Bonn: 4. Workshop zur Evaluierung der ARegV

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Jesko Grosser
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1 Hartmann & Wiegler Consulting GmbH Sportplatzstraße Belrieth T + 49 (0) F + 49 (0) info@myhwc.de Oktober 2014 Netzbetreiberinfo: Evaluierung der ARegV Bonn: 4. Workshop zur Evaluierung der ARegV Am 23. Oktober 2014 fand in Bonn der 4. Workshop zur Evaluierung der ARegV statt. In diesem wurden erneut nur Zwischenergebnisse und mögliche Handlungsoptionen für eine Anpassung des Regulierungssystems von der BNetzA präsentiert. Neben einzelnen Änderungen der ARegV wurden vier verschiedene Modelle zur Änderung der Anreizregulierung vorgestellt. Folgende wesentliche Punkte stehen diesbezüglich im Fokus der BNetzA: 1. Regulierungskonto 2. Kapitalverzinsung 3. Personalzusatzkosten 4. Vereinfachtes Verfahren 5. Übergänge von Teilnetzen 6. Transparenz 7. Modell 1: ARegV-Reform 8. Modell 2: Kapitalkostenabgleich 9. Modell 3: Gesamtkostenabgleich mit Bonus 10. Modell 4: Differenzierte Regulierung 11. Allgemeiner sektoraler Produktivitätsfaktor 12. Effizienzvergleich

2 2 1. Regulierungskonto Ziel ist es, das Regulierungskonto zeitnah und fortlaufend aufzulösen. Dazu wäre nach Ansicht der BNetzA ein Ansatz entsprechend der ehemaligen periodenübergreifenden Saldierung (PüS) in einer dreijährigen Annuität denkbar. Zudem wird in Erwägung gezogen, das Regulierungskonto von der Erlösobergrenzenfestlegung zu Beginn einer Regulierungsperiode abzukoppeln. 2. Kapitalverzinsung Eine stärkere Pauschalierung der Kapitalverzinsung soll einer Vereinfachung und letztlich Verringerung des Verwaltungsaufwandes dienen. So könnte bspw. die Ermittlung der Eigenkapitalstruktur einem simpleren Prozess unterzogen und diese für jeden Netzbetreiber festgeschrieben werden. Damit verbunden ist die Festlegung passender Verzinsungssätze, die es im Rahmen eines Verhandlungsprozesses zu ermitteln gilt. Hinsichtlich der EK-Zinssätze hat die Behörde deutlich gemacht, dass sie an dem ihrer Ansicht nach in sich stimmigen und bewährten Vorgehen festhalten will. Beim Fremdkapitalzinssatz wird über einen angemessenen Pauschalwert nachgedacht. Damit entfiele der Nachweis und Diskussion über die Höhe der Fremdkapitalkosten wie bspw. die Darlegung der Kapitalkosten anhand des Darlehensspiegels, der in der letzten Kostenprüfung erforderlich war. 3. Personalzusatzkosten Hinsichtlich der Behandlung der Personalzusatzkosten (PzK) wurden drei Varianten vorgestellt. In der Variante 1 wird die Abschaffung der PzK als dauerhaft nicht beeinflussbarer Kostenanteil (dnbk) erwogen. Variante 2 geht von einer pauschalierten PzK-Hinzurechnung für alle Netzbetreiber in Höhe von 25 % der Personalkosten aus. Damit würde die Positionen in 11 Abs. 2 Nr ARegV ersetzt werden. Neben der Gleichbehandlung und einfacheren Berechenbarkeit würden somit auch sozialpolitische Anliegen berücksichtigt. In der 3. Variante würden die PzK auf dem Niveau der 2. Regulierungsperiode festgeschrieben und über einen längeren Zeitraum (z. B Jahre) abgeschmolzen werden.

3 3 4. Vereinfachtes Verfahren Eines der Ergebnisse der Evaluierung verdeutlicht, dass die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten im Ausgangsniveau der Netzbetreiber im Regelverfahren deutlich niedriger sind (besonders im Gas), als der Pauschalwert der dnbk der Netzbetreiber im vereinfachten Verfahren (45 %). Da die vorgelagerten Netzkosten und vermiedenen Netzentgelte innerhalb dnbk einen sehr hohen Anteil einnehmen, besteht die Überlegung, diese beiden Kostenanteile individuell abzubilden und daneben einen Pauschalwert für die restlichen dnbk zu stellen. 5. Übergänge von Teilnetzen Übergänge von Teilnetzen sind nicht selten mit Streitigkeiten zwischen abgebenden und aufnehmenden Netzbetreiber über die Höhe des übergehenden Anteils der Erlösobergrenze verbunden. Bei fehlender Einigung zwischen den Parteien erwägt die BNetzA eine Festlegung von Amts wegen. Unklar ist bislang noch der Maßstab, der einer Aufteilung der Erlösobergrenze zugrunde gelegt werden soll. In Betracht käme eine Schlüsselung an Hand von Absatzmengen (Info: Dies führt häufig zu völlig unplausiblen Werten!) oder an Hand übergehender Anschaffungs- und Herstellkosten. 6. Transparenz Unter dem Blickpunkt der Transparenzerhöhung wird diskutiert, die Erlösobergrenzen, Erweiterungsfaktoren, Strukturparameter sowie die individuellen Unterbrechungswerte zu veröffentlichen. 7. Modell 1: ARegV-Reform Ziel von Modell 1 ist neben der Beseitigung des Zeitverzuges beim Erweiterungsfaktor, die Treffgenauigkeit von selbigem zu steigern. Die Beseitigung des Zeitverzuges beim Erweiterungsfaktor ist nach Behördensicht entweder auf Istkostenbasis mit Zinsausgleich möglich. Oder es erfolgt eine Ermittlung des Erweiterungsfaktors auf der Basis von Planwerten mit nachträglichem Plan-Ist- Abgleich, was jedoch gerade vor dem Hintergrund von Netzübergängen praktisch schwierig sein dürfte. Daneben wird über die Einführung eines Efficiency-Carry-Over Mechanismus nachgedacht. Demnach könnte im Basisjahr die positive Differenz zwischen der erlaubten Erlösobergrenze und den geringeren Ist-Kosten des Netzbetreibers auf die folgende Regulierungsperiode übertragen werden. Dieser Effizienzgewinn soll nur teilweise bspw. nur zu 50 % über 3 Jahre annuitätisch unter Abschmelzung mit einem Verteilfaktor gewälzt werden dürfen.

