STELLUNGNAHME. zum 4. Workshop zur Evaluierung der Anreizregulierung vom

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1 STELLUNGNAHME - zum 4. Workshop zur Evaluierung der Anreizregulierung vom I. Einleitung und Vorbemerkung Die GEODE bedankt sich zunächst für die Möglichkeit, zu den Präsentationen aus dem 4. Workshop zur Evaluierung der Anreizregulierung am Stellung nehmen zu dürfen. Dem kommen wir nachfolgend gerne nach. Bereits an dieser Stelle muss allerdings der Hinweis erfolgen, dass wesentliche Inhalte aus dem 4. Workshop am bisher nicht in den Evaluierungsprozess einbezogen waren und insoweit jedenfalls teilweise nunmehr völlig neue Aspekte bzw. Sichtweisen in diesen Prozess eingebracht wurden. Diese Vorgehensweise erschwert eine konstruktive Begleitung dieses Verfahrens seitens der beteiligten Wirtschaftskreise, die gem. 33 Abs. 2 ARegV an diesem Evaluierungsprozess intensiv zu beteiligen sind. Darüber hinaus wurde von Vertretern der Bundesnetzagentur in diesem 4. Workshop angekündigt, es würden noch weiterführende Papiere zu einzelnen Themen auf der Internetseite der Bundesnetzagentur veröffentlicht werden. Dies ist jedenfalls bis zum heutigen Tage noch nicht geschehen. Wichtige Beispiele für komplexe Sachverhalte, deren Beurteilung auf der Basis allein der im Workshop präsentierten Folien und der getätigten Äußerungen noch nicht möglich ist, sind etwa die Standardisierung der Kapitalverzinsung sowie insbesondere die konkrete Darstellung der Modelle 1 und 3 der Bundesnetzagentur Seite 1

2 Wenngleich die nachfolgende Stellungnahme sich bereits auch mit den zuvor aufgeführten Themenkreisen beschäftigt, wird dringend darum gebeten, dass den Verbänden noch einmal die Möglichkeit eröffnet wird, zu den mit Blick auf den zeitlichen Ablauf des Evaluierungsprozesses zeitnah zu veröffentlichenden weiterführenden Dokumenten noch einmal Stellung nehmen zu können. Die vorliegende Stellungnahme orientiert sich weitgehend an der Struktur des Foliensatzes der Bundesnetzagentur vom Der folgende Abschnitt befasst sich zunächst mit den präsentierten Evaluierungsergebnissen und befunden (II.), bevor anschließend die vorgeschlagenen modellunabhängigen Vereinfachungen einer kritischen Würdigung unterzogen werden (hierzu unter III.). Hieran schließen sich die Positionen der GEODE zur künftigen Ausgestaltung der Anreizregulierung sowie deren Spiegelung an den bisherigen Vorschlägen der Bundesnetzagentur an (hierzu unter IV.). Die Stellungnahme endet mit einer kurzen Zusammenfassung sowie dem Fazit aus Sicht der GEODE. Seite 2

3 II. Evaluierungsergebnisse und befunde 1. Analyse zum Investitionsverhalten nicht sachgerecht Die bisherigen Analysen zum Investitionsverhalten der Netzbetreiber kommen zu dem Schluss, dass die ARegV insgesamt einen leicht positiven Einfluss auf die Investitionstätigkeit der VNB Strom hat. Dabei wird i.w: Bezug genommen auf das Ergebnis der Studie der DIW ECON. Die Gutachtensergebnisse wurden zwischenzeitlich mit Datum vom 30. Oktober 2014 ebenfalls veröffentlicht. Der durch die GEODE im Rahmen der bisherigen Stellungnahmen hierzu geäußerten Kritik wurde im nun vorliegenden Abschlussbericht nur unzureichend Rechnung getragen. Wesentlicher Kritikpunkt ist, dass die Analyse der DIW ECON nicht nur ausschließlich vergangenheitsbasierte Daten analysiert. Noch entscheidender ist, dass lediglich auf das tatsächliche Investitionsverhalten abgestellt, der gegebene Bedarf an Investitionen jedoch nicht berücksichtigt wird. Der Management Summary ist zu entnehmen: Davon unabhängig ist die Frage, ob die Netzbetreiber vor und nach Einführung der Anreizregulierung in ausreichendem Umfang investieren. Dies ist nicht Gegenstand der vorliegenden Untersuchung. Hieran zeigt sich aus Sicht der GEODE aber die zentrale Unzulänglichkeit der Studie. Ein sachgerechtes Regulierungsregime setzt die Anreize so, dass in dem Maße auch investiert wird, wie es objektiv zur Aufrechterhaltung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs sowie zur Erfüllung neuer, exogen gegebener Anforderungen erforderlich ist. Da nun aber per Definition diese Fragestellung gerade nicht vom Gutachter untersucht wurde, kann die Frage einer sachgerechneten Anreizwirkung auf das Investitionsverhalten auch nicht beurteilt werden. Die aus dem Gutachten resultierenden Aussagen sind daher mit größter Vorsicht zu bewerten und es dürfen hieraus keine unmittelbaren Rückschlüsse auf die Angemessenheit des Investitionsverhaltens im Rahmen der Anreizregulierung gezogen werden. Eine vertiefende Analyse der Ergebnisse des Gutachtens zeigt zudem deutliche Anhaltspunkte gerade für die These, dass durch die Netzbetreiber im betrachteten Zeitraum gerade nicht in ausreichendem Maße investiert wurde. Die in Folie 4 der Präsentation vom gezeigten Werte für VNB Strom lassen den Schluss zu, dass Investitionen im Schnitt von ca. 2,5 % bezogen auf die kalkulatorische Ausgangsbasis getätigt wurden. Eine Investitionsquote von 2,5 % bedeutet, dass nach ca. 40 Jahren die vorgenommenen Investitionen gerade geeignet sind, die Ausgangsbasis zu refinanzieren. Diese Quote müsste dementsprechend konsequenterweise dem Anteil entsprechen, der im Schnitt nur für Ersatzinvestitionen aufgewendet werden sollte, um die Substanz der bisherigen Assets zu erhalten. Berücksichtigt man zudem aber auch die Anforde- Seite 3

