Stellungnahme der Netze BW GmbH zu den Ergebnissen der Evaluierung der Anreizregulierung und den Empfehlungen der Bundesnetzagentur»

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1 Stellungnahme der Netze BW GmbH zu den Ergebnissen der Evaluierung der Anreizregulierung und den Empfehlungen der Bundesnetzagentur» Vierter Workshop Evaluierung ARegV Bonn, 23. Oktober 2014 Stuttgart 17.November 2014 Ein Unternehmen

2 Inhaltsverzeichnis 1 Zusammenfassung 2 Evaluierungsergebnisse 3 Handlungsoptionen: Modellunabhängig 4 Handlungsoptionen: Regulierungsmodelle Seite I/I

3 1 Zusammenfassung Die Bundesnetzagentur hat auf dem am 23. Oktober 2014 stattgefundenen vierten Workshop zur Evaluierung der Anreizregulierung die Ergebnisse des Evaluierungsprozesses dargestellt und verschiedene Handlungsoptionen zur Änderung des Regulierungsrahmens vorgeschlagen. Die Netze BW begrüßt ausdrücklich die öffentliche Diskussion um die Reform der Anreizregulierung und nimmt gerne die Gelegenheit wahr, zu den von der Bundesnetzagentur vorgestellten Ergebnissen und Handlungsempfehlungen Stellung zu nehmen. Aufgrund der Vielzahl der Themen werden wir uns dabei allerdings auf einige aus unserer Sicht zentrale Punkte beschränken. Eine umfassende Kommentierung aller vorgeschlagenen Handlungsoptionen ist schon deswegen nicht möglich, weil diese bisher nur als grobe Konzepte und in geringer Detailtiefe vorliegen. Wir behalten uns daher ergänzende Stellungnahmen insbesondere in Bezug auf die vorgeschlagenen Regulierungsmodelle ausdrücklich vor. Im Folgenden werden wir sowohl zu den Ergebnissen des Evaluierungsprozesses als auch zu den modellunabhängigen Handlungsoptionen sowie zu den von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen Regulierungsmodellen Stellung nehmen. Zusammengefasst haben wir die folgenden zentralen Anmerkungen zum Stand und den vorläufigen Ergebnissen des Evaluierungsprozesses. DIW ECON Gutachten Im Hinblick auf das DIW ECON Gutachten teilen wir nicht die zentrale Aussage der Gutachter der Bundesnetzagentur, wonach ein signifikanter und positiver Zusammenhang zwischen der Einführung der Anreizregulierung und der Investitionstätigkeit der Netzbetreiber besteht. Nach unserer Auffassung hält diese Analyse des DIW üblichen wissenschaftlichen Maßstäben nicht stand. Grundsätzlich halten wir die Analyse des DIW Gutachtens hinsichtlich des Zusammenhangs zwischen Investitionstätigkeit und EE-Ausbau für unzureichend. Zum einen hätte eine nach Spannungsebenen disaggregierte Analyse zwischen der Wachstumsrate der dezentralen Erzeugungsleistung und der Investitionsquote je Spannungsebene präzisere statistische Aussagen hinsichtlich des Zusammenhangs zwischen EE-Zubau und Investitionserfordernissen erbracht und zum anderen haben die Gutachter es nicht in Betracht gezogen, auf ein zeitliches Lag zwischen EE- Ausbau und Investitionsquote zu testen, um den Sachverhalt eines zeitlich nachlaufenden Netzausbaus zu berücksichtigen. Im Gegensatz zu den Gutachtern der Bundesnetzagentur halten wir die Ergebnisse zum positiven Zusammenhang zwischen Effizienzwert und Investitionsquote für belastbar; die von den Gutachtern aufgrund des Endogenitätsproblems in Frage gestellte Wirkrichtung der Kausalität ist nach unserer Auffassung aufgrund der zeitlichen Abfolge zwischen Feststellung des Effizienzwertes auf Basis der Kosten des Jahres 2006 und der Investitionsquote der Jahre eindeutig: ein niedriger Effizienzwert ist nicht investitionsstimulierend. Seite 1/14