4 4 8. Modell 2: Kapitalkostenabgleich Im Modell 2 würde jährlich ein Abgleich von Planangaben für kalkulatorischen Kosten mit den Ist- Kosten erfolgen. Darüber hinaus erfolgt eine pauschale Anpassung der operativen Kosten bezogen auf die Veränderung der Kapitalkosten. Der Zeithorizont einer Regulierungsperiode bliebe unverändert 5 Jahre. Abgeschafft würden dann sowohl Erweiterungsfaktor als auch Anträge für Investitionsmaßnahmen. 9. Modell 3: Gesamtkostenabgleich mit Bonus Modell 3 ist eine Erweiterung von Modell 2. Neben dem jährlichen Abgleich der Planangaben für Kapitalkosten erfolgt alle 2 Jahre ein TOTEX-Benchmarking. Darüber hinaus sollen die Netzbetreiber einen Bonus erhalten, die die Effizienzgrenze setzen. Bei dieser rollierenden Anpassung der operativen Kosten soll unter Umständen der Verbraucherpreisindex (VPI) in der jährlichen Anpassung der Erlösobergrenze entfallen. 10. Modell 4: Differenzierte Regulierung Modell 4 sieht die BNetzA als eine Art Add-On zu einem der vorgenannten Modelle an. Sie sollte nur denjenigen Netzbetreibern eröffnet werden, deren energiewendebedingter Ausbaubedarf besonders hoch ist. Als Differenzierungsmerkmal zur Identifikation der begünstigten Netzbetreiber soll die Planung und Abstimmung des Ausbaubedarfes dienen. 11. Allgemeiner sektoraler Produktivitätsfaktor Der allgemeine sektorale Produktivitätsfaktor (auch X-Generell genannt) schmälert bislang jährlich die Erlösobergrenzen als vorweggenommener Abzug für Produktivitätssteigerungen in der Branche. Fraglich ist, ob es weitere Produktivitätsreserven gibt und wie sich diese in Zukunft entwickeln. Zum einen wird erwogen, den künftigen Produktivitätsfaktor aus der bisherigen Entwicklung abzuleiten. Denkbar ist nach BNetzA aber auch, dass die Produktivität der Branche ein wettbewerbliches Niveau erreicht hat und der Faktor damit künftig entfällt.

5 5 12. Effizienzvergleich Bislang werden im vollen Verfahren die Effizienzwerte mit der DEA (Daten-Einhüllende-Analyse) und der SFA (Stochastische-Frontier-Analyse) ermittelt. Beide Verfahren werden je mit standardisierten und nicht standardisierten Kosten durchgeführt. Hiervon wird das beste Ergebnis berücksichtigt (Best of Four). Künftig könnte nur noch der beste Mittelwert (Mittelwert beider DEA-Ergebnisse vs. Mittelwert beider SFA-Ergebnisse) zum sogenannten Best of Two an Stelle der 4 Einzelwerte herangezogen werden. Die Pflichtparameter nach 13 Abs. 4 sollen künftig entfallen. Insbesondere denkt die BNetzA über die Abschaffung des Parameters Leitungslänge nach. Die BNetzA diskutiert zudem die Klassifikation von extremen Ausreißern (Betrachtung der Cook-Distanz) gleichzeitig bei SFA und DEA. Das vereinfachte Verfahren für kleine Netzbetreiber könnte künftig entfallen. Bisher sind lt. ARegV nicht fallende Skalenerträge (NDRS) bei der DEA vorgeschrieben. Diskutiert wird, dies auf konstante Skalenerträge (CRS) zu ändern. Wie in der Abbildung ersichtlich, würde die Umstellung von NDRS auf CRS zu einer Verschärfung der Effizienzvorgaben für kleine Netzbetreiber führen. Leider sind auch im 4. Workshop von der BNetzA kaum konkrete Ergebnisse vorgestellt worden. Die angedachten Änderungen der Effizienzermittlung bedeuten eine deutliche Verschärfung des bisherigen Verfahrens. Mit einer Verschlechterung der künftigen Effizienzwerte als auch Wegfall des vereinfachten Verfahrens muss gerechnet werden. Über die weitere Entwicklung werden wir wie gewohnt berichten. Für Rückfragen stehen wir Ihnen jederzeit gern zur Verfügung. Ihr Team von Hartmann & Wiegler Consulting GmbH In Kooperation mit Consulting Ulm & Schendel GmbH & Co. KG

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