten. Die

letzte Aufgabe stellt der Kundenservice bzw. die Gewährleistung der Kundenanbindung

dar. Damit sind vor allem Kosten für spezielle Anlagen wie Leitungsnetze oder Zähl-

punkte verbunden.95

93 Vgl. Franz/Stronzik (2005) S. 2 f. 94 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 98; BNetzA (2006) S. 67. 95 Vgl. BNetzA (2006) S. 205.

33

Anderseits müssen zusätzlich die Strukturdaten, die sich aus äußeren (exogenen) Ein-

flüssen ergeben, berücksichtigt werden, da die Netzbetreiber in unterschiedlichem Maße

davon betroffen sind. Die Berücksichtigung der Strukturparameter soll die erschweren-

den bzw. erleichternden Umstände, die bei der Erbringung der Leistung eines Netzbe-

treibers entstehen, ausgleichen. (ausführlicher dazu Kap. 4.3.2)96

Die Vergleichsparameter sollen den folgenden Kriterien wie Vollständigkeit, Quantifi-

zierbarkeit, Verfügbarkeit, Nicht-Redundanz und Exogenität genügen. Die Vollständig-

keit kann durch eine möglichst vollständige Abbildung der Versorgungsaufgaben des

Netzbetreibers gewährleistet werden. Die Quantifizierbarkeit kann nur durch die Ver-

wendung der quantitativ messbaren Parameter erreicht werden. Weiterhin sollen die

Vergleichsparameter auf vorhandenen oder mit vertretbarem Aufwand beschaffbaren

Daten basieren. Die nicht redundanten Parameter sind solche, die sich auf das Wesentli-

che beschränken und sich nicht überschneiden. Das Kriterium der Exogenität der Ver-

gleichsparameter stellt sich jedoch als problematisch dar. Als exogene Kostentreiber

sind solche anzusehen, die dem Netzbetreiber von außen vorgegeben und von ihm da-

durch nicht beeinflussbar sind. Nur diese sind für einen Vergleich relevant. Die endoge-

nen Kostentreiber dagegen wirken sich auf die Kosten der Netzbetreiber infolge eigener

Entscheidungen aus. Diese Trennung ist in der Praxis allerdings nicht so eindeutig.97

4.3.2 Berücksichtigung der Strukturmerkmale

Damit ein Benchmarking als aussagekräftig und gerecht empfunden wird, müssen die

Strukturparameter identifiziert und in Rahmen eines Effizienzvergleichs quantitativ be-

rücksichtigt werden. Denn sie stellen die wesentlichen Strukturunterschiede zwischen

den Netzbetreibern dar, die sich wiederum in Kostenunterschieden niederschlagen. Da-

durch werden verzerrte Schlussfolgerungen und Maßnahmen vermieden.98

Für die Auswahl der passenden Strukturparameter wurden von der BNetzA die folgen-

den drei methodischen Ansätze benutzt: die Modellnetzanalyse, das Geographische In-

formationssystem und die ökonometrischen Analysen. Mit der Modellnetzanalyse wur-

den die Zusammenhänge zwischen den Kostentreibern sowie deren Beeinflussbarkeit

96 Vgl. BNetzA (2006) S. 205. 97 Vgl. ebenda 205 f. 98 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 99.

34

festgestellt. Ergänzend dazu wurde eine qualitative Kostentreiberanalyse durchgeführt,

die auf einer Expertenbefragung basierte. Anhand eines Geographischen Informations-

systems wurden Parameter ermittelt, die bezüglich der Geographie, Geologie und Topo-

logie die objektiven gebietsstrukturellen Eigenschaften eines Netzgebietes beschreiben.

Die ökonometrischen Analysen überprüften die Kostentreiber auf ihre Relevanz und

Signifikanz. So wurden die exogenen Kostentreiber identifiziert und von der BNetzA zu

zwölf übergeordneten Kostentreiber wie z.B. Zahl der angeschlossenen Erzeugungsein-

heiten (dezentrale Anlagen), zeitgleiche Jahreshöchstlast und Zahl der Anschlusspunkte

zusammengefasst.99

Es müssen auch die negativen Anreize, die aus der Nichtberücksichtigung von Struk-

turmerkmalen resultieren, vorsichtig analysiert werden. Würde man z.B. die Integration

von dezentralen Erzeugungsanlagen, die auf das Netz eine kostensteigernde Wirkung

haben, nicht als Strukturmerkmal annehmen, dann hätte ein solcher Netzbetreiber kei-

nen Anreiz diese Erzeugungsanlagen in sein Netz zu integrieren, da er dadurch die zu-

sätzlichen Kosten vermeiden würde.100 Dieses Problem hat auch die BNetzA erkannt

und bestätigte in einer Untersuchung die höheren Kosten von rund fünf Prozent, die

durch Integration dezentraler Anlagen mit einer Gesamtkapazität in Höhe der Jahres-

höchstlast des betrachteten Netzes entstehen. Jedoch werden in der Praxis noch höhere

Mehrkosten vermutet als die in dieser Untersuchung festgestellten. So werden die de-

zentralen Erzeugungsanlagen als exogener Kostentreiber anerkannt und als erschweren-

des Strukturmerkmal identifiziert.101

Es bleibt aber fragwürdig welches Strukturmerkmal geeignet ist, um diese Mehrkosten

bei einem Effizienzvergleich zu berücksichtigen. Dazu müssen zuerst die anfallenden

Mehrkosten verursachungsgerecht zugeordnet werden. So kann man die Mehrkosten auf

die Betriebs- und Kapitalkosten unterteilen. Allgemein kann man sagen, dass mit stei-

gender Anzahl der Erzeugungsanlagen auch die zusätzlichen Betriebskosten steigen.

Ebenso kann man sagen, dass durch eventuellen Anstieg der Einspeiseleistung im Ver-

hältnis zur Netzhöchstlast auch die zusätzlichen Investitionskosten bzw. Kapitalkosten

steigen könnten. Für die ersten Kosten (OPEX) ist ein Strukturmerkmal, also die Anzahl

der angeschlossenen Erzeugungsanlagen, von der BNetzA anerkannt worden. Für die

Zweiten (CAPEX), also die Einspeiseleistung im Verhältnis zur Netzhöchstlast, ist kein

99 Vgl. BNetzA (2006) S. 66, 204, 242. 100 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 99. 101 Vgl. BNetzA (2006) S. 221, 238; Leprich (2006) S. 201.

35

Strukturmerkmal vorgesehen. Die BNetzA definierte ebenso nicht eindeutig wie diese

Strukturmerkmale quantitativ berücksichtigt werden sollen. Somit ist es nicht ersich-

tlich, um wie viel die Kosten bzw. Entgelte in Abhängigkeit von der jeweiligen Ausprä-

gung der Strukturmerkmale nach oben abweichen dürfen. So wird die Festlegung der

pauschalierten Kosten gestaffelt nach Anlageart und –große für das erste Struktur-

merkmal (Anzahl der Anlagen) vorgeschlagen. Die quantitative Berücksichtigung des

zweiten Strukturmerkmals könnte dadurch gewährleistet sein, dass die gesamte Einspei-

seleistung der Erzeugungsanlagen im Verhältnis zur Netzhöchstlast gestaffelt zu einer

prozentualen Abweichung der Entgelte nach oben berechtigt.102

Es kann insgesamt festgestellt werden, dass ein Effizienzvergleich unter Berücksichti-

gung der Strukturmerkmale die Rationalisierungsbemühungen der Netzbetreiber in die

richtige Richtung lenken und „schwarze Schafe“ identifizieren kann, er jedoch ohne

Qualitätsvergleich stets als unvollständig und wenig aussagekräftig erscheint.103

4.3.3 Methoden zur Bestimmung der Effizienz

Bei der Ermittlung der Faktoren, die zu Kostenänderungen führen (Kostentreiber), und

bei der Durchführung eines Effizienzvergleiches, greift die BNetzA auf die international

erprobten und wissenschaftlich fundierten Methoden zurück. Zu den anzuwendenden

Vergleichsverfahren zählen die Dateneinhüllungsanalyse (Data Envelopment Analysis –

DEA), die Stochastische Effizienzgrenzenanalyse (Stochastic Frontier Analysis – SFA)

und die analytischen Kostenmodelle (Modell- und Referenznetzanalyse).

4.3.3.1 Dateneinhüllungsanalyse (DEA)

Die Dateneinhüllungsanalyse ist ein nicht-parametrisches Verfahren, bei dem ein Un-

ternehmen mit einer Vielzahl anderer Unternehmen verglichen werden kann. Dabei

wird kein Durchschnitt sondern eine Effizienzgrenze (frontier) gebildet, mit der die

Leistung der einzelnen Unternehmen verglichen wird. Die Effizienzgrenze wird mittels

Linearkombination der effizienten Unternehmen bestimmt. Als effizient werden solche

102 Vgl. Leprich (2006) S. 201; Ebert (2007) S. 80. 103 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 100; Leprich u.a. (2007) S. 93.