4 Benchmark Wir sehen im Gegensatz zur Bundesnetzagentur keine Notwendigkeit zur Änderung der Best-of-Four- Abrechnung im Benchmark. Die vorgeschlagene Best-of-Two-Abrechnung würde zu deutlichen Nachteilen für die Netzbetreiber führen, die durchschnittlich in der Größenordnung eines weiteren Xgen liegen. Pauschalierung Kapitalverzinsung Um im Rahmen von Pauschalierungsvorschlägen für die Kapitalverzinsung eine Schlechterstellung der Netzbetreiber zu vermeiden ist nach unserer Auffassung folgendes zu berücksichtigen: Der Nettosubstanzerhalt ist grundsätzlich beizubehalten. Für behördlich bereits genehmigte Fremdkapitalkosten ist eine Bestandsschutzregelung zu etablieren. Um die strukturelle Benachteiligung von Netzbetreibern mit mehr als 40% Eigenkapital zu vermeiden, schlagen wir eine Brutto-RAB vor, die neben den kalkulatorischen Restbuchwerten des Sachanlagevermögens, die geleisteten Anzahlungen und Anlagen im Bau, Grundstücke sowie immaterielle Vermögensgegenstände umfasst und zur Berücksichtigung der EE-Situation auch Umlaufvermögen zur Abwicklung des EE-Volumens beinhaltet. Der auf diese Brutto-RAB anzuwendende Mischzinssatz würde sich zu 40% aus dem EK-Zinssatz, einem anteiligen FK- Zinssatz und einem unverzinslichen Kapitalanteil in Höhe der durchschnittlichen Baukostenzuschüsse ergeben. Personalzusatzkosten Die vorgeschlagenen Varianten zur Änderung der Regelung zu den Personalzusatzkosten laufen faktisch auf eine Aushebelung des Bestandsschutzes hinaus. Die Netze BW sieht keine Notwendigkeit einer Anpassung der Regelung zu den Personalzusatzkosten. Festlegung Erlösobergrenzen im Falle von Teilnetzübergängen Die Netze BW ist der Auffassung, dass die von der Behörde vorgeschlagenen Regelungen keine sachgerechte Aufteilung der Erlösobergrenze im Falle von Teilnetzübergängen ermöglichen. Wir sehen darüber hinaus das Risiko, dass Ex-Ante-Festlegungen bzgl. des bei Teilnetzübergängen anzuwendenden Aufteilungsmaßstabes Auseinandersetzungen über die Aufteilung der Erlösobergrenze überhaupt erst provozieren könnten. Nach Auffassung der Netze BW ist jeder Streitfall von der Bundesnetzagentur individuell zu betrachten und zu entscheiden. Regulierungsmodell Nach Auffassung der Netze BW sind bei der Reform des Regulierungsmodells zwei Gesichtspunkte unbedingt zu berücksichtigen. Zum einen der unterschiedlichen Betroffenheit der Netzbetreiber vom energiewendebedingten Netzausbau, der unseres Erachtens einen stärker individualisierten Seite 2/14

5 Regulierungsrahmen erfordert. Zum anderen ist bei jeder Regulierungsreform sicherzustellen, dass Investitionsentscheidungen der Vergangenheit nicht durch nachträgliche Änderungen des regulatorischen Rahmens entwertet werden. Diese Anforderungen erfüllen die von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen Regulierungsmodelle nur begrenzt: Das Modell ARegV-Reform beinhaltet weiterhin nur eine pauschale Berücksichtigung von Erweiterungsinvestitionen über den Erweiterungsfaktor und kann den individuellen Netzausbaubedarf nicht sachgerecht berücksichtigen. Das Modell ARegV-Reform stellt daher nach Auffassung der Netze BW keine Antwort auf die energiewendebedingten Herausforderungen der Netzbetreiber dar. Das Modell Kapitalkostenabgleich führt aufgrund der Abschöpfung der Sockeleffekte zu einer nachträglichen Entwertung der seit Einführung der Anreizregulierung getätigten Investitionen, die einen beträchtlichen Teil ihrer kalkulatorischen Abschreibungen und ihrer kalkulatorischen Verzinsung einbüßen. Nach Auffassung der Netze könnte ein jährlicher Abgleich der Kapitalkosten auf Basis des Modells der Investitionskostendifferenz dem individuellen Ausbaubedarf der Netzbetreiber Rechnung tragen. Um die nachträglichen Entwertung von Investitionen zu verhindern sollte das Modell der Investitionskostendifferenz zumindest für einen Zeitraum von 10 Jahren gelten. Für das Modell Gesamtkostenabgleich mit Bonus gilt hinsichtlich der nachträglichen wirtschaftlichen Entwertung von Investitionen zunächst dasselbe wie bereits für das Modell Kapitalkostenabgleich; durch die Abschöpfung des Sockeleffektes können Investitionen aus der Zeit seit 2007 ihre kalkulatorischen Kapitalkosten nicht vollständig verdienen. Zusätzlich lassen die für das Modell Gesamtkostenabgleich notwendigen Pauschalierungen bei der zweijährlich stattfindenden Kostenprüfung sowie Unsicherheiten hinsichtlich der Validität der Benchmarkergebnisse nur eine ungenaue Abbildung der netzbetreiberindividuellen Kosten zu. Das Modell der differenzierten Regulierung aus Sicht der Netze BW grundsätzlich eine zu diskutierende Regulierungsoption dