Rechtliche und regulatorische Rahmenbedingungen für Infrastrukturbetreiber (Gas und Strom)

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1 Rechtliche und regulatorische Rahmenbedingungen für Infrastrukturbetreiber (Gas und Strom) Hamburger Energienetzbeirat Hamburg, 01. September 2016 Udo Bottländer und Christian Heine

2 Ordnungspolitischer Rahmen EnWG 1982 Kartellrechtsnovelle zu Konzessionen 1991 Stromeinspeisungsgesetz 1996 EU-Richtlinienpaket für Elektrizitäts u. Gasbinnenmarkt Liberalisierung des Energiemarktes 2000 Erneuerbare-Energien-Gesetz/ KWK-Gesetz KWK-Mod.-Gesetz GasNZV Richtlinienpaket für Elektrizitätsu. Gasbinnenmarkt Umsetzung des 2. EU-Richtlinienpaket (EnWG 2005) Bundesnetzagentur übernimmt Aufsicht über Energienetze Ende der Genehmigungspflicht der Strompreise für Haushaltskunden Geschäftsprozesse zum Lieferantenwechsel Gas (GeLiGas) 3. Energiebinnenmarktpaket Beginn der Anreizregulierung Inkrafttreten der Verordnungen zum Netzanschluss Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Strom (GPKE) Grundmodell der Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im deutschen Gasmarkt (GabiGas) Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS) 2015 Strommarktgesetz 2016 EEG-Novelle ARegV-Novelle Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende / MSBG Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz Seite 2

3 Strom- und Gasnetze sind natürliche Monopole und werden reguliert, damit der Netznutzer keine Gefahr läuft, überhöhte Preise zu zahlen wettbewerbliche Teilmärkte keine Regulierung Transport- Erzeugung Handel und Verteilnetze Vertrieb Erlösobergrenze / Kosten Basisjahr Natürliche Monopole 2009: Anreizregulierung (Kosten Erlösen) Kostenverlauf 98% Verlauf Erlösobergrenze Effizienzwert = 95% 96% Kostenunterdeckung Erlösüberschuss Seite 3 Periode 1 Periode 2 Periode 3 Zeit

4 Theoretische Möglichkeiten einer (Preis-) Regulierung bei natürlichen Monopolen Einheitspreis Festlegung eines Einheitspreises durch den Gesetzgeber Einfache Handhabung Transparenz Keine Rücksicht auf individuelle Umstände Fahren auf Verschleiß Cost- Plus Jährliche Ermittlung der unternehmensindividuellen Kostenbasis zzgl. Eigenkapitalverzinsung Investitionsanreize Gefahr von Überinvestitionen Keine Effizienzanreize Anreizregulierung Ermittlung der unternehmensindividuellen Kostenbasis mit Effizienzpfad Investitionsanreize Effizienzanreize Qualitätsanreize Komplexes System Im System der Anreizregulierung werden, aus Gründen der Kosteneffizienz, die Erlöse innerhalb einer Regulierungsperiode von den tatsächlichen Kosten entkoppelt. Seite 4

5 Rechtlicher Rahmen: Eigenschaften der Erlösobergrenzenregulierung Erlösobergrenze / Kosten Basisjahr Kostenverlauf Beispielhaft dargestellt für das Stromnetz. Gasnetz jeweils ein Jahr früher. 98% Verlauf Erlösobergrenze Kostenunterdeckung 85% 92% Erlösüberschuss 1. Regulierungsperiode ( ) Regulierungsperiode 2. Regulierungsperiode ( ) Regulierungsperiode 3. Regulierungsperiode ( ) Regulierungsperiode Zeit * alle Werte sind Beispiele 2011 Basisjahr 2016 Basisjahr 2021 Basisjahr 2012 Kostenprüfung 2017 Kostenprüfung 2022 Kostenprüfung Seite 5

6 Die Ermittlung und Anpassung der Erlösobergrenze (EOG) und der daraus abgeleiteten Netznutzungsentgelte (NNE) folgt einem engen Schema 1 2 Einmal vor Periode: - Kostenprüfung - Effizienzvergleich Erlöspfad - Anpassung EOG 3 - Ermittlung NNE 4 Jährlich und einmal vor Periode: - Verprobung NNE Seite 6

7 Ein Großteil der erlaubten Erlöse basieren auf den beeinflussbaren Kosten des Basisjahres Einmal vor Periode: - Kostenprüfung - Effizienzvergleich Erlöspfad - Anpassung EOG - Ermittlung NNE 4 Jährlich und einmal vor Periode: - Verprobung NNE Mögliche Kostenkürzungen Input und Durchführung Effizienzbenchmarking zur Ermittlung Xind Antrag 2011 (Basisjahr) Seite 7 genehmigte Kosten Regulierungsperiode

Kosten, deren Höhe nicht durch Netzbetreiber beeinflussbar sind, dürfen jährlich angepasst werden 1

NNE 4 Jährlich und einmal vor Periode: - Verprobung NNE Kosten im Basisjahr Erlöse in der

TSO vnne Löhne/Gehälter jährlich angepasste Erlöse auf Basis der nicht beeinflussbaren Kosten