36

Unternehmen definiert, die das günstigste Input/Output104-Verhältnis haben (Abbildung

8). Das Frontier-Unternehmen erhält dann ein sog. DEA-Score von 100 Prozent und die

weniger effizienten Unternehmen eine Effizienz von weniger als 100 Prozent. Eine

Aussage über die absolute Effizienz kann bei diesem Verfahren nicht getroffen werden,

da durch relativen Vergleich die versteckten Ineffizienzen von Frontier-Unternehmen

nicht aufgedeckt und somit alle Effizienzsteigerungspotenziale nicht ausgeschöpft wer-

den können. Eine explizite Annahme bezüglich der Produktions- oder Kostenfunktion

ist bei dieser Methode nicht nötig.105

Abbildung 8: Prinzip der DEA

(Quelle: Kutschke u.a. (2004) S. 142)

In ihrer Grundform werden alle Unternehmen einer Datengruppe untereinander vergli-

chen. Dabei wird keine Rücksicht auf die unterschiedlichen Unternehmensgrößen und

deren Einfluss auf die Kosten genommen. Somit werden konstante Skalenerträge ange-

nommen. Weiterhin kann zwischen der input- und output-orientierten DEA unterschie-

den werden, wobei die input-orientierte beim Vergleich von Netzbetreibern herangezo-

gen wird. Dies liegt daran, dass von den Netzbetreibern die Leistung bzw. Output nicht

beeinflussbar ist und bei einer input-orientierten DEA wird die Effizienzgrenze durch

Minimierung der Inputs bei gegebenen Outputs gebildet.106

104 Als Inputgrößen können z.B. Kosten oder Unterbrechungsdauer genommen werden. Die Outputgrößen

sind z.B. Zahl der Netzanschlüsse oder Leitungslänge. 105 Vgl. Franz/Stronzik (2005) S. 9; Kutschke (2004) S. 142; BNetzA (2006) S. 175 f. 106 Vgl. BNetzA (2006) S. 178; Franz/Stronzik (2005) S. 10.

37

Als Vorteile dieses Verfahrens können die Anwendbarkeit sogar auf die kleine Anzahl

der Unternehmen, Nachvollziehbarkeit des Verfahrens und explizite Herausstellung

effizienter Unternehmen genannt werden. Als wichtigster Vorteil ist die Flexibilität des

Verfahrens zu nennen, da keine funktionellen Annahmen bezüglich der Kosten (Input)

und der Leistung (Output) gemacht werden und das Modell sich dadurch an die Daten

anpasst und nicht umgekehrt.107

Als größter Nachteil der DEA wird die Anfälligkeit gegenüber sog. Datenausreißern

genannt. Bei dem Verfahren gilt schon ein Unternehmen als effizient, wenn es bereits in

Bezug auf einen einzelnen Parameter effizient ist, ohne das dabei ein Bezug auf die an-

deren Parameter genommen wird. Folglich verzerren solche Ausreißer das Ergebnis

anderer, da sie zu Unrecht als effizient gewertet wurden. Fusionieren jedoch zwei in der

Einzelbewertung ermittelte effiziente Unternehmen, dann wird das gemeinsame Unter-

nehmen i.d.R. als wesentlich weniger effizient bewertet. Ebenso kann die statistische

Relevanz von Variablen nicht getestet werden. Wegen des Datenrauschens und Nicht-

überprüfbarkeit der Signifikanz von Daten ist diese Methode als nicht robust einzustu-

fen.108

4.3.3.2 Stochastische Effizienzgrenzenanalyse (SFA)

Die stochastische Effizienzgrenzanalyse ist ein parametrisches (ökonometrisches) Ver-

fahren, bei dem vorab ein funktioneller Zusammenhang zwischen Aufwand (Input) und

Leistung (Output) unterstellt bzw. eine Kostenfunktion geschätzt wird. Das Verfahren

beruht auf Annahmen bezüglich der Abweichungen der Ist-Werte von einer Kosten-

funktion. Dabei wird die Abweichung der Ist-Kosten von den regressionsanalytisch ge-

schätzten Kosten in einen symmetrisch verteilten Störterm vi (Berücksichtigung der

Messfehler und anderen Zufälle wie Unwetter, Streiks usw.) und eine positive Restva-

riable ui (Ausdruck für die Ineffizienz) zerlegt (Abbildung 9). Somit werden sog. Aus-

reißer durch den Störterm berücksichtigt.109

107 Vgl. BNetzA (2006) S. 179 ff. 108 Vgl. Kutschke (2004) S. 142; BNetzA (2006) S. 179. 109 Vgl. Franz/Stronzik (2005) S. 29 ff.; BNetzA (2006) S. 181 f.; Westermann u.a. (2007) S. 57.

38

Abbildung 9: SFA-Effizienzgrenze

(Quelle: SUMICSID (2006) S. 87)

Als Vorteile von SFA können die Berücksichtigung von Datenrauschen und geringere

Anfälligkeit gegenüber Datenausreißern genannt werden. Dem Problem wird durch die

Berücksichtigung vom Störterm begegnet. Weiterhin kann die Leistung auf die statisti-

sche Relevanz getestet werden. Daraus ergibt sich eine Robustheit gegenüber Datenrau-

schen, was bei einem Effizienzvergleich sehr wichtig ist.110

Die Nachteile dieses Verfahrens ergeben sich aus den ex ante zu treffenden Annahmen.

Zum Einen müssen die Annahmen bezüglich Aufwand und Leistung und zum Anderen

hinsichtlich der Fehlerverteilung getroffen werden. Dadurch müssen die Daten an das

Modell angepasst werden und das Verfahren verliert an Flexibilität. Weiterhin setzt die

SFA eine große Stichprobe voraus und ist mathematisch sehr komplex. Ebenso besteht

die Gefahr, dass die Ineffizienzen als Datenrauschen ausgewiesen werden.111

Bei der Auswahl der Methode für den Effizienzvergleich spielen Kriterien wie Flexibili-

tät und Robustheit eine entscheidende Rolle. Da beide Verfahren, DEA und SFA, diese

Kriterien in Einzelbetrachtung erfüllen, wäre es am sinnvollsten die Verfahren gemein-

sam anzuwenden. Dadurch werden die methodischen Vorteile beider Verfahren genutzt

und die Nachteile ausgeglichen. Aus diesem Grund werden diese Methoden von der

BNetzA vorgeschlagen.112 Es bietet sich ebenfalls die Möglichkeit die jeweiligen Effi-

zienzergebnisse mit Hilfe von Korrelation auf Plausibilität zu überprüfen. Fallen also

110 Vgl. BNetzA (2006) S. 182; Franz/Stronzik (2005) S. 41. 111 Vgl. BNetzA (2006) S. 182 ff.; Westermann u.a. (2007) S. 57. 112 Vgl. BNetzA (2006) S. 191 f.

39

die durch DEA und SFA ermittelten Ergebnisse deutlich auseinander, so sind beide Ver-

fahren erneut auf mögliche Fehler zu untersuchen.113

4.3.3.3 Analytische Kostenmodelle (AKM)

Alternativ oder ergänzend zu den oben genannten Methoden können bei einem Effi-

zienzvergleich die analytischen Kostenmodelle genutzt werden. Dabei wird ein reali-

sierbares Optimalnetz für ein bestimmtes Versorgungsgebiet modelliert und ein auf die-

sem Weg entworfenes Netzanlagengerüst monetär bewertet. Die Ineffizienz eines Netz-

betreibers ergibt sich dann aus der Differenz der tatsächlich anfallenden Kosten und der

Kosten des modellierten Optimalnetzes.114

Zu den Modellierungsansätzen zählen die Modell- und Referenznetzanalyse, die sich im

Wesentlichen bezüglich der Detailgenauigkeit der Versorgungsaufgabe unterscheiden.

Die Modellnetzanalyse hat vergleichsweise einen geringeren Datenaufwand, da sie nur

eine Versorgungsaufgabe beschreibt, die als homogen angenommen und durch wenige

Angaben definiert ist. Daraus lassen sich das minimal benötigte Anlagen-Mengengerüst

und die Kosten für eine Versorgungsaufgabe ermitteln. Die räumliche Verteilung des

Netzes wird nicht berücksichtigt bei diesem Ansatz. Im Gegensatz dazu ist die Refe-

renznetzanalyse detailgenauer, was wiederum höheren Datenaufwand verursacht. Sie

berücksichtigt die geographische Lage der Anschlusspunkte, deren Last und realisierba-

re Trassen. Daraus lässt sich ein konkretes und realisierbares Optimalnetz entwerfen

(Abbildung 10).115

113 Vgl. Franz/Stronzik (2005) S. 44. 114 Vgl. BNetzA (2006) S. 176 ff. 115 Vgl. BNetzA (2006) S. 183 ff.

40

Abbildung 10: Referenz- und Modellnetzanalyse

(Quelle: BNetzA (2006) S. 187)

Als vorteilhaft bei diesen Verfahren erscheint die Möglichkeit die versteckten Ineffi-

zienzen, die bei den „effizienten“ Unternehmen im Rahmen der DEA und SFA nicht

offen gelegt werden können, aufzudecken, da die Unternehmen nicht untereinander

sondern mit einem optimalen Netzbetreiber verglichen werden.116

Als Nachteile können der hohe Datenaufwand, der bei der Modellierung optimaler Net-

ze entsteht sowie die starke Abhängigkeit der Kostenmodellierung von den gewählten

Errichtungs- und anderen Kosten, die mit Unsicherheiten verbunden sind, genannt wer-

den. Weiterhin hängt die Berücksichtigung der relevanten Einflussfaktoren von der

Anwendungsweise und den Eingangsdaten ab und ist als problematisch anzusehen.

Wird z.B. die historische Entwicklung der Versorgungsaufgabe nicht berücksichtigt,

dann führt dies zu einer Überschätzung der ermittelten Ineffizienz.117

Bei der Erwägung der AKM unterscheidet die BNetzA zunächst zwischen den Übertra-

gungsnetzbetreibern (ÜNB) und den Verteilnetzbetreibern (VNB). Bei den ÜNB soll

die Referenznetzanalyse zum Effizienzvergleich benutzt werden, da die Anzahl solcher

Betreiber relativ klein ist und der sich daraus ergebende Datenaufwand geringer ist als

bei den VNB. Für die VNB, deren Anzahl wesentlich größer ist, soll in der ersten Regu-

lierungsperiode die Modellnetzanalyse für die Auswahl geeigneter Eingangsdaten für

116 Vgl. BNetzA (2006) S. 176. 117 Vgl. ebenda.

41

die DEA und SFA verwendet werden. Erst ab der zweiten Periode soll die Referenz-

netzanalyse aufgrund erheblichen Datenaufwands zum Einsatz kommen.118

4.4 Festlegung und Ausgestaltung der Anpassungsformel

4.4.1 Die Anpassungsformel und ihre Anreizwirkung

In Rahmen der Erlösobergrenzen-Regulierung, die von der BNetzA für die ersten zwei

Regulierungsperioden vorgesehen ist, soll die Höhe der Entgelte bzw. Erlöse mit Hilfe

der Anreizformel (Anpassungsformel) errechnet werden. Die Erlösobergrenze wird von

der BNetzA vor Beginn der Regulierungsperiode für jedes Jahr der Regulierungsperiode

festgesetzt und das Ausgangsniveau wird auf der Basis des letzten abgeschlossenen Ge-

schäftsjahres (Basisjahr) ermittelt. Dabei werden jährlich die allgemeine Geldwertent-

wicklung, der generelle sektorale Produktivitätsfortschritt, die individuellen Effizienz-

vorgaben sowie die Qualitätskennzahlen bestimmt und bei der Festlegung der Ober-

grenze berücksichtigt.119 Die Anreizformel und die zu berücksichtigenden Elemente

sind in der Tabelle 2 angeführt.

Durch die Festlegung einer automatischen Anpassung der Entgelte bzw. Erlöse inner-

halb einer Regulierungsperiode sollen sich zum Einen ein starker Rationalisierungsan-

reiz und eine Planungssicherheit für die Netzbetreiber und zum Anderen eine Entlastung

der BNetzA von den ständigen Kostenüberprüfungen ergeben. Somit kann auch eine

schlanke Regulierung gewährleistet werden.120

118 Vgl. BNetzA (2006) S. 192 f. 119 Vgl. BNetzA (2006) S. 84. 120 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 101.

42

Tabelle 2: Anreizformel der Erlösobergrenzen-Regulierung

(Quelle: Vgl. BNetzA (2006) S. 84 f.) Mit der Erlösobergrenzen-Formel werden folgende zwei dominierende Anreize entfal-

tet: a) der Anreiz zur Kostensenkung und b) das Bestreben zur Erreichung der Mengen-

prognose (ausführlicher dazu Kap. 4.4.5).121 Im folgenden Abschnitt werden die Ele-

mente der Anreizformel der jeweiligen Anreizwirkung zugeordnet.

121 Vgl. Leprich (2006) S. 202.

43

a) Der Anreiz die Kosten zu senken besteht darin, dass die Unternehmen nur dann ihre

Gewinne steigern können, wenn sie Kostenminimal bei vorgegebener Erlösober-

grenze produzieren.

Die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten (KAdnb,t) stehen in der Formel ausgek-

lammert, weil sie durch Unternehmensentscheidungen nicht beeinflussbar sind und

somit keine kostensenkende Wirkung haben. Bei den vorübergehend nicht beeinf-

lussbaren Kosten (KAvnb,0), die auf nicht zurechenbaren strukturellen Kostenunter-

schieden der verschiedenen Versorgungsgebiete beruhen, besteht ein Kostensen-

kungsdruck. Jedoch ist dieser nicht so groß wie bei den beeinflussbaren Kosten

(KAb,0), weil sie nicht mit den unternehmensindividuellen Effizienzvorgaben

(EVind,t) verknüpft sind.122

Der größte Rationalisierungsdruck wird auf die beeinflussbaren Kosten ausgeübt,

weil sie mit zwei Effizienzfaktoren multiplikativ verknüpft sind. Diese Faktoren

sind zum Einen die individuellen Effizienzvorgaben und zum Anderen die Diffe-

renz von der Steigungsrate des Verbraucherpreisindex (VPIt) und dem generellen

Produktivitätsfortschritt (PFt).123

b) Da die Mengen von den Netzbetreibern prognostiziert werden, haben sie ein Anreiz

diese zumindest nicht zu unterschreiten, denn das würde zu niedrigeren Erlösen

führen. Weiterhin sollte der Netzbetreiber als neutrales Verbindungsglied zwischen

Erzeugung und Vertrieb agieren. Dementsprechend sollte ihm die durchgeleitete

Strommenge (Kilowattstunden) egal sein und er sollte sie nicht beeinflussen kön-

nen. Um diese Anreize zur Stabilisierung der aktuellen Menge bzw. zur Mengen-

ausweitung zu neutralisieren, hat die BNetzA in die Anreizformel das Regulie-

rungskonto (∆RK) und den Erweiterungsfaktor (hybrides Element/ EFind,t) aufge-

nommen.124

4.4.2 Der allgemeine X-Faktor

Der allgemeine (generelle) X-Faktor stellt das zu erwartende Potenzial des Produktivi-

tätsfortschritts in dem Energie- bzw. Netzsektor gegenüber anderen Branchen dar. Wäre

122 Vgl. Ebert (2007) S. 84 123 Vgl. ebenda. 124 Vgl. Leprich (2006) S. 202.

44

er Null, dann würde man erwarten, dass der Netzsektor keine höhere Produktivitätsent-

wicklung als die der Gesamtwirtschaft verzeichnen kann. Ebenso würde das bedeuten,

dass sich der monopolistische Netzsektor in der Vergangenheit gleich entwickelt hat

wie die übrigen, im Wettbewerb stehenden Wirtschaftszweige und es somit keinen

„Nachholbedarf“ gibt.125 In der Anreizformel spielt der generelle X-Faktor (in der For-

mel als PFt bezeichnet) eine entscheidende Rolle, da er unter Berücksichtigung der all-

gemeinen Inflationsrate (Steigungsrate des Verbraucherpreisindexes) angibt, um wie

viel Prozent die Netzbetreiber ihre Netzentgelte in der nächsten Regulierungsperiode

reduzieren müssen.126 Somit sollen die Rationalisierungserfolge zwischen den Netzbe-

treibern und den Netznutzern aufgeteilt werden. Dabei ist eine richtige Schätzung der

allgemeinen Effizienzpotenziale notwendig, denn eine Überschätzung würde die Netz-

betreiber schädigen und von einer Unterschätzung würden die Netzbetreiber auf Kosten

der Kunden profitieren.127 Weiterhin muss ein allgemeiner X-Faktor festgelegt werden,

damit auch die Unternehmen (Frontier-Unternehmen), die keine individuellen Effi-

zienzvorgaben von der BNetzA bekommen, sich noch weiter verbessern können und

effizienter werden.128

Der allgemeine X-Faktor kann mit Hilfe unterschiedlicher Verfahren auf Basis der sta-

tistischen Daten, die meist auf Vergangenheitsschätzungen beruhen, berechnet werden.

Er setzt sich aus dem Produktivitäts- und Inputpreisdifferential zusammen. Das Produk-

tivitätsdifferential ergibt sich aus der Differenz der Produktivitätssteigerung der Ener-

giewirtschaft und der Produktivitätssteigerung der Gesamtwirtschaft. Das Inputpreisdif-

ferential wird analog dazu berechnet.129

Die BNetzA ermittelte mit Hilfe von sog. Törnquistindex einen generellen X-Faktor

von 2,54 Prozent p.a.130 Dieser Wert wurde von den Netzbetreibern als zu hoch angese-

hen und vielfach kritisiert. Die Kritik bezog sich dabei nicht auf die verwendete Be-

rechnungsmethode sondern vor allem auf die Datenbasis, anhand derer der X-Faktor

berechnet wurde. Zum Einen wurden die bei der Berechnung des Produktivitätsfort-

schritts benutzten Datenreihen des Statistischen Bundesamtes seitens der Netzbetreiber

125 Vgl. Diekmann u.a (2007) S. 102 f.; BNetzA (2006) S. 64. 126 Vgl. Stronzik/Franz (2006) S. 1. 127 Vgl. Leprich u.a. (2007) S. 94. 128 Vgl. Ebert (2007) S. 84. 129 Vgl. BNetzA (2006) S. 167 f. 130 Vgl. BNetzA (2006) S. 168; Diekmann u.a. (2007) S. 103.

45

angezweifelt. Zum Anderen wird auch der Einfluss des sog. Kohlepfennings131 auf die

Datenbasis diskutiert und einige Untersuchungen diesbezüglich ergaben keine eindeuti-

gen Ergebnisse. Für die Messung der Produktivitätsentwicklung wird von der BNetzA

der Zeitraum von 1977 bis 1997 genommen. Jedoch wird dieser in zwei Teilzeiträume

zerlegt (1977-1991 und 1993-1997), um die Brüche in den Datenreihen, die aus der

Wiedervereinigung resultieren, zu umgehen. Dabei werden die beiden Teilzeiträume

gleich gewichtet. Diese Vorgehensweise wird ebenso kritisiert, da dadurch die zweite

Zeitspanne höher gewichtet wird. Es wird weiterhin eine Berücksichtigung des „Ehr-

geizfaktors“132, der auf den generellen X-Faktor aufgeschlagen wird, diskutiert. Die

Einführung des „Ergeizfaktors“ halten Stronzik/Franz (2006) zumindest für die erste

Regulierungsperiode für sinnvoll. Zuletzt wird die von der BNetzA verwendete Daten-

reihe zur Berechnung des Inputpreisdifferentials als wenig repräsentativ kritisiert und

führe somit zu verfälschten Ergebnissen.133

Wegen den bestehenden methodischen und Datenschwierigkeiten und aus Gründen der

Rechtssicherheit schlägt die BNetzA zumindest für die erste Regulierungsperiode einen

generellen X-Faktor von 1,5 bis 2 Prozent p.a. vor, der sich an internationalen Werten

orientiert.134

4.4.3 Der individuelle X-Faktor

Der individuelle X-Faktor (in der Anreizformel als EVt bezeichnet) stellt eine unterneh-

mensspezifische Kostensenkungsprogose für den einzelnen Netzbetreiber innerhalb

einer Regulierungsperiode dar. Von der Anreizformel ausgehend kann man sagen, dass

dies als eine Vorgabe für die individuelle Erlössenkung dient. Der individuelle X-Faktor

wurde im Rahmen des Effizienzvergleichs vergleichbarer Netzbetreiber ermittelt. Die

131 Als „Kohlepfennig“ wird eine Ausgleichsabgabe bezeichnet, die in den alten Bundesländern im Rah-

men eines Aufschlags auf den Endkundenpreis für Strom erhoben wurde, um die Kohlebergbau zu subventionieren. Sie wurde im Zeitraum 1975-1995 erhoben und ist somit nicht vollständig in der Da-tenreihe von 1977-1997 enthalten. Dies kann zu einer systematischen Verzerrung der Ergebnisse füh-ren. Vgl. Stronzik/Franz (2006) 13 f.

132 Mit der Einführung der Anreizregulierung wird erwartet, dass ein monopolistisches Unternehmen durch den Wandel zum wettbewerbsorientierten Unternehmen höhere Effizienzgewinne erwirtschaftet als vorher erwartet. Daraus ergibt sich die Abweichung der vorher geschätzten und nach der Regulie-rung beobachteten Produktivitätsentwicklung. Ein Ergeizfaktor soll diese Abweichung ausgleichen, um so die Mehreinnahmen der Unternehmen auf die Konsumenten zu verteilen. Vgl. Stronzik/Franz (2006) S. 16 ff.

133 Vgl. Stronzik/Franz (2006). 134 Vgl. BNetzA (2006) S. 86; Diekmann u.a. (2007) S. 103.

46

zu Grunde liegende Überlegung basiert auf der Annahme, dass ein Netzbetreiber mit

niedrigerem Effizienzniveau seine Kosten stärker senken kann als ein Netzbetreiber, der

bereits auf einem höheren Effizienzniveau ist. Würde man den beiden Netzbetreibern

den gleichen individuellen X-Faktor vorgeben, dann könnte der Schlechtere höhere

Renditen erzielen. Somit wird eine Diskriminierung des Netzbetreibers, der bereits ein

höheres Effizienzniveau aufgrund vorgenommener Maßnahmen zur Produktivitätsstei-

gerung erreicht hat, verhindert. Die „vollständig effizienten“ Netzbetreiber (Frontier-

Unternehmen) bekommen keine individuellen X-Faktoren vorgegeben.135

Als problematisch stellt sich dabei die direkte Transformation der Ergebnisse, die aus

dem Effizienzvergleich stammen, in die individuellen X-Faktoren dar. So wird z.B. bei

einem Unternehmen mit einer ermittelten Ineffizienz von 25 Prozent und einer vorgege-

bener Abbauzeit von 10 Jahren ein individueller X-Faktor auf 2,5 Prozent p.a. festge-

setzt (25 % : 10 Jahre = 2,5 % p.a.). Diese direkte Umsetzung der Ergebnisse in indivi-

duelle Effizienzvorgaben erscheint vor dem Hintergrund, dass die ermittelten Effizien-

zen nicht der „wahren“ (absoluten) Effizienz entsprechen, da ein Vergleich unter den

Netzbetreibern selbst stattfindet und somit eine relative Effizienz ermittelt wird (Fron-

tier-Unternehmen können auch versteckte Ineffizienzen enthalten), als nicht geeignet.136

4.4.4 Integration des Q-Faktors

Ziel einer Anreizregulierung ist es die Kosten des regulierten Unternehmens aufgrund

steigender Produktivität zu senken, um so die Netzentgelte auf ein wettbewerbliches

Niveau zu bringen. Diese Kostensenkung kann aber von den Netzbetreibern auch durch

die Senkung der Versorgungsqualität erzielt werden. Um dies zu verhindern, wird in der

Anreizformel ein Qualitätsfaktor (Q-Faktor/Qt) eingeführt. Dieser Term kann sowohl

positiven als auch negativen Wert in Abhängigkeit von der gemessenen Versorgungs-

qualität einnehmen und sorgt dadurch für die Veränderung der genehmigten Erlösober-

grenze. Werden die vorgeschriebenen Qualitätsstandards überschritten, wird das Unter-

nehmen durch Erhöhung der Erlösobergrenze belohnt. Dadurch werden vor allem die

Zusatzkosten für die Gewährleistung der hohen Versorgungsqualität kompensiert. Die

135 Vgl. Schaefer/Schönefuß (2006) S. 175. 136 Vgl. ebenda S. 180 ff.

47

Sanktionierung der Unternehmen erfolgt durch die Senkung der Erlösobergrenze wenn

diese Standards nicht eingehalten werden.137

4.4.5 Neutralisierung der Mengeneffekte

Zur Neutralisierung der beschriebenen Mengeneffekte hat die BNetzA in der Anreiz-

formel zwei Faktoren vorgesehen. Der erste Faktor ist ein für jeden Netzbetreiber einge-

richtetes Regulierungskonto (∆RK), das zum Ausgleich der kurzfristigen Mengen-

schwankungen dient. Der zweite Faktor, nämlich der Erweiterungsfaktor (EFt), dient

zur Berücksichtigung der nachhaltigen Mengenänderung.138

4.4.5.1 Das Regulierungskonto

Die Netzbetreiber müssen für jedes Folgejahr Prognosen bezüglich der Kosten und

Mengen abgeben. Sich daraus ergebenden Abweichungen der tatsächlichen von den

prognostizierten Werten sollen mit Hilfe eines Regulierungskontos ausgeglichen wer-

den. Damit wird eine, vor allem seitens der Kunden unerwünschte, Volatilität der Ent-

gelte beseitigt, da die Preise bei vorgegebenem Erlös und kaum beeinflussbaren Men-

gen die einzige Stellgröße darstellen. Auf einem Regulierungskonto werden die Mehr-

oder Mindererlöse, die sich aus den Abweichungen ergeben, verzeichnet und der Saldo

wird am Ende der Regulierungsperiode in die neue Periode übertragen und dort bei der

Ermittlung des Erlöspfades für die nächste Regulierungsperiode berücksichtigt.139

Auf dem Regulierungskonto entstehen positive oder negative Erlösabweichungen, die

am Ende der Regulierungsperiode verrechnet und sich daraus ergebenden Über- bzw.

Untererlöse verzinst werden. Die Mehrerlöse stellen für die Netzbetreiber somit faktisch

einen unfreiwillig gewährten Kredit der Kunden dar. Um die Gefahr zu mindern, dass

die Netzbetreiber zu geringe Mengen prognostizieren und daraus resultierend Mehrerlö-

se erzielen, die von der BNetzA marktüblich verzinst werden, schlägt die BNetzA die

Einführung eines z.B. zweiprozentigen Toleranzbandes vor. Liegt die Abweichung der

erlaubten von den tatsächlichen Erlösen außerhalb dieser Bandbreite, dann werden sie

mit Zu- bzw. Abschlägen versehen. Dieser Mechanismus soll asymmetrisch zu Unguns-

137 Vgl. Schaefer/Schönefuß (2006) S. 176; Leprich u.a. (2007) S. 96. 138 Vgl. BNetzA (2006) S. 150 ff.; Leprich (2006) S. 202. 139 Vgl. BNetzA (2006) S. 154; Leprich (2006) S. 202.

48

ten der Netzbetreiber ausgestaltet werden. Damit soll die Prognosegüte der Netzbetrei-

ber verbessert werden.140

Unter Anreizgesichtspunkten ist die Einführung eines Regulierungskontos als positiv zu

bewerten. Dadurch werden die Netzbetreiber bestrebt sein die Unterschreitungen der

Mengenprognose zu vermeiden und ein Kontoausgleich am Ende der Regulierungspe-

riode bietet ihnen die Sicherheit, dass sich Mengeneinbußen nicht unbedingt in Ge-

winneinbußen auswirken.141

4.4.5.2 Der Erweiterungsfaktor

Mit der Regulierungsformel wird dem Netzbetreiber vorgeschrieben zu welchen Kosten

die gegebenen energienetzwirtschaftlichen Leistungen erbracht werden sollen. Jedoch

kann es im Laufe der Regulierungsperiode zu einer Erhöhung der vorzubringenden

Leistungen (z.B. Netzanschlüsse) und dadurch auch zu Kostensteigerungen kommen.

Um die nachhaltige Mengenentwicklung zu berücksichtigen, wird von der BNetzA ein

Erweiterungsfaktor in die Anreizformel aufgenommen. Da der Erweiterungsfaktor in

der Formel mit den beeinflussbaren und vorübergehend nicht beeinflussbaren Kosten

multipliziert wird und er selbst nur einen Wert von größer oder gleich Eins einnehmen

kann, hat er eine steigende Wirkung auf die Erlösobergrenze.142 Somit werden die kos-

tentreibenden Elemente auch innerhalb der Regulierungsperiode berücksichtigt. Würde

man diese nicht berücksichtigen, dann hätten die Netzbetreiber einen Anreiz z.B. neue

Netzanschlüsse durch Ausbau von dezentralen Anlagen, die mit zusätzlichen Kosten

verbunden sind, zu verhindern oder zu verzögern. Somit ist die Berücksichtigung der

Erweiterungsfaktoren in der Anreizformel zur Neutralisierung solcher negativen Anrei-

ze als geeignet zu bewerten.143

4.5 Flankierende Qualitätsregulierung

Neben der Anreizregulierung muss auch eine Regulierung der Versorgungsqualität vor-

genommen werden, da die Ziele der Anreizregulierung, Kostensenkung unter Produkti-

140 Vgl. BNetzA (2006) S. 154 f. 141 Vgl. Leprich (2006) S. 202. 142 Vgl. BNetzA (2006) S. 150 ff. 143 Vgl. Leprich (2006) S. 202 f.; Diekmann u.a. (2007) S. 105 f.

49

vitätssteigerung, auch durch die Senkung der Versorgungsqualität erreicht werden kön-

nen. Dadurch soll verhindert werden, dass die Netzbetreiber aufgrund des Kostendru-

ckes die Instandhaltung der Netze nicht vernachlässigen und die notwendigen Ersatz-

und Erweiterungsinvestitionen nicht ausbleiben. Ebenso ist ein Effizienzvergleich ohne

Qualitätsvergleich wenig sinnvoll und nicht vollständig, da sich die Kostenunterschiede

zwischen den Netzbetreibern auch aus unterschiedlich hohen Qualitätsniveaus ergeben

können. Die Versorgungsqualität wird durch die folgenden Dimensionen beschrieben:

technische Sicherheit, Produktqualität, Servicequalität, Versorgungssicherheit und –

zuverlässigkeit. Um diese Aspekte in Rahmen der Anreizregulierung berücksichtigen zu

können, ist es nötig diese durch Qualitätskennziffern zu erfassen. Die üblichen Kennzif-

fern erfassen insbesondere die Dimensionen Servicequalität und Zuverlässigkeit. Über

die messbaren und überprüfbaren Kennzahlen kann ein Bonus-/Malus-System, das die

Netzbetreiber bei der Überschreitung der Standards belohnt oder bei der Unterschrei-

tung bestraft, aufgebaut werden. Dieses System wird dann durch den Q-Faktor in die

Anpassungsformel integriert und kann dort seine Wirkung entfalten.144 In den folgenden

Punkten werden die Qualitätsdimensionen und die Kennziffern, mit denen sie gemessen

werden, erklärt sowie die Sicherstellung von Investitionen angesichts der Versorgungs-

qualität vorgestellt.

4.5.1 Technische Sicherheit und Produktqualität

Diese zwei Qualitätsdimensionen sind den Netzbetreibern im Wesentlichen durch tech-

nische Regeln und Standards vorgeschrieben. Die technische Sicherheit umfasst alle

Qualitätsmerkmale, die dazu dienen die Schäden an Menschen und Anlagen zu vermei-

den. Die Produktqualität beschreibt die technische Qualität des Produktes „Strom“ bzw.

den zeitlichen Verlauf der Spannungen beim Strom.145 Da diese Vorgaben schon bei der

Erteilung der Betriebslizenz eingehalten werden müssen und die Nichteinhaltung dieser

einen automatischen Entzug der Lienz bedeutet, werden diese zwei Dimensionen bei

der Qualitätsregulierung nicht gesondert berücksichtigt.146

144 Vgl. Leprich u.a (2007) S. 96; Schaefer/Schönefuß (2006) S. 176. 145 Vgl. BNetzA (2006) S. 123 f. 146 Vgl. Leprich u.a. (2007) S. 96.

50

4.5.2 Servicequalität

Mi der Servicequalität wird das Verhalten der Netzbetreiber gegenüber Netzkunden und

Verbrauchern sowie Qualität der Dienstleistung wie z.B. Einhaltung von Terminen oder

die Qualität der Rechnungslegung erfasst.147 Die Einhaltung der Mindeststandards kann

dann über die international anerkannten Kenngrößen überprüft werden. Dazu schlägt die

BNetzA sieben Kenngrößen wie z.B. Legen von Neuanschlüssen oder Wiederversor-

gung nach Trennung als Folge von Zahlungsausstellungen vor. Ebenso wird ein Zeit-

fenster für die Durchführung dieser Maßnahmen als Grenzwert festgelegt. Bei der

Überschreitung dieses Wertes müssen die Netzbetreiber entsprechende Pönale bezahlen.

Da die Kenngrößen nicht von der Größe und Lage des Unternehmens abhängig sind,

können sie bundesweit einheitlich festgelegt werden. Diese Kundenstandards dienen

zum Schutz der einzelnen Netzkunden und zur Vermeidung von besonders schlechter

Qualität in Einzelfällen. Die Belohnungen für ein Übertreffen der garantierten Kunden-

standards sind nicht vorgesehen.148

Neben diesen Kundenstandards könnte man auch andere Standards wie z.B. umfassen-

dere Serviceleistungen zur Unterstützung dezentraler Einspeisungen einführen. Diese

hätten als Ziel die Informationsdefizite und Marktzutrittsschranken abzubauen sowie die

Investitions- und Transaktionskosten der Anlagenbetreiber zu senken. Bieten die Netz-

betreiber in angemessener Form diese Leistungen an, dann sollen sie belohnt werden.

Andernfalls sollen sie sanktioniert werden. Um die Dezentralisierung des Stromsystems

weiter zu fördern, wäre es sinnvoll eine Kennziffer, die etwas über die „dezentrale Effi-

zienz“ im Netzgebiet des Netzbetreibers aussagt, zu definieren und in die Qualitätsregu-

lierung mit einzubeziehen. Die dezentrale Effizienz bildet dabei die Verminderung der

in einem abgeschlossenen System zentral vorzuhaltenden Leistung zur Erfüllung einer

Versorgungsaufgabe ab. Dabei sind folgende Kennziffern vorstellbar: der Anteil der

dezentralen Anlagen an der Deckung der Netzhöchstlast (Einspeiser), der Anteil der

Netzreservekapazitäten im Verhältnis zur Netzhöchstlast (Einspeiser und Eigenerzeu-

ger) und die Entwicklung der Vollbenutzungsstunden der Netzentnahmen (Eigenerzeu-

ger und Nachfrageseite). Die Einbeziehung dieser Kennziffern könnte dann über ein

Bonus-/Malus-System erfolgen.149

147 Vgl. BNetzA (2006) S. 124. 148 Vgl. BNetzA (2006) S. 137 f.; Leprich u.a. (2007) S. 96. 149 Vgl. Leprich (2006) S. 203; Diekmann u.a (2007) S. 108 f.

51

4.5.3 Versorgungssicherheit und –zuverlässigkeit

Die Versorgungssicherheit bezieht sich auf eine nachhaltige Sicherung der Versor-

gungsqualität. Sie birgt somit einen langfristigen Horizont in sich. Die Versorgungszu-

verlässigkeit beschreibt die Fähigkeit eines Versorgungsnetzes die elektrische Energie

unter Einhaltung der bestimmten Qualitätsstandards von einem Ort zu einem Anderen

zu transportieren. Dabei wird die kurzfristige Entwicklung der Versorgungsqualität be-

trachtet.150

Bei der Beurteilung der kurzfristigen Versorgungsqualität werden üblicherweise fol-

gende Kennziffern verwendet: SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) –

Mittlere Häufigkeit der Versorgungsunterbrechung pro angeschlossenen Kunden im

Betrachtungszeitraum, SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – Mittlere

Dauer der Versorgungsunterbrechung pro angeschlossenen Kunden im Betrachtungs-

zeitraum und CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) – Mittlere Un-

terbrechungsdauer eines unterbrochenen Kunden. SAIFI gibt an, wie oft die Versorgung

eines Kunden durchschnittlich innerhalb eines Jahres unterbrochen wird. CAIDI be-

schreibt, wie lang eine Unterbrechung pro unterbrochenen Kunden im Durchschnitt

dauert. SAIDI ergibt sich aus dem Produkt der anderen zwei Kennziffern und gibt an,

wie lang ein durchschnittlicher Kunde im Jahr unterbrochen war. Bei den Berechnungen

werden sowohl geplante als auch ungeplante Unterbrechungen berücksichtigt.151

Bezüglich der Versorgungszuverlässigkeit sollen auch die Mindeststandards definiert

und deren Nichteinhaltung pönalisiert bzw. Erreichung belohnt werden. Dazu schlägt

die BNetzA Mindeststandards für die maximale Unterbrechungsdauer sowie die Häu-

figkeit langer Unterbrechungen vor, deren Überschreitung mit bestimmten Pönalen ver-

bunden ist. Neben den Mindeststandards plant die BNetzA eine Veröffentlichung von

Qualitätskennziffern sowie die Implementierung eines Qualitätsanreizsystems.152

Das Qualitätsanreizsystem hat das Ziel die Anreize für die Netzbetreiber so zu setzen,

dass sie ein optimales Qualitätsniveau erreichen. Dieses orientiert sich an der Zahlungs-

bereitschaft der Kunden, die durch eine Kundenbefragung festgestellt werden soll. Die

optimale Qualität ist dann erreicht, wenn die zusätzliche Zahlungsbereitschaft der Kun-

150 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 110; BNetzA (2006) S. 124. 151 Vgl. BNetzA (2006) S. 139 f.; Schaefer/Schönefuß (2006) S. 176. 152 Vgl. BNetzA (2006) S. 135 ff.

52

den den zusätzlichen Kosten zur Qualitätsverbesserung des Netzbetreibers entspricht.

Somit gibt der Kunde das optimale Niveau vor. 153 Das Herausfinden der wahren Zah-

lungsbereitschaft der Kunden und des optimalen Qualitätsniveaus stellt sich jedoch in

der Praxis als problematisch dar. Zum Einen gibt es in der Realität verschiedene Kun-

den und Kundengruppen mit unterschiedlichen Wertschätzungen der Qualität. Somit

gibt es auch mehrere Optima bei verschiedenen Kombinationen von Zahlungsbereit-

schaft und Qualität.154 Deswegen soll eine Orientierung an Durchschnittswerten erfol-

gen.155 Zum Anderen ist auch fraglich wie repräsentativ eine Kundenumfrage bzw. wie

gut die Datenqualität bezüglich der Zahlungsbereitschaft ist. Problematisch dabei ist es,

dass die Konsumenten bei diesen Umfragen, die oft tiefgreifendes ökonomisches Ver-

ständnis voraussetzen, nicht alles verstehen und sie sogar bewusst falsche Antworten

geben. Dies verzerrt die Umfrageergebnisse und macht sie sogar unbrauchbar.156

Für die Beurteilung der langfristigen Versorgungssicherheit gibt es international keine

belastbaren Kennziffern. Um die Kluft zwischen einer Verbesserung der kurzfristigen

Qualitätskennziffern und einer langfristigen Verschlechterung des Netzzustandes so

klein wie möglich zu halten, wurde in Großbritannien für eine, im Vergleich zu

Deutschland, kleine Anzahl an Netzbetreibern eine Einzelfallbetrachtung durchgeführt

und individuelle Investitionsbudgets festgelegt. Dies erscheint in Deutschland ange-

sichts großer Anzahl der VNB aus aufwandstechnischen Gründen als nicht durchführ-

bar. 157 Für die kleine Anzahl der ÜNB sind die Investitionsbudgets vorgesehen, da sie

zudem für die Versorgungssicherheit eine besondere Rolle spielen.158

4.5.4 Investitionen in die Versorgungsqualität

Die Versorgungsqualität könnte angesichts des Kostendruckes unter mangelnden Inves-

titionen der Netzbetreiber in die Netzinfrastruktur leiden. Damit dies nicht passiert,

schlägt die BNetzA einige Maßnahmen vor, die dafür sorgen, dass eine funktionierende

Qualitätsregulierung stattfindet. Bevor die Maßnahmen vorgestellt werden, bedarf es

153 Vgl. BNetzA (2006) S. 139. 154 Vgl. Haucap/Rötzel (2007) S. 66 f. 155 Vgl. BNetzA (2006) S. 53. 156 Vgl. Haucap/Rötzel (2007) S. 65. 157 Vgl. Diekmann u.a. (2007) S. 110 f. 158 Vgl. BNetzA (2006) S. 127.

53

einer Unterscheidung zwischen den Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen

einerseits und den Ersatzinvestitionen anderseits.

Diese Unterscheidung erscheint sinnvoll, weil ein Netzbetreiber nicht benachteiligt

werden darf, wenn ihm in Rahmen seiner Versorgungsaufgabe wie z.B. beim pflicht-

gemäßen Anschluss eines Gewerbegebietes an das Netz zusätzliche Kosten für die Er-

weiterungsinvestitionen entstehen. Solche Kosteneffekte für die VNB werden in der

Anreizformel durch die Erweiterungsfaktoren berücksichtigt. Für die ÜNB kann eine

Änderung der Versorgungsaufgabe nicht durch die einfachen Kennzahlen wie die Zahl

der Anschlusspunkte oder die Lasthöhe abgebildet werden. Ebenso sind den ÜNB, be-

dingt durch technische Gegebenheiten und gesetzliche Vorgaben, zusätzliche Aufgaben

wie der Ausbau internationaler Grenzkuppelstellen, die Sicherung der Stabilität des Ge-

samtsystems oder die Einbindung in das europäische Verbundnetz auferlegt. Diese Auf-

gaben stehen in engem Zusammenhang mit der Verbesserung der Versorgungssicher-

heit. Daher werden die ÜNB bei den Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen

gesondert behandelt, indem ihnen die Investitionsbudgets genehmigt werden.159

Die Ersatzinvestitionen gehören zu dem laufenden Geschäftsbetrieb und sollen nach

Ermessen der Netzbetreiber erfolgen. Daher sind für solche Investitionen keine Investi-

tionsbudgets vorgesehen. Diese Haltung der BNetzA wird von einigen Netzbetreibern

und deren Interessenvertretern kritisiert. So fordern sie die Einführung von Investitions-

budgets sowohl für die VNB, als auch für die Ersatzinvestitionen. Somit wären die CA-

PEX vollständig der Anreizregulierung entzogen. Dies lehnt die BNetzA aus mehreren

Gründen ab. Zum Einen gibt es auf dem deutschen Strommarkt eine große Anzahl der

VNB und jede einzelne Genehmigung der Investitionsbudgets würde zu einem nicht zu

bewerkstelligenden Aufwand führen. Weiterhin ist die Genehmigung von Investitions-

budgets für die VNB nicht mit dem gesetzlichen Auftrag der BNetzA vereinbar, da sie

sich somit in das Mikromanagement der Unternehmen begeben würden. Letztlich wür-

den die Ersatzinvestitionen und weite Teile von OPEX der kostenbasierten Regulierung,

von der man sich durch die Anreizregulierung lösen will, unterliegen, was sich mit dem

Willen des Gesetzgebers nicht vereinbaren lässt.160

Das Ausbleiben der Erweiterungsinvestitionen soll durch die Einführung eines tech-

nisch-wirtschaftlichen Anlagenregisters verhindert werden. Dieses soll den im Betrieb

159 Vgl. BNetzA (2006) S. 126 ff. 160 Vgl. BNetzA (2006) S. 129 f.

54

befindlichen Anlagenbestand umfassen und von den Netzbetreibern erstellt und geführt

werden. Aus den Angaben im Anlageregister soll dann ein Referenzwertbestimmt wer-

den, der den zu erwartenden jährlichen Ersatzinvestitionsbedarf angibt. Weicht dieser

Wert stark von den tatsächlich getätigten Ersatzinvestitionen ab, dann sind für solche

Netzbetreiber bestimmte Sanktionen vorgesehen.161

4.6 Anreizregulierung - Status quo

Am 06.11.2007 trat die Anreizregulierungsverordnung (ARegV) in Kraft, die vorab von

der Bundesregierung mit Zustimmung des Bundesrates erlassen wurde. Gemäß der

ARegV wird die Bestimmung der Netzentgelte für den Zugang zu den Energieversor-

gungsnetzen im Wege der Anreizregulierung geregelt und die bisherige kostenorientier-

te Regulierung abgelöst. In der ARegV sind die zahlreiche Monitoringaufgaben der

BNetzA und die Dokumentationspflichten der Netzbetreiber festgelegt.162 Im folgenden

Abschnitt werden die Eckpunkte einer Anreizregulierung gemäß ARegV vorgestellt und

kritisch beurteilt.

Mit dem Start der Anreizregulierung am 01.01.2009 soll die Abwendung von der ge-

ltenden Preisaufsicht mittels einer kostenorientierten Regulierung stattfinden. Damit

beginnt die erste Regulierungsperiode. Die Regulierungsperioden sollen sich über je-

weils fünf Jahre erstrecken.163 Allgemein wird die gewählte Länge der Perioden be-

grüßt, da mit der Länge der Regulierungsperiode die Anreizwirkung steigt. Jedoch wird

dieses Effekt teilweise durch das Vorschreiben des Erlöspfades bzw. durch die Vorgabe

der jährlichen Senkungsraten der abzubauenden Ineffizienzen verschenkt, da damit

nicht nur das Ziel, sondern auch der Weg dorthin vorgeschrieben wird.164 Die unter-

nehmerische Entscheidungsfreiheit wird somit eingeschränkt. Der von der BNetzA vor-

geschlagene Vergleichswettbewerb (Yardstick Competition), der nach dem Ablauf der

zweiten Regulierungsperiode erfolgen und somit frühestens ab dem 01.01.2019 in Kraft

treten sollte, wurde in der ARegV nicht berücksichtigt. Es ist zuerst eine unbestimmte

Anzahl der fünfjährigen Regulierungsperioden gemäß der Anreizregulierung vorgese-

161 Vgl. BNetzA (2006) S. 131; Haucap/Rötzel (2007) S. 64. 162 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 217; ARegV (2007) S. 1 f. 163 Vgl. Otto (2008) S. 88; ARegV (2007) § 3. 164 Vgl. Dürr (2008) S. 44.

55

hen, jedoch soll die BNetzA die Vorschläge an das Bundeswirtschaftsministerium zu

einer ab 2019 anzuwendenden modifizierten Form der Anreizregulierung abgeben.165

Bei der Bestimmung der Ausgangsbasis bleibt die von der BNetzA vorgeschlagene

Aufteilung der Kosten in nicht beeinflussbare, vorübergehend nicht beeinflussbare und

beeinflussbare Kosten bestehen. Dabei werden die Kosten nach den Regelungen der

StromNEV geprüft. Für die erste Regulierungsperiode ist als Ausgangsniveau das Er-

gebnis der Kostenprüfung der letzten Netzentgeltgenehmigung vor Begin der Anreizre-

gulierung zu nehmen. Somit werden die Kosten der Netzentgeltgenehmigung für

2007/08 auf Datengrundlage des Geschäftsjahres 2006 anerkannt.166 Aufgrund des gro-

ßen zeitlichen Unterschieds zwischen dem Basisjahr (hier 2006) und dem ersten Jahr

der Regulierungsperiode (hier 2009) wird kritisch hinterfragt, ob eine Aktualisierung

der Kosten nicht stattfinden soll. Dies wird z.B. in Österreich praktiziert, um die Kosten

einem aktuellen Niveau anzunähern.167

Die Ermittlung der individuellen Effizienzwerte erfolgt im Rahmen eines bundesweiten

Effizienzvergleichs mit Hilfe der geeigneten Vergleichsverfahren. Als geeignete Ver-

fahren sieht die ARegV die SFA und DEA vor. Weichen die durch beide Verfahren

ermittelten Effizienzwerte voneinander ab, dann wird der höhere Wert verwendet (sog.

Bestanwendung).168 Dieses Vorgehen wird vor allem deshalb kritisiert, weil damit die

Unzuverlässigkeit der Verfahren negiert wird. Deshalb wird vorgeschlagen, dass SFA

und DEA korreliert und um weitere Verfahren ergänzt werden, um so an die verlässli-

cheren Daten zu kommen.169 Die Monopolkommission steht diesem Vorgehen ebenfalls

kritisch gegenüber und schlägt deshalb eine Durchschnittsbildung der Effizienzwerte

vor, jedoch zweifelt sie die Zuverlässigkeit der Methoden nicht an.170 Neben den zum

Effizienzvergleich benutzten Vergleichsparametern (Outputs) definiert die ARegV auch

die Aufwandsparameter (Inputs). Diese werden im Rahmen der Vergleichbarkeitsrech-

nung ermittelt, um eine Vergleichbarkeit der Kapitalkosten zu gewährleisten und Ver-

zerrungen aufgrund unterschiedlicher Altersstrukturen der Anlagen, Abschreibungs-

und Aktivierungspraktiken zu berücksichtigen. Vor der Vergleichbarkeitsrechnung wird

noch ein zusätzliches Benchmarking durchgeführt, um die Aufwandsparameter ohne

165 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 219; ARegV (2007) § 33 Abs. 1 Nr. 4. 166 Vgl. Elsenbast (2008) S. 398; ARegV (2007) § 6. 167 Vgl. Böwing u.a. (2007) S. 15. 168 Vgl. Elsenbast (2008) S. 339; Otto (2008) S. 89; ARegV (2007) § 12. 169 Vgl. Dürr (2008) S. 44. 170 Vgl. Monopolkommission (2007) S. 223.

56

Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung zu ermitteln. So ermittelte zwei Inputs

mit zwei unterschiedlichen Verfahren ergeben vier Effizienzwerte, wovon der Beste

angewandt wird. Dies wird als duales Benchmarking bezeichnet.171 Falls ein Netzbe-

treiber nachweisen kann, dass ihm die strukturellen Besonderheiten seiner Versor-

gungsaufgabe um mindestens drei Prozent höhere als die ermittelten Kosten verursa-

chen, da diese im Effizienzvergleich nicht hinreichend berücksichtigt wurden, dann

kann er sie geltend machen und somit die Erlösobergrenze um diesen Betrag erhöhen.

Im Umkehrschluss bedeutet dies, dass ein durchschnittlicher Netzbetreiber mit 50 Mio.

€ ermittelter Kosten möglicherweise Kosten von bis zu 1,5 Mio. € nicht geltend machen

kann, weil er diesen Schwellenwert nicht übersteigt. Somit wurde das Kostenrisiko auf

die Netzbetreiber überwälzt.172 Als unterster Effizienzwert wurde 60 Prozent festge-

legt.173 Das bedeutet, dass ein solches Unternehmen während den zwei Regulierungspe-

rioden jährlich die Effizienz um mindestens 4 Prozent steigern muss.

Als Anpassungsformel wurde die von der BNetzA vorgeschlagene Erlösobergrenzen-

formel mit hybriden Elementen übernommen, jedoch wird für die erste Regulierungspe-

riode in der Anreizformel der Q-Faktor nicht berücksichtigt. Seine Berücksichtigung

findet voraussichtlich erst ab der zweiten Regulierungsperiode statt.174 Der generelle X-

Faktor (Produktivitätsfortschritt) wurde durch ARegV für die erste Regulierungsperiode

auf 1,25 Prozent p.a. und für die zweite Periode auf 1,5 Prozent p.a. festgesetzt. Danach

soll er empirisch ermittelt werden.175 Der individuelle X-Faktor wird auf Basis der un-

ternehmensspezifischen Effizienzwerte ermittelt. Die Unternehmen forderten eine Be-

grenzung des individuellen Faktors auf höchstens zwei Prozent p.a., jedoch wurde dies

in der ARegV nicht berücksichtigt. Die Festsetzung des generellen X-Faktors auf oben

genannte Werte wird von den Kritikern als zu hoch angesehen, besonders weil noch

keine eindeutigen Befunde über den tatsächlichen Produktivitätsfortschritt vorliegen.176

Auf dem Regulierungskonto wird jährlich die Differenz zwischen den erlaubten und den

tatsächlich erzielten Erlösen verbucht und wie Fremdkapital verzinst. Am Ende der Re-

gulierungsperiode wird ein Saldo ermittelt und in der folgenden Periode durch gleich-

mäßige Zu- und Abschläge verteilt. Übersteigen die erzielten Erlöse die erlaubten Erlö-

171 Vgl. Elsenbast (2008) S. 399; Otto (2008) S. 89 f.; ARegV (2007) §§ 12, 13, 14. 172 Vgl. Dürr (2008) S. 46 f.; Elsenbast (2008) S. 399 ff. 173 Vgl. ARegV (2007) § 12 Abs. 4. 174 Vgl. ARegV (2007) § 7. 175 Vgl. ARegV (2007) § 9. 176 Vgl. Dürr (2008) S. 44 f.; Otto (2008) S. 96.