4 rung von Netzerweiterungen, so lässt sich bereits hieraus ableiten, dass die Investitionstätigkeit gemessen am Investitionsbedarf zu niedrig gewesen ist. Untermauert wird diese These dadurch, dass in Abb auf S. 34 des Gutachtens die Reinvestitionsquoten, bezogen auf die kalkulatorische Ausgangsbasis, enthalten sind. Danach liegen im Strombereich die Reinvestitionsquoten i.d.r. unter 100 %. Dies bedeutet, dass ein Substanzverzehr erfolgt. Die weiteren Aussagen dieses Gutachtens verstärken diese These. Wenngleich die Daten zu einer Differenzierung zwischen Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen nur für eine deutlich geringere Anzahl an Unternehmen verfügbar waren, so zeigt sich nach Abb auf S. 36 des Gutachtens deutlich, dass sich Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen bei diesen Unternehmen in etwa hälftig aufteilen. Berücksichtigt man diesen Sachverhalt und unterstellt vereinfachend, dass sich dieses Verhältnis auch auf die restlichen Netzbetreiber übertragen ließe, so bedeutet dies, dass die auf den Ersatz entfallende Investitionsquote anstatt ca. 2,5 % nur bei etwa ca. 1,25 % liegt. Dies entspräche einer durchschnittlichen kalkulatorischen Nutzungsdauer von ca. 80 Jahren. Anders formuliert bedeutet dies, dass die Netzbetreiber aufgrund der aktuellen Rahmenbedingungen durchschnittlich nur etwa die Hälfte des erforderlichen Betrags in den Substanzerhalt der Netze investieren. Eine reine Bewertung der getätigten Investitionen ohne Abgleich mit dem tatsächlichen Investitionsbedarf stellt nach Auffassung der GEODE eine deutliche Verkürzung des Evaluierungsauftrags dar. Der tatsächliche Investitionsbedarf für Erneuerungen leitet sich grundsätzlich aus der heutigen Altersstruktur der bestehenden Netze und Anlagen ab. Das Gutachten bestätigt aber, dass derartige Analysen zur Altersstruktur der Nevom Gutachter nicht durchgeführt wurden. Dies wäre aus der Sicht der GEODE allerdings ohne weiteres möglich gewesen, da die B2-Bögen der Netzbetreiber der Bundesnetzagentur vorliegen und entsprechend zur Analyse herangezogen werden könnten. Weiterhin sind die im Gutachten getroffenen Aussagen zum Teil widersprüchlich. In der Management Summary zum Gutachten heißt es auf S. xix: Die empirischen Ergebnisse belegen einen statistisch positiven Zusammenhang zwischen der Einführung der Anreizregulierung und der Investitionsquote. Weiter heißt es jedoch auf S. xx: Einschränkend ist anzumerken, dass auf Basis der verfügbaren Daten kein unmittelbarer kausaler Effekt zwischen dem signifikanten Anstieg der Investitionsquoten in den Jahren 2010 und 2011 und der Einführung der Anreizregulierung bzw. dem beschriebenen Basisjahreffekt abgeleitet werden kann. Seite 4

5 Es wird hierdurch eindeutig die durch die Verbände BDEW, VKU und GEODE gemeinsam bereits geäußerte Kritik an der Vorgehensweise bestätigt. Hierauf wurde durch die Verbände bereits in der gemeinsamen Stellungnahme zum Expertentermin am 23. September 2014 hingewiesen. Im Ergebnis konnte somit durch die Studie nicht geklärt werden, wie stark das Investitionsverhalten im betrachteten Zeitraum von weiteren Faktoren (z. B. Netzintegration Erneuerbarer Energien, etc.) beeinflusst wurde und ob ggf. Ersatzinvestitionen durch Erweiterungsinvestitionen verdrängt wurden. Mit den vorhandenen Daten konnte offensichtlich ebenfalls nicht geklärt werden, ob die Anreizregulierung nur zu einer zeitliche Konzentration von Investitionen in die Basis- bzw. Vorbasisjahre (Strom 2010/11) führt und wie sich die Investitionstätigkeit insgesamt entwickelt. Wir bezweifeln stark, ob ein derart deutlich ausgeprägter Basisjahreffekt als ein positiver Einfluss der Anreizregulierung auf die Investitionstätigkeit interpretiert werden kann. Der Basisjahreffekt verdeutlicht eher die Problematik des Zeitverzugs und zeigt entsprechenden Anpassungsbedarf am aktuellen Anreizregulierungssystem auf. Denn ausschließlich durch die Konzentration bzw. Verlagerung der Investitionen auf einzelne wenige Jahre in einer Regulierungsperiode kann ein Verteilnetzbetreiber die systembedingten Minderungen von Rendite und Cash-Flow noch zum Teil auffangen. Eine gleichförmige Konzentration der Investitionstätigkeit aller Netzbetreiber auf die Basisjahre führt aktuell bereits dazu, dass in diesen Zeiträumen Schwierigkeiten bestehen, die jeweils geplanten Baumaßnahmen wegen knapper Ressourcen bei den beauftragten Tiefbau- und Leitungslegungsunternehmen, überhaupt durchführen zu können. Da knappe Ressourcen marktwirtschaftlich immer auch höhere Preise nach sich ziehen, resultiert hieraus gesamtwirtschaftlich ein weiterer Nachteil der genannten Basisjahreffekte. 2. Zeitverzug bei der Erneuerung von Bestandsanlagen Der im Workshop getätigten Aussage, die CAPEX-Sockelbeträge würden einen 1-zu-1-Ersatz der Bestandsanlagen (Anschaffung bis 2006) ermöglichen, müssen wir energisch und in aller Deutlichkeit widersprechen. Die hierin angelegte Schlussfolgerung, bei der Erneuerung der Bestandsnetze bestehe kein Zeitverzugsproblem, halten wir im Hinblick auf den langfristigen Zustand der Stromverteilnetze für bedenklich. Hierbei führt insbesondere die undifferenzierte Analyse der Investitionssummen ohne Unterscheidung nach Ausbauund Ersatzinvestitionen zu verzerrten Ergebnissen. Das von der BNetzA in Auftrag gegebene Gutachten der DIW Econ belegt sehr deutlich, dass insbesondere in den Strom-Verteilnetzen tatsächlich kein 1-zu-1-Ersatz der Bestandsnetze stattfindet, wodurch das Anlagenalter seit Einführung der Netzentgeltregulierung kontinuierlich zunimmt. Der mittlere Anlagenab- Seite 5

6 nutzungsgrad ist demnach in nur sechs Jahren von 48,1 % (2006) trotz Basisjahreffekten (2010/2011) auf 56,2 % in 2012 angestiegen (vgl. S. 28 des Gutachtens). Dies ist ein deutlicher Hinweis darauf, dass die investierten Mittel vorrangig für den Ausbau der Stromverteilnetze (Pflichtinvestitionen, z. B. Anschluss von EEG-Anlagen) verwendet werden mussten und damit wenig zum Erhalt der bestehenden Infrastruktur beigetragen haben. Hierbei ist besonders zu berücksichtigen, dass der vom Gutachter gezeigte Anstieg des mittleren Anlagenalters bzw. Anlagenabnutzungsgrades für die reinen Bestandsanlagen noch dramatischer ausgefallen wäre, wenn die Kennzahl nicht durch die Einbeziehung der erheblichen Ausbauinvestitionen verwässert worden wäre. Ursächlich für die sich abzeichnende Überalterung der Strom-Bestandsnetze ist der Umstand, dass die in der ARegV angelegte Fortschreibung des um Inflationseffekte erhöhten CAPEX-Sockels nur in der Theorie für die laufende Erneuerung zum Erhalt der bestehenden Netzstruktur ausreicht. In der Praxis wurde dieser Ansatz durch die Anwendung des 32 Abs. 3 Satz 3 StromNEV konterkariert, weil den Stromnetzbetreibern hierdurch eine Verlängerung der Abschreibungsdauern von durchschnittlich 24 Jahre auf rd. 35 Jahre vorgeschrieben wurde, was einen kontinuierlichen Anstieg der im Netz gebundenen Restbuchwerte ausgelöst hat. Die betroffenen Stromnetzbetreiber starteten hierdurch mit regulatorischen Restwerten in die Netzentgeltregulierung, die nur knapp 70 % des Wertes entsprachen, der dem Netz gemäß der StromNEV eigentlich beizumessen wäre. Die auf dieser Basis ermittelten CAPEX-Sockelbeträge reichen demnach auch nur für einen 0,7-zu-1-Ersatz der Bestandsanlagen aus. Alle über diesen Sockel hinausgehenden Erneuerungsinvestitionen finden erst in der auf das nächste Basisjahr folgenden Regulierungsperiode d.h. mit bis zu sieben Jahren Verspätung Berücksichtigung in der Erlösobergrenze und können deshalb nicht mehr mit den gem. StromNEV vorgesehenen Renditen amortisiert werden. Die BNetzA hat selbst festgestellt, dass die tatsächlich anerkannten Kapitalkosten der Strom- Verteilnetzbetreiber in den fünf Jahren zwischen den Kostenprüfungen 2006 und 2011 um etwa 25,0 % angestiegen sind (von Mio. in 2006 auf Mio. in 2011, vgl. Folie 26 zum 2. Workshop der BNetzA vom ). Nach unseren Informationen übersteigt dieser CAPEX-Anstieg die für das Jahr 2011 gewährten Erweiterungsfaktoren regelmäßig um ein Vielfaches und muss daher als Indiz für den oben beschriebenen Aufwuchs der Asset-Base ohne zeitgerechte Berücksichtigung in der Erlösobergrenze angesehen werden. Wir vermissen im Evaluationsprozess bisher jede fachliche Auseinandersetzung mit dem Zeitverzugsproblem bei der Erneuerung von Bestandsanlagen. Im 3. Workshop am 11./ wurde seitens der BNetzA hierzu noch auf hausinterne Diskussionen zu diesem Thema hingewiesen. Es ist deshalb in keiner Weise nachvollziehbar, warum im Seite 6

7 4. Workshop ohne fachliche Argumentation nunmehr ein Ergebnis präsentiert wird, dass die von der Branche vorgebrachte Kritik zu dieser drängenden Problematik schlicht ignoriert. Dies ist umso bedauerlicher, als dass damit auch die bestehenden Fehlanreize der aktuellen Regulierungssystematik im Gasbereich nicht kritisch hinterfragt werden. Für die Gasnetze, bei denen die Abschreibungsverläufe zu Beginn der Netzentgeltregulierung nicht geknickt wurden, besteht das Zeitverzugsproblem nicht in der für die Stromnetze beschriebenen Form. Jedoch setzten die über eine Regulierungsperiode konstanten Sockelbeträge Anreize zum Substanzverzehr. 3. Erweiterungsfaktor Der Erweiterungsfaktor zielt auf die Veränderung der Versorgungsaufgabe eines Netzbetreibers innerhalb der Regulierungsperiode. Er ist deshalb kein mögliches Instrument, den im vorangegangenen Absatz dargestellten Aufwuchs der Asset-Base im Bestandsnetz abzubilden. Die im 1. Modell ARegV-Reform vorgeschlagene Beseitigung des Zeitverzuges beim Erweiterungsfaktor kann damit das Zeitverzugsproblem keinesfalls in Gänze lösen. Darüber hinaus bleibt der Erweiterungsfaktor auch bei Veränderungen der Versorgungsaufgabe ein Instrument der Pauschalierung, was Überdotierungen auf der einen und unberechtigte Investitionsrisiken auf der anderen Seite nach sich ziehen kann. Der Erweiterungsfaktor unterstellt systematisch einen linearen Zusammenhang zwischen einzelnen Parametern der Versorgungsaufgabe und den daraus erwachsenen Netzkosten. Tatsächlich ist dieser Zusammenhang aber nicht linear, sondern wird von sprungfixen Kosten im Einzelfall geprägt. Zudem ist es oft unmöglich, geeignete Parameter zur kostengerechten Bewertung der Versorgungsaufgabe zu finden. Beispielsweise können Lastverschiebungen innerhalb eines Verteilnetzes erhebliche Kosten verursachen, ohne dass die beim Erweiterungsfaktor berücksichtigte Netzlast ansteigt. Ein Wegfall von technisch nicht plausibilisierbaren Schwellenwerten könnte zwar ein Ansatz zur weiteren Entzerrung sein. Letztendlich wird aber auch jede weitere Schärfung der Parameter zur genaueren Berechnung des Erweiterungsfaktors (ggf. zusätzliche Kriterien) die Investitionsunsicherheit, die aus der Entkopplung von Investitionskosten und Erlösobergrenzenrückflüssen entsteht, nicht auflösen können. Durch seine Orientierung an einzelnen, vorab bekannten Parametern setzt der Erweiterungsfaktor Anreize, nur Technologien zu verwenden, bei denen diese Parameter positiv beeinflusst werden. Er ist aus unserer Sicht deshalb als tendenziell innovationsfeindlich und damit nicht technologieneutral einzustufen. Seite 7

8 Zur Quantifizierung der bisherigen Über- und Unterdeckungen aus dem Erweiterungsfaktor (Folie 14 und 15) bitten wir nochmals, die Validität der zugrundeliegenden Daten für die Veränderung der Versorgungsaufgabe zu prüfen. Unseres Erachtens müssen die bei den Anträgen zum Erweiterungsfaktor dargestellten Kostenanstiege unvollständig sein, da nach erstmaligem Überschreiten der Schwellenwerte in den Folgejahren keine zusätzlichen Kosten mehr nachgewiesen werden brauchen und die Netzbetreiber dies regelmäßig auch nicht getan haben. 4. Die Methodik Best of four hat sich nicht überholt Auf dem 4. Workshop zur Evaluierung der Anreizregulierung am hat die BNetzA u.a. auch vorgeschlagen, künftig keine Bestabrechnung mehr über die vier ermittelten Effizienzwerte vorzunehmen, sondern zunächst Mittelwerte über die Effizienzwerte beider Kostenbasen einer Methode zu bilden und erst anschließend eine Bestabrechnung über die beiden resultierenden Mittelwerte (DEA und SFA) durchzuführen. Begründet wurde der Vorschlag von der BNetzA mit einer möglichen Versuchung von Netzbetreibern, die ihren Besteffizienzwert gemäß den Kosten nach 14 Abs. 1 Nr. 1 u. 2 ARegV (TOTEX) erhalten, durch Investitionszurückhaltung ihren Effizienzwert zu steigern. Tatsächlich kann sich durch den Vorschlag aber auch der Effizienzwert von Netzbetreibern verschlechtern, die ihren Bestwert aufgrund der Kosten nach 14 Abs. 1 Nr. 1 bis 3 i.v.m. Abs. 2 ARegV (stotex) erhalten. Allerdings hat die BNetzA bisher keinerlei Zahlen zur Bestätigung ihrer These anhand der Effizienzwerte der ersten und zweiten Regulierungsperiode vorgelegt. Die Effizienzwerte der Netzbetreiber würden sich durch die Änderung der Bestabrechnung unterschiedlich stark verschlechtern, teilweise um bis zu 5 Prozentpunkte. Für eine solch gravierende Änderung zum Nachteil der Netzbetreiber sind aus Sicht der GEODE keinerlei Argumente ersichtlich. Die vorgeschlagene Änderung würde für Netzbetreiber, die nur in einem der vier Effizienzwerte als 100 % effizient bewertet wurden, zu der etwas seltsamen Systematik führen, dass dieses Unternehmen trotz der statistischen Bestätigung, dass der Netzbetrieb zu 100 % effizient erbracht wurde, eine zusätzliche individuelle Senkungsvorgabe auferlegt bekommen würde. Dies wirft dann natürlich die Frage auf: Bin ich nun effizient oder doch ineffizient? Seite 8

9 Folgt man dem von der BNetzA unterstellten Zusammenhang zwischen Investitionen und Effizienzwertsteigerung würde sich die vorgeschlagene Mittelwertbildung sogar nachteilig auf das Investitionsverhalten der Netzbetreiber auswirken. Netzbetreiber, die einen Effizienzwert anhand der stotex erwarten, würden künftig auch die höheren Restbuchwerte bei den TOTEX in ihre Investitionsentscheidung mit einbeziehen, da die TOTEX ihren Effizienzwert ja dann zur Hälfte beeinflussen würden. Die stotex bilden, soweit praktikabel, zumindest auf der Kapitalkostenseite eine akzeptable Vergleichskostenbasis für den Effizienzvergleich. Durch die annuitätische Kostenermittlung können große Verzerrungen, wie sie bei den TOTEX vorliegen, vermieden werden. Die TOTEX beinhalten eine Reihe von Effekten, die diese Kostenbasis für einen Effizienzvergleich eigentlich als ungeeignet erscheinen lassen. Einerseits sind diese Effekte kein Ergebnis von statistischer Streuung oder gar von Fehlverhalten von Netzbetreibern, sondern resultieren in wesentlichen Teilen aus vorangegangenen Regulierungssystemen. Andererseits, was sehr wesentlich auch für den Effizienzvergleich ist, bilden die TOTEX die Basis der Erlösobergrenze, die später um ermittelte Ineffizienzen abzusenken ist. Der 32 Abs. 3 StromNEV spielt hier eine besondere Rolle. In den Regulierungen der Länder vor Inkrafttreten der bundeseinheitlichen StromNEV wurden teils sehr unterschiedliche Abschreibungsdauern zwischen zehn und 50 Jahren in Ansatz gebracht. So ist es möglich, dass Netzbetreiber mit Anlagen gleichen Alters sehr unterschiedliche Restwerte in ihren TOTEX führen. Das Resultat der gemittelten Effizienzwerte wäre für Netzbetreiber mit unterstellter identischer Versorgungsaufgabe und Altersstruktur, identischen Betriebskosten und lediglich aufgrund in der Vergangenheit unterschiedlich vorgenommener Abschreibungen Folgendes: Netzbetreiber 1 mit ehemals kurzen genehmigten Abschreibungsdauern (Effizienzwert TOTEX 100 %, stotex 80 %): Dieser Netzbetreiber müsste Ineffizienzen resultierend aus der Mittelung mit dem stotex-effizienzwert absenken, die in seiner wegen der kurzen Abschreibungsdauern gekürzten TOTEX-Kostenbasis, auf die sich die Erlösobergrenze ja bezieht, gar nicht mehr enthalten sind. Netzbetreiber 2 mit ehemals höheren genehmigten Abschreibungsdauern (Effizienzwert stotex 100 %, TOTEX 80 %): Im TOTEX-Benchmarking wird dieser Netzbetreiber mit einem Netzbetreiber verglichen, dessen Anlagenbasis gem. 32 Abs. 3 StromNEV erheblich verkürzt ist. Die hier ermittelten Ineffizienzen haben zu wesentlichen Teilen mit Ineffizienz im technisch wirtschaftlichen Sinn wenig gemein, sondern sind allein bedingt durch eine gekürzte Kastenbasis bei einem anderen Netzbetreiber im Effizienzvergleich. Seite 9

10 Im Ergebnis würden beide Netzbetreiber nach den Vorschlägen der Bundesnetzagentur künftig nunmehr einen Effizienzwert von 90 % erhalten, bei der bisherigen Systematik wären es hingegen gerechte 100 % gewesen. 5. Annahme von konstanten Skalenerträgen Eine weitere von der BNetzA in Erwägung gezogene Änderung der ARegV in Bezug auf den Effizienzvergleich betrifft die Annahme der Skalenerträge. Gemäß Anlage 3 ARegV sind bei der DEA aktuell nicht fallende Skalenerträge (NDRS) zu unterstellen. Als Neuerung wird nun vorgeschlagen, dass bei der Bestimmung der DEA-Effizienzwerte konstante Skalenerträge (CRS) angewandt werden sollen. Als Grund wird seitens der BNetzA angefügt, dass im Datensatz die kleinen Unternehmen nicht vertreten sind (vereinfachtes Verfahren). Erste Auswertungen im Projekt Benchmarking Transparenz (BMT) haben gezeigt, dass bei den Stromnetzbetreibern aufgrund des Wegfalls eines Ausreißers bei Annahme von CRS eher die großen Unternehmen negativ betroffen wären. Beim Gas sind, wie zu erwarten, eher die kleinen Unternehmen negativ von einer solchen Änderung betroffen. Aus diesen beiden unterschiedlichen Effekten bei den Strom- und Gasnetzbetreibern lassen sich die Risiken einer Änderung der Annahmen zu den Skalenerträgen aufzeigen. Zum einen führt die Annahme der konstanten Skalenerträge im Vergleich zu den nicht fallenden Skalenerträgen dazu, dass vor allem die kleinen Unternehmen negativ betroffen sind. Dies deshalb, weil für die größeren Unternehmen auch bei der Annahme der NDRS bereits konstante Skaleneffekte unterstellt werden. Dieser Effekt zeigt die unterschiedliche Betroffenheit der Gasnetzbetreiber im BMT. Durch die Annahme der konstanten Skalenerträge im Vergleich zu nicht fallenden Skalenerträgen kann es jedoch auch sein, dass kleine Unternehmen, die bei NDRS als Ausreißer ausgeschlossen wurden, bei der CRS-Annahme nicht mehr als Ausreißer identifiziert werden. Hierdurch können auch die Effizienzwerte von größeren Unternehmen negativ betroffen sein. Dieser Effekt war für den im BMT vorliegenden Datensatz bei den Stromnetzbetreibern zu beobachten. Die BNetzA sollte zu dieser vorgeschlagenen Änderung zunächst Berechnungen vorlegen, aus denen ersichtlich ist, ob der vorliegende Datensatz tatsächlich die Annahme konstanter Skalenerträge erlaubt. Wenn diese Prämisse im vorliegenden Datensatz nicht gegeben ist, wird durch eine Vorgabe von konstanten Skalenerträgen, eine im Laufe des letzten Workshops mündlich zwar mehrmals ausgeschlossene Strukturpolitik gleichwohl betrieben. Seite 10

11 6. Innovation: Die Versorgungsinfrastruktur in Deutschland befindet sich derzeit in einem großen Umbruch. Insbesondere die Stromverteilungsnetze befinden sich in einer vollständigen Neudefinition ihrer Versorgungsaufgabe. Zunehmende Dezentralität, damit einhergehende Änderung jahrzehntelang etablierter Lastflüsse, neue Herausforderungen durch eine zunehmende Zahl von Einspeisepunkten, vor allen Dingen auf der Verteilerebene, aber auch neue Last- und Abnahmestrukturen, z. B. durch die Elektromobilisierung, erfordern Innovation und Kreativität bei allen Teilaufgaben eines Netzbetreibers von der Planung bis zur operativen Netzführung. In den vergangenen Jahren wurden zahlreiche innovative Technologien entwickelt und in Feldversuchen erprobt, die inzwischen Eingang in die Standards bei der Netzplanung gefunden haben. Häufig kommt es dabei zu der Situation, dass höhere Investitionen in moderne Technologien an Knotenpunkten im Netz in Zukunft erforderlichen kostenintensiven Ausbau eben dieses Netzes verringern oder sogar vermeiden helfen. Insbesondere in vorhandenen Verteilnetzen, die in der Vergangenheit für eine andere Versorgungsaufgabe gebaut wurden, führt die Integration der genannten neuen Lastverschiebungen nur in Teilen zu Neubauanforderungen und ansonsten zur Herausforderung des Netzumbaus bei noch lange nicht am Ende ihrer Nutzungsdauer angelangten Assets. Zahlreiche verschiedene Lösungsmöglichkeiten helfen dem Netzbetreiber, diese Aufgabe zu bewältigen. Die damit verbundenen Kosten unterscheiden sich häufig auch in der Gewichtung zwischen Kapitalkosten und operativen Folgekosten, so dass Technologieneutralität eine wesentliche Prämisse bei der regulatorischen Betrachtung des Zusatzaufwands sein sollte. 7. Verfahrensfragen: Die Ergebnisse und Befunde zum Themenblock Verfahrensfragen werden von GEODE als sachgerecht empfunden. Die im Workshop dargestellte Aufzählung ist sicherlich nicht abschließend, enthält aber einige auch in unserer Wahrnehmung dringend zu lösende Themenkomplexe, deren Lösungsansätze gar nicht so kompliziert sein müssen. Grundsätzlich steht die GEODE für unternehmerisch agierende Verteilnetzbetreiber in kommunaler Hand, die eine große Offenheit für horizontale Kooperationen und durchaus weitgehende Zusammenarbeit bei zunehmend komplexer werdenden Herausforderungen mitbringen. Aus diesem Grund halten wir es für wesentlich und zwingend geboten, die Wahl des Organisationsmodells und der eigenen Wertschöpfungstiefe in die Hand der Unternehmen zu legen und nicht über Rahmenbedingungen des regulatorischen Vorschriftenwerks ein gewünschtes Unbundling-Modell der Verteilnetzbetreiber zu bevorzugen. Seite 11

12 Dieser Aspekt betrifft vor allen Dingen die Fragen rund um die Anerkennung von Personalzusatzkosten, aber auch die Fragestellung, welche auch am Markt aktiven - Dienstleister innerhalb der Konzernstruktur entsprechende Dienstleisterbögen zur Genehmigung des Ausgangsniveaus der EOG ausfüllen und vorlegen müssen. Der Wegfall z. B. der aktuellen Regelungen unter dem oben genannten Aspekt würde den Verwaltungsaufwand ganz erheblich verringern. Seite 12

13 III. Modellunabhängige Vereinfachungen Der folgende Abschnitt widmet sich den insgesamt sechs von der BNetzA am während des Workshops vorgeschlagenen modellunabhängigen Vereinfachungen. 1. Regulierungskonto Die GEODE begrüßt grundsätzlich die angestrebte Vereinfachung der Wirkungsweise des Regulierungskontos durch eine Rückkehr zum Mechanismus der sog. periodenübergreifenden Saldierung, wie sie in 11 StromNEV bzw. 10 GasNEV bereits angelegt ist. Die GEODE erlaubt sich an dieser Stelle allerdings den Hinweis, dass eine Vereinfachung im verfahrensrechtlichen Sinne möglicherweise deswegen nicht erreicht werden kann, da auch bei einer vom Netzbetreiber im Laufe einer Regulierungsperiode vorgenommenen Berücksichtigung der Beträge für den Abgleich zwischen der genehmigten Erlösobergrenze und den tatsächlich erzielten Beträgen im Sinne einer periodenübergreifende Saldierung, eine endgültige Gegenrechnung zum Abschluss einer Regulierungsperiode gleichwohl erfolgen müsste. Eine Vereinfachung auch dieses Verfahrensschrittes hängt letztendlich von den materiellen Vorgaben ab. 2. Pauschalierung Kapitalverzinsung Der Vorschlag der Bundesnetzagentur zu einer künftig stärkeren Pauschalierung der Kapitalstruktur, der Höhe der Fremdkapitalkosten sowie der Verzinsungsbasis ist insbesondere vor dem Hintergrund eines auch von der GEODE geforderten jährlichen Abgleichs der Kapitalkosten grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings bedarf es zur weiteren Bewertung zu diesem mit erheblichen Veränderungen zum jetzigen System verbundenen Vorschlag dringend weitergehender detaillierterer Informationen zur konkreten Ausgestaltung einer solchen Pauschalierung. In diesem Zusammenhang wäre insbesondere die Beantwortung folgender Fragen von Relevanz: Berechnungssystematik zur Berechnung des bzw. der Zinssätze (einheitlicher WACC, unterschiedliche Zinssätze Alt/Neuanlagen, Anpassungssystematik im Zeitablauf)? Umgang mit unterschiedlichen Neu- und Altlagenanteilen bei der Bestimmung der Verzinsungsbasis und den kalk. Abschreibungen (System der Real- und Nettosubstanzerhaltung)? Seite 13

14 Berechnung der Verzinsungsbasis (Asset-Base, Grundstücke, AiBs, Umlaufvermögen, Abzugskapital etc.), insbesondere auch vor Hintergrund der in der Vergangenheit vorgenommenen einseitigen Kürzungen auf der Aktivseite der Bilanz im Rahmen der Kostenprüfungen? Zusammenspiel von Pächter- und Verpächterbögen und ggf. erforderlicher Dienstleisterbögen? Kann es auch in dieser neuen Systematik zu einer neg. kalk. Eigenkapitalverzinsung und in deren Folge auch zu einer neg. kalk. Gewerbesteuer kommen? Wir gehen davon aus, dass die Beantwortung dieser Fragestellungen bei der weiteren Ausgestaltung dieses Vorschlages Berücksichtigung findet und insbesondere zu diesem Vorschlag im weiteren Verlauf des Evaluierungsprozesses noch weitergehende Informationen zur Konsultation gestellt werden. 3. Personalzusatzkosten Die GEODE begrüßt eine Vereinfachung der Systematik der Personalzusatzkosten. Aus Sicht der GEODE sollte die Bundesnetzagentur und im Anschluss das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie als Verordnungsgeber insbesondere in den Fokus nehmen, dass durch die Berücksichtigung der Personalzusatzkosten keine modellbedingten Vor- und Nachteile für bestimmte Unternehmen erwachsen. Insbesondere durch die ständig steigenden regulatorischen Anforderungen an die Netzwirtschaft wäre es wünschenswert, wenn der Rechtsrahmen so verändert würde, dass Kooperationen etwa im Effizienzvergleich nicht schlechter, sondern jedenfalls neutral behandelt würden. Die derzeitige Ausgestaltung der Personalzusatzkosten in Verbindung mit der Auffassung der Bundesnetzagentur, wonach die Personalzusatzkosten nur für Mitarbeiter anerkannt werden, die direkt beim Netzbetreiber angestellt sind, führt letztlich zu einer Benachteiligung von Kooperationsgesellschaften und verhindert damit in bestimmten Teilbereichen das Entstehen von effizienten Betriebsstrukturen. Über eine Veränderung der Systematik der Personalzusatzkosten ließe sich diese Benachteiligung reduzieren oder gar abschaffen. Im Sinne der Kooperationsfähigkeit der Regelungen wäre dies aus Sicht der GEODE sehr zu begrüßen. Seite 14