8 Kosten, deren Höhe nicht durch Netzbetreiber beeinflussbar sind, dürfen jährlich angepasst werden 1 Einmal vor Periode: - Kostenprüfung - Effizienzvergleich Erlöspfad 2 - Anpassung EOG 3 - Ermittlung NNE 4 Jährlich und einmal vor Periode: - Verprobung NNE Kosten im Basisjahr Erlöse in der Regulierungsperiode dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (dnbk) Lohnzusatz-/ Versorgungsleistungen TSO vnne Löhne/Gehälter jährlich angepasste Erlöse auf Basis der nicht beeinflussbaren Kosten genehmigte beeinflussbare Kosten (bk) Seite 8 Kapitalkosten zulässige Erlöse pro Jahr auf Grundlage Basisjahr

9 Die Höhe der Netzentgelte folgt vereinfacht der Formel Erlöse [ ] / Menge [kwh] = Preis [ /kwh] 1 2 Einmal vor Periode: - Kostenprüfung - Effizienzvergleich Erlöspfad - Anpassung EOG 3 - Ermittlung NNE 4 Jährlich und einmal vor Periode: - Verprobung NNE Seite 9

10 genehmigt real Differenzen zwischen genehmigten und realisierten Erlösen gehen nicht verloren!! 1 2 Einmal vor Periode: - Kostenprüfung - Effizienzvergleich Erlöspfad - Anpassung EOG 3 - Ermittlung NNE 4 Jährlich und einmal vor Periode: - Verprobung NNE Differenzen in Absatzschwankungen oder Plan- und Istkosten werden auf dem Regulierungskonto gebucht. Auflösung des pos. bzw. neg. Saldos durch Erstattung bzw. Belastung der Netzkunden in der folgenden Regulierungsperiode. genehmigte vs. realisierte Erlöse Buchung Regulierungskonto Auflösung Regulierungskonto Seite 10

Novellierung der ARegV ist abgeschlossen

Einbindung Interessenvertreter Expertengespräche

Novellierungsprozess Formulierung Eckpunktepapier 16.

Modellvorschläge mit Ländern und anderen

Länderkonsultation Verbändeanhörung Kabinettsbeschluss

Änderungsvorschlägen Bundesrat Evaluierungsbericht

11 Novellierung der ARegV ist abgeschlossen Evaluierungsprozess Durchführung Bestandsanalyse Einbindung Interessenvertreter Expertengespräche Formulierung Handlungsempfehlungen Novellierungsprozess Formulierung Eckpunktepapier Diskussion Eckpunktepapier und weitere Modellvorschläge mit Ländern und anderen Interessenvertretern Verordnungs- gebungsprozess Länderkonsultation Verbändeanhörung Kabinettsbeschluss Zustimmung im Bundesrat Kabinettsbeschluss bzgl. Änderungsvorschlägen Bundesrat Evaluierungsbericht Referentenentwurf Novellierte ARegV Seite 11 Veröffentlichung im Bundesanzeiger ausstehend (Termin nicht bekannt)

12 Wesentliche Änderung ab 2019 ist der Entfall des Zeitverzuges Aus EO t = KA dnb,t + KA vnb,0 + 1 V t KA b,0 VPI t VPI 0 PF t EF t + Q t + VK t VK 0 + S t wird Neu: Effizienzbonus Neu: Kapitalkostenaufschlag EO t = KA dnb,t + KA vnb,t + 1 V t KA b,t + B 0 T VPI t VPI 0 PF t + KKA t + Q t + VK t VK 0 + S t Neu: Kapitalkostenabzug Änderungen durch ARegV-Novelle Für Verteilnetzbetreiber überwiegend positiv. Seite 12

13 Was ist neu? Verbesserung der Investitionsbedingungen durch einen jährlichen Kapitalkostenabgleich Kapitalkostenaufschlag: Jährliche Anerkennung von Investitionen nach Basisjahr d.h. Systemimmanenter Wegfall von Erweiterungsfaktor und Investitionsmaßnahmen Kapitalkostenabschlag: Eliminierung Sockeleffekte, aber für Bestandsanlagen erst ab 4. Regulierungsperiode Erhöhung Effizienzanreize Effizienzbonus: Bonus für supereffiziente Netzbetreiber Sonstiges Regulierungskonto: Personalzusatzkosten: Jährliche Auflösung über 3 folgende Jahre Verschiebung Stichtag Erhöhung Transparenz: Veröffentlichung von Netzbetreiberdaten Seite 13

14 Was bleibt? Umgang mit Betriebskosten: Ermittlung Effizienzwert: Vereinfachte Verfahren: Basisjahreffekt Keine OPEX-Pauschale best-of-four-abrechnung beim Effizienzvergleich Schwelle ( Kunden im Strombereich, Kunden im Gasbereich) Was kommt noch? Xgenerell: BNetzA erhält Festlegungskompetenz; wird berechnet, nicht ermittelt Position SNH und HHNG: Aussetzen in 3. Regulierungsperiode Festlegung EK-Zins: Thema StromNEV; Konsultationsphase im August 2016 abgeschlossen Position SNH und HHNG: Anpassung der Methoden (Angleichung Zeitreihen) Seite 14

15 Bestimmung der Erlösobergrenze gemäß ARegV bis einschließlich VK t VK 0 Volatiler Kostenanteil Seite 15

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