57

se des letzten Kalenderjahres um mehr als fünf Prozent, dann muss ein Netzbetreiber

die Netzentgelte unverzüglich nach unten anpassen.177

Mit der Einführung der Qualitätsregulierung soll die Versorgungssicherheit und –

zuverlässigkeit trotz gewünschter Kostensenkung gewährleistet werden. Die Zu- oder

Abschläge auf die Erlösobergrenze hängen somit von der Qualität der Versorgung ab. In

der ARegV ist viel Freiraum für die Gestaltung der Qualitätsregulierung gelassen wor-

den. Es sind lediglich die Qualitätskenngrößen genannt worden. Die Berücksichtigung

des Q-Faktors in der ersten Regulierungsperiode ist von der Verfügbarkeit der Daten

abhängig gemacht worden. Ab der zweiten Regulierungsperiode soll das Qualitätsele-

ment in der Anpassungsformel seine Anwendung finden.178 Das Qualitätselement er-

rechnet sich aus der Differenz zwischen der Qualitätsvorgabe und tatsächlicher Qualität

multipliziert mit einem Qualitätspreis, der sich aus der Zahlungsbereitschaft der Kunden

für die einzelnen Qualitätsfaktoren ergibt. Um festzustellen, ob sich die Anreizregulie-

rung negativ auf das Investitionsverhalten der Netzbetreiber auswirkt, sind sie verpflich-

tet einen jährlichen Bericht darüber an die Regulierungsbehörde zu übermitteln.179

In der ARegV wird den kleinen Netzbetreibern statt eines Effizienzvergleiches ein ver-

einfachtes Verfahren eingeräumt. Als kleine Netzbetreiber gelten solche, an deren Netz

weniger als 30 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossenen sind. Entschei-

den sie sich für ein solches Verfahren, dann wird für die erste Regulierungsperiode ein

Effizienzwert von 87,5 Prozent und pauschal 45 Prozent der ermittelten Kosten als

dauerhaft nicht beeinflussbar angesetzt. Ab der zweiten Regulierungsperiode gilt ein

von der BNetzA gemittelter Effizienzwert. Dieser entsteht durch die Bildung eines ge-

wichteten Durchschnittswertes aller im bundesweiten Effizienzvergleich für die erste

Periode ermittelten Effizienzwerte, die um strukturelle Besonderheiten bereinigt sind.

Der generelle X-Faktor gilt auch für kleine Netzbetreiber. In diesem Verfahren gibt es

keine Investitionsbudgets und ein Q-Faktor wird in die Anpassungsformel nicht integ-

riert. Dieses Verfahren stellt eine Erleichterung für kleine Unternehmen dar. Als prob-

lematisch ist jedoch die zu kurze Anmeldefrist für die erste Regulierungsperiode zu be-

werten. Von der Bekanntgabe dieses Verfahrens bis zur Anmeldefrist hatten sie weniger

177 Vgl. Elspas (2007) S. 10; ARegV (2007) § 5. 178 Vgl. ARegV (2007) §§ 19, 20, 21. 179 Vgl. Elsenbast (2008) S. 400; ARegV (2007) § 21.

58

als zwei Monate Zeit und die Entscheidung bezog sich auf einen Zeitraum von 10 Jah-

ren.180

5 Fazit

Über das Stromnetz werden die Verbraucher mit elektrischer Energie versorgt. Für die

Durchleitung des Stroms bzw. die Bereitstellung des Netzes müssen die Stromversorger

die Netznutzungsentgelte an die Netzbetreiber zahlen, die wiederum auf die Endkunden

überwälzt werden. Da das Stromnetz ein natürliches Monopol darstellt und es somit

einem Wettbewerb nicht sinnvoll unterzogen werden kann, soll der Staat mittels einer

Anreizregulierung für angemessene Netzentgelte, die sich auch im Wettbewerb einstel-

len würden, und einen diskriminierungsfreien Netzzugang sorgen.

Die Anreizregulierung soll ab dem 01.01.2009 die zurzeit geltende kostenorientierte

Regulierung ablösen. Ziel dabei ist es, den regulierten Unternehmen Anreize zur Effi-

zienzsteigerung zu geben und eine Kostensenkung für die Endkunden zu bewirken.

Senken die Netzbetreiber ihre Kosten stärker als ihnen durch die Effizienzvorgaben

vorgeschrieben wird, dann können sie die daraus resultierende Effizienzgewinne einbe-

halten. Diese Effizienzgewinne sollen teilweise auch in Form niedrigerer Netzentgelte

an die Kunden weitergegeben werden.

Nach dem von der BNetzA entwickelten Konzept werden nur die Erlösobergrenzen

vorgegeben. Dazu muss am Anfang der Regulierung eine Ausgangsbasis für die Kosten

bestimmt werden. Dabei werden die Kosten in dauerhaft nicht beeinflussbare, vorüber-

gehend nicht beeinflussbare und beeinflussbare Kostenanteile unterschieden. Darauf

basieren dann die individuellen Effizienzvorgaben.

Um die individuellen Ineffizienzen zu identifizieren, wird ein bundesweiter Effizienz-

vergleich (Benchmarking) durchgeführt. Dabei orientieren sich die Vorgaben an den

gebietsstrukturell vergleichbaren „besten“ Netzbetreibern (Frontier-Unternehmen). Die

Abweichungen von diesem Maßstab werden als Ineffizienz bewertet und sollen inner-

halb von zwei Regulierungsperioden abgebaut werden. Das Benchmarking wird mit

Hilfe international anerkannter Verfahren wie Dateneinhüllungsanalyse, stochastischen

Effizienzgrenzenanalyse sowie analytischer Kostenmodelle durchgeführt. Die daraus

180 Vgl. Otto (2008) S. 94 f.; Dürr (2008) S. 47; ARegV (2007) § 24.

59

abgeleiteten Effizienzvorgaben dürfen sich nur auf die beeinflussbaren Kostenanteile

beziehen.

Mit Hilfe der Anreizformel werden die Erlösobergrenzen für die einzelnen Netzbetrei-

ber festgelegt. In der Formel findet neben individuellen Effizienzvorgaben und oben

genannten Kostenanteilen auch eine Berücksichtigung des generellen Produktivitätsfort-

schritts statt. Er beschreibt das zu erwartende Potenzial des Produktivitätsfortschritts des

Netzsektors gegenüber der Gesamtwirtschaft. Es werden weiterhin die kurz- und lang-

fristigen Mengenentwicklungen mit Hilfe des Regulierungskontos und der Erweite-

rungsfaktoren in der Formel berücksichtigt. Die Versorgungsqualität wird durch ein Q-

Element in der Formel dargestellt.

Eine Kostensenkung mit gleichzeitiger Produktivitätssteigerung kann auch durch die

Senkung der Versorgungsqualität erreicht werden. Damit dies nicht passiert, soll eine

flankierende Qualitätsregulierung stattfinden. Die Versorgungsqualität wird durch die

folgenden Dimensionen wie technische Sicherheit, Produktqualität, Servicequalität,

Versorgungssicherheit und –zuverlässigkeit beschrieben, die anhand bestimmter Quali-

tätskennziffern erfasst werden. In den unterschiedlichen Qualitätsdimensionen sollen

bestimmte Standards erfüllt werden, wovon einige bei Nichterfüllung mit Geldstrafen

versehen sind. Für die Versorgungszuverlässigkeit ist zusätzlich ein Bonus-/Malus-

System vorgesehen, welches sich durch Ab- bzw. Zuschläge auf die Erlöse auswirkt.

Zuletzt kann man feststellen, dass durch die Anreizregulierung im Netzsektor ein Wett-

bewerb auf anderen Wertschöpfungsstufen angeregt werden kann, indem die geringere

Netzentgelte und ein diskriminierungsfreier Netzzugang gewährleistet werden. Inwie-

weit sich die Anreizregulierung direkt auf die Strompreise auswirkt, bleibt jedoch frag-

lich, da die Netzkosten rund ein Drittel des Strompreises ausmachen und davon nur die

beeinflussbaren Kostenanteile der Anreizregulierung unterzogen werden. Ebenso bleibt

es fraglich, ob die Anreize genügen um die Effizienzsteigerungen in Form niedrigerer

Netzentgelte an die Kunden weiterzugeben. Diese Fragen können erst nach dem Ablauf

der ersten Regulierungsperiode beantwortet werden.

VI

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XI

EHRENWÖRTLICHE ERKLÄRUNG Ich erkläre hiermit, dass ich die vorliegende Diplomarbeit mit dem Thema

„Anreizregulierung in der deutschen Elektrizitätswirtschaft“ selbst angefer-

tigt habe. Die aus fremden Quellen direkt oder indirekt übernommenen Ge-

danken sind als solche kenntlich gemacht.

Die Arbeit wurde bisher keiner anderen Prüfungsbehörde vorgelegt und

auch nicht veröffentlicht.

Hamburg, den 28. November 2008