15 4. Vereinfachtes Verfahren Die GEODE fordert weiterhin mit Nachdruck die Beibehaltung des vereinfachten Verfahrens. Daher begrüßt die GEODE, dass sich an den Schwellenwerten, bei deren Erreichen Unternehmen sich für das vereinfachte Verfahren entscheiden können, nichts ändern soll. Das vereinfachte Verfahren ist nach wie vor eine sowohl für die Unternehmen als auch für die zuständigen Regulierungsbehörden sinnvolle und effiziente Ausgestaltung des regulatorischen Verfahrens. In diesem Zusammenhang sollte die Bundesnetzagentur auch stärker in den öffentlichen Fokus rücken, dass die wirtschaftlichen Herausforderungen für Unternehmen im vereinfachten Verfahren nicht geringer ausfallen als im regulären, sondern vielmehr dem durchschnittlichen Effizienzdruck der am Effizienzvergleich teilnehmenden Unternehmen entsprechen. Um diese Aussage unterstreichen zu können, vermag die angestrebte Änderung aus Sicht der GEODE durchaus hilfreich sein. Die hier vorgesehene Verschärfung der Vorgaben im vereinfachten Verfahren könnte daher nach Meinung der GEODE genutzt werden, um der Diskussion über eine vermeintliche Besserstellung von Unternehmen entsprechend mit Argumenten zu begegnen. Sollte eine Anpassung des pauschalen Anteils der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten resultieren, so ist aus Sicht der GEODE zu beachten, dass aufgrund zunehmender Investitionen auf der Übertragungsnetzebene auch in den kommenden Jahren mit einem Anstieg der vorgelagerten Netzkosten zu rechnen ist. 5. Festlegung der Erlösobergrenzen bei Teil-Netzübergängen Die GEODE begrüßt die Überlegungen der Bundesnetzagentur zur Festlegung der Erlösobergrenzen im Falle von Teil-Netzübergängen. Die derzeitige Regelung des 26 Abs. 2 ARegV hat sich als in der Praxis nicht handhabbar erwiesen. Die aktuelle Rechtsprechung des OLG Düsseldorf weist bereits in eine entsprechende Richtung. Insbesondere kann es aus Sicht der GEODE wegen der hoheitlichen Aufgabe einer Zuordnung der Erlösobergrenzen nicht auf die bilateralen Vereinbarungen zwischen zwei Netzbetreibern ankommen, wie sich in den betroffenen Netzgebieten die Erlösobergrenzen und damit die Netzentgelte entwickeln. Anderenfalls würde eine solche Zuordnung (außer im Idealfall einer exakt zutreffenden Aufteilung) immer zu einer Benachteiligung der Netznutzer in dem einen und zu einer Bevorteilung der Netznutzer in dem anderen Netz führen. Dies ist mit den verwaltungsrechtlichen Vorgaben an eine Entgeltregulierung nicht zu vereinbaren. Daher sollte die Bundesnetzagentur aus Sicht der GEODE dringend überprüfen, ob tatsächlich eine Einigung der beiden Netzbetreiber als mögliche Variante in der neu zu gestaltenden Norm Berücksichtigung finden sollte. Das Ziel sollte es vielmehr sein, dass seitens des Verordnungsgebers Seite 15

16 klare und transparente Maßstäbe zur Aufteilung der Erlösobergrenzen vorgegeben werden, die jedenfalls übergangsweise bis zur nächsten Kostenprüfung zur Anwendung kommen. Ein hybrides System, das entweder auf eine Einigung der Parteien abstellt oder aber auf einen objektiven Maßstab aus der Verordnung, erscheint weder praktikabel noch verwaltungsrechtlich sinnvoll. Nach Auffassung der GEODE verbleibt für eine zivilrechtliche Vereinbarung bei der Zuordnung von Erlösobergrenzen kein Raum: Es sollte sich um eine hoheitliche Aufgabe handeln, die wie auch die Festsetzung der Erlösobergrenzen als solche von der zuständigen Regulierungsbehörde nach objektiv vorgegebenen Maßnahmen vorzunehmen ist. Ein Festschreiben objektiver bzw. objektivierter Kriterien ist daher aus Sicht der GEODE ausdrücklich begrüßenswert. Sowohl ein mengenbasierter Ansatz als auch ein Anteil der zu übergebenden Anschaffungs- und Herstellungskosten an den gesamten AHK des abgebenden Unternehmens wären möglich und sachgerecht. Die Daten und Informationen liegen im Regelfall vor und lassen sich einfach und transparent ermitteln. Da es sich faktisch um einen Vollkostenansatz handelt, wird auch dem Kriterium gerecht, dass dies für einen beliebigen (objektiven) Erwerber gilt, da individuelle Synergien eines Einzelfalls nicht berücksichtigt werden. 6. Transparenz Die GEODE begrüßt im Grundsatz die Anstrengungen der Bundesnetzagentur, eine erhöhte Transparenz zu erreichen. Unter Hinweis auf die höchstrichterliche Rechtsprechung des Bundesgerichtshofes müssen allerdings zu jeder Zeit und in jeder Form die bestehenden Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse der Netzbetreiber ausreichend beachtet und geschützt werden. Jenseits dieser Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse ist selbstverständlich eine größtmögliche Transparenz zu erreichen. Seite 16

17 IV. Stellungnahme zum künftigen Anreizregulierungsmodell und erste Bewertung der Vorschläge der Bundesnetzagentur Das derzeitige Anreizregulierungssystem in Deutschland steht auf dem Fundament der Rahmenbedingungen sowie des Wissens- und Erfahrungsstandes aus dem Jahre 2006: Die erstmalige Einführung der Anreizregulierung in Deutschland, völlig andere politische und ökonomische Rahmenbedingungen waren die Ausgangssituation. Denkmuster stammten noch aus der mentalen Welt der Verbändevereinbarungen, man war weit weg von Fukushima, Energiewende und dem daraus folgendem Umbau der Energiesysteme zu dezentralen Strukturen. Der aktuelle Regulierungsrahmen genügt den aktuellen und künftigen Anforderungen nicht, das ist erkannt und aus diesem Grund wurde der Evaluierungsprozess im Zuge der letzten Änderung der ARegV auch zeitlich vorgezogen: Erweiterungsfaktor und Investitionsmaßnahmen reichen nicht aus, um ein investitionsfreundliches Klima zu schaffen. Das Qualitätselement ist wirkungsschwach und seine Effekte sind zeitlich stark verzögert. Die gesamte Regulierungsformel ist ein durch die Zeit überholtes Flickwerk. Obwohl sich die deutsche Energieversorgung im internationalen Vergleich in einer extrem beschleunigten Transformationsphase befindet, haben wir bereits in der Vergangenheit darauf hingewiesen, dass das hiesige Regulierungssystem im internationalen Vergleich sehr scharfe Anforderungen stellt. Es ist sehr auffällig, dass international kein anderes Regulierungssystem existiert, das kumulativ eine Orientierung am Besten, einen generellen sektoralen Produktivitätsfaktor, einen Abbau der Ineffizienzen innerhalb einer Regulierungsperiode sowie keine Anpassung bspw. von Kapitalkosten innerhalb einer Regulierungsperiode bzw. Planansätze vorsieht. Alle diese Elemente finden sich aktuell in der hiesigen Anreizregulierungssystematik wieder. Überrascht waren die Teilnehmer der GEODE, als im Rahmen des Workshops in Ihrem Hause am nunmehr vier verschiedene Modellvarianten zur künftigen Anreizregulierung vorgestellt wurden, die sich teilweise sehr deutlich voneinander unterscheiden und eine enorme Bandbreite möglicher Änderungen aufweisen. Eine klare Empfehlung der Bundesnetzagentur, welches Anreizregulierungsmodell nach Bewertung der Behörde geeignet ist, die künftigen Herausforderungen der Verteilnetzbetreiber in Deutschland bestmöglich abzubilden, ist bisher nicht erkennbar. Seite 17

18 Um die einzelnen Modelle intensiver bewerten zu können, sind aus unserer Sicht deutlich mehr Zusatzinformationen und Prämissen erforderlich, die leider weder im Rahmen Ihrer Präsentation noch in den folgenden vertiefenden Einzelgesprächen übermittelt werden konnten. Gleichwohl sehen wir es als sehr positiv an, dass mit der Erarbeitung der vorgestellten Varianten durchaus einige Anmerkungen der Branche und auch der GEODE aus dem bisherigen Evaluierungsprozess aufgegriffen wurden. Somit verbleibt uns aktuell lediglich die Möglichkeit, einige wesentliche Prämissen für die sinnvolle Weiterentwicklung der aktuellen Anreizregulierungssystematik zu formulieren und die von Ihnen genannten Modelle daran zu spiegeln. 1. ARegV-reform (Modell1) Im Hinblick auf das Problem des Zeitverzugs bei der Anerkennung von Kapitalkosten ist eine umfängliche Lösung auch im Hinblick auf Liquidität und handelsrechtliches Ergebnis nur durch die Berücksichtigung von Planwerten möglich. Zudem bieten die vorgestellten Anpassungen des Erweiterungsfaktors nur für Investitionsmaßnahmen eine Verbesserung, die zu einer Erhöhung der relevanten Strukturparameter führen. Das Problem des Zeitverzugs bei Investitionsmaßnahmen zur Erneuerung und Modernisierung von Bestandsanlagen bleibt unverändert bestehen. Die Erhöhung der Treffgenauigkeit des Erweiterungsfaktors durch die Ausgestaltung als Summand kann in die richtige Richtung gehen. Jedoch wäre auch bei einer solchen Ausgestaltung der Heterogenität der Netzbetreiber Rechnung zu tragen. Zudem besteht die Gefahr, dass innovative Elemente nicht ausreichend berücksichtigt werden und zusätzlicher Verwaltungsaufwand entsteht. Die mit dem Erweiterungsfaktor grundsätzlich verbundenen Problemstellungen (z. B. unterstellte Linearität zwischen Strukturparametern und Kosten sowie die Behandlung sprungfixer Kosten) werden auch durch weitere Modifikationen nicht gelöst. Ein Konzept eines Erweiterungsfaktors muss zudem stets ex-ante Kriterien definieren. Innovative Lösungen werden dadurch u.u. systematisch benachteiligt. Eine Anpassung des EWF hin zu einer Anerkennung von Investitionen, die ausschließlich Technologieinnovationen anreizt, führt unter Umständen zu Mitnahmeeffekten (beispielsweise Einbau von ronts an Stellen wo sie nicht benötigt werden). Eine Bevorzugung von Innovationen wäre in diesem Falle auch nicht technologieneutral. Seite 18

19 Der Erweiterungsfaktor soll im Modell "AregV Reform" der BNetzA das zentrale Instrument zur Bewältigung der zukünftigen Herausforderungen der Energiewende sein. Insofern ist eine Ausgestaltung, welche Investitionshemmnisse abbaut und Investitionsanreize schafft, unbedingt notwendig. Vor dem Hintergrund der ungelösten Probleme verbleiben weitere erhebliche Zweifel, ob der Erweiterungsfaktor hierfür das geeignete Instrument sein kann, um diesen Herausforderungen zu begegnen. Das Modell ARegV-reform löst ebenfalls nicht die Problematik der Basisjahroptimierung und des damit verbundenen gleichgelagerten Investitionsverhaltens der Netzbetreiber hin zu den Basisjahren. 2. Beseitigung des Zeitverzugs/Kapitalkostenabgleich Kapitalkosten, die im Zeitpunkt der Investition entstehen, führen im aktuellen Regulierungssystem nicht in dem Maße zu Rückflüssen an die Investoren, wie dies in einer modernen Volkswirtschaft erforderlich ist. Hier muss dringend nachgesteuert werden. Die Modelle zum Kapitalkostenabgleich bewirken eine zeitnahe Vergütung der Kapitalkosten, die dem Netzbetreiber durch die Investitionstätigkeit entstehen. Der Kapitalkostenabgleich soll im Kern den bestehenden Zeitverzug beseitigen. Durch die Einführung eines zeitnahen Kapitalkostenabgleiches werden Basisjahreffekte und die damit verbundenen Kostenerhöhungen und Kapazitätsengpässe vermieden. Investitionen werden somit Zeitpunktneutral vergütet. Im Gegenzug erfolgt eine Abschaffung der Investitionsmaßnahmen und des Erweiterungsfaktors. Somit findet eine deutliche Verwaltungsvereinfachung statt. Der häufig geäußerten Befürchtung, es könne bei einem jährlichen Kapitalkostenabgleich zu Überinvestitionen kommen, kann jedoch durch die flankierenden Instrumente des Gesamtkosten-Benchmarkings und der vorgeschalteten Kostenprüfungen begegnet werden. Es geht aktuell nicht nur um den Abbau von Investitionshemmnissen, es muss noch darüber hinausgegangen werden und künftig echte Investitionsförderung (Begriff aus Koalitionsvertrag) und -anreize geben. Alle aktuell diskutierten Alternativen für Kapitalkostenansätze im Rahmen der Anreizregulierung (IKD, Schäfer-Modell, Menüregulierung und andere) werden den Herausforderungen besser gerecht als das bestehende Anreizregulierungssystem. Die Modelle regen den Substanzerhalt der Infrastruktur an und bestrafen den Substanzverbrauch. Seite 19

20 Die Regulierungspraxis ist mittlerweile hochkomplex, mit hohem Aufwand verbunden und nicht zielgerichtet im Hinblick auf eine sachgerechte Investitionsförderung. Die o.g. Alternativen sind allesamt schlanker, praktikabel und mit positiver Wirkung auf das Investitionsklima verbunden. Das Problem eines systemwidrigen, doppelten Abzuges von Effizienzgewinnen ist im Modell des "Kapitalkostenabgleich" nach dem Modellvorschlag 2 der BNetzA weiterhin nicht gelöst. Der IKD könnte eine potenzielle Lösung dieses Problems darstellen, da regulatorisch erwünschte Effizienzgewinne innerhalb der Regulierungsperiode systemkonform beim Netzbetreiber verbleiben. Die Darstellung der Bentz, dass die OPEX-Zuschläge von 0,8% wie eine ungerechtfertigte Zusatzrendite wirken, ist zu hinterfragen, da dieser OPEX-Zuschlag in gleicher Höhe bei Investitionsmaßnahmen Anwendung findet. Bei Investitionen in intelligente Technologien stellen wir beispielhaft fest, dass diese Neuinvestitionen in Einzelfällen mit höheren OPEX verbunden sind, als die hier angedachten 0,8 %. Der Regulierungsrahmen sollte auch Anreize für die Nutzung von bereits abgeschriebenen Anlagen enthalten (vgl. E-Bridge-Studie "Internationale Regulierungssysteme", S.122f.). Ein sofortiger Ersatz regulatorisch abgeschriebener, aber wirtschaftlich weiterhin nutzbarer Anlagen kann hierdurch vermieden werden. Einen solchen Anreiz würde der IKD zumindest für die Dauer einer Regulierungsperiode bieten. Aufgrund des TOTEX-Benchmarks und der Durchführung von Kostenprüfungen besteht für die Netzbetreiber kein signifikanter Anreiz für Überinvestitionen und eine damit verbundene überproportionale Steigerung der Kapitalkosten. Diese Feststellung wurde von der BNetzA bereits für die erste Regulierungsperiode getroffen. Die Kritik der BNetzA an dem Modell der Investitionskostendifferenz (IKD) erscheint überzogen, da die von der BNetzA genannten Effekte des Sockeleffektes auch im bestehenden System grundsätzlich vorhanden sind. Im Modell IKD wird der Sockel in Bezug auf Anlagen die zwischen den Regulierungsperioden auf null abgeschrieben werden, gemindert. Im bisherigen System findet diese Minderung zunächst nicht statt. Die bisherige Beurteilung des IKD durch die Behörde basiert auch auf intransparenten und nicht nachvollziehbaren Berechnungen zur Höhe der möglichen Sockeleffekte und Zusatzkosten im Vergleich zum vollständigen Kapitalkostenabgleich. Die Berechnung der BNetzA, dass der zusätzliche Sockel bei den Capex mit 6,9 Mrd. angesetzt wird besteht nach Darstellung der BNetzA gegenüber einer Vergleichsrechnung zum Schäfer-Modell und damit nicht zur bestehenden ARegV. Seite 20

21 Es hätte hier zum Abgleich auch eine Berechnung in Bezug auf die jetzt gültige ARegV stattfinden müssen. Die BNetzA müsste hier nach unserer Auffassung auch das für diese Berechnung gewählte Investitionsszenario offenlegen. Konsequenterweise müsste man diese Berechnung auch bei der Modifizierung des Erweiterungsfaktors durchführen. Nach unserer Abschätzung würde sich das Delta in Bezug auf die bestehende ARegV und unter Berücksichtigung der Modifizierung des Erweiterungsfaktors deutlich reduzieren. 3. Lange Planungssicherheit / längerer Behalt von Effizienzgewinnen Ein Blick auf die internationalen Regulierungssysteme zeigt, dass es sinnvoll zu sein scheint, mindestens einen zeitnahen Abgleich der Kapitalkosten mit zusätzlichen Effizienzvorgaben über einen längeren Zeitraum durchzuführen. Dabei ist beispielsweise in Großbritannien der Kostenabgleich erst am Ende einer Regulierungsperiode von acht Jahren vollständig vorzunehmen. In Österreich wird der Abbau der Ineffizienzen hingegen auf zwei Perioden und somit insgesamt auf zehn Jahre gestreckt. In allen anderen Regulierungssystemen findet lediglich teilweise eine Weitergabe von Effizienzgewinnen durch einen Kostenabgleich statt. Damit wird den Unternehmen ein zusätzlicher Anreiz gesetzt, die Kosten entsprechend den Effizienzvorgaben zu senken. Bei kürzeren Regulierungsperioden ist es in unseren Augen geboten, die Chance zu bieten, mögliche (vorzeitige) Effizienzgewinne zumindest zum Teil und einen längeren Zeitraum im Unternehmen zu belassen. Hier könnte das seitens der BNetzA vorgeschlagene Modell des Efficiency-Carry-Over eine mögliche Lösung darstellen. Ein solcher Efficiency-Carry-Over Effekt hängt jedoch im Detail sehr stark von dessen konkreter Ausgestaltung ab. Insbesondere muss im Falle einer Anwendung sichergestellt werden, dass sich dieser nur auf ein positives Delta zwischen zulässigen Erlösen und Kosten bezieht. Im umgekehrten Fall bestünde ansonsten die Gefahr, dass im Falle erhöhter Kosten im Vergleich zu den im Basisjahr zulässigen Erlösen ebenfalls eine Absenkung verursachen könnte. Da nun aber die Kosten gerade im Basisjahr einer Kostenprüfung unterzogen werden, sollte das Ergebnis der Kostenprüfung stets die Ausgangsgröße für die Erlösentwicklung sein bei der aufgrund z.t. exogen veranlasster Kostensteigerungen nicht erreichte Effizienzziele nicht zusätzlich pönalisiert werden dürfen. 4. Vereinfachung Verfahren Sehr positiv sehen wir die Bestrebungen der Bundesnetzagentur, das Regulierungsverfahren in seiner Gesamtheit zu vereinfachen. Dies würde den Regulierungsbehörden die Chance einräumen, einzelne Verfahrensschritte im Rahmen des für die Branche erforderlichen zeitlichen Korridors abzuschließen und die Unternehmen könnten sich auf ihr Kerngeschäft fokussieren. Insbesondere bei den aktuell vorgeschlagenen Modellen 3 und 4 ist eine solche Seite 21

22 Verfahrensvereinfachung aktuell für die GEODE jedoch nicht erkennbar. Bereits die oberflächlich skizzierten Elemente des dritten und vierten Modells lassen einen deutlich steigenden Regulierungsaufwand für die Netzbetreiber und die BNetzA vermuten, dessen Bewältigung als sehr ambitioniert einzuschätzen ist. 5. Unabhängigkeit des Regulierungsergebnisses von der Unternehmensstruktur und der gewählten eigenen Wertschöpfungstiefe Ein wichtiges Anliegen der GEODE ist die Weiterentwicklung der Anreizregulierung und der zugehörigen Verordnungen vor allen Dingen hinsichtlich der offensichtlich diskriminierenden Bevorzugung bestimmter Organisationsstrukturen bzw. Wertschöpfungsmodelle. Ein zukunftsweisendes Regulierungsmodell muss gerade vor dem Hintergrund der anstehenden Herausforderungen die Kooperationsfähigkeit der Netzbetreiber ermöglichen und fördern. Wie in der Vergangenheit bereits mehrfach angemerkt, vertritt die GEODE auch und vor allen Dingen kommunale Unternehmen und Verteilnetzbetreiber, die häufig in Form horizontaler Kooperationen und anderer gemeinsamer Aktivitäten den Anspruch entwickelt haben, den Spagat zwischen kritischer Masse für die kostengünstige Abwicklung verschiedener Teilprozesse der Wertschöpfungsstufe Verteilnetzbetreiber mit der kommunalen Unternehmen sehr am Herzen liegenden Kundennähe und Transparenz zu verbinden. Nur so entsteht in unseren Augen die Chance, Augenhöhe zu etablierten Großunternehmen der deutschen Energieversorgungsbranche herzustellen. Dieses Ziel der Steigerung der unternehmerischen Freiheit zur Erreichung auch des gesamtwirtschaftlichen Optimums wird durch zahlreiche Rahmenbedingungen des aktuellen Regulierungssystems konterkariert, wenn nicht sogar verhindert. Die Unternehmen dürfen beispielsweise nicht durch die Wahl des jeweiligen Unbundling-Modells oder die eigene Wertschöpfungstiefe bestraft werden. Allein das wirtschaftliche Gesamtergebnis, mithin also die gesamten resultierenden Netzkosten sind für eine gesamtwirtschaftliche Bewertung relevant. Wir erwarten vom zukünftigen System der Anreizregulierung, dass es keinen Unterschied mehr macht z. B. bei der Frage, mit welchem Unternehmen der für den Verteilnetzbetreiber tätige Mitarbeiter einen Anstellungsvertrag hat (Regelungen zu den Personalzusatzkosten) oder ob der Verteilnetzbetreiber Dienstleistungen aus dem direkten Konzernverbund oder von einem konzernfremden Partnerunternehmen z. B. eines horizontalen Verbunds einkauft (Dienstleisterbogen bei der Entgeltgenehmigung). Seite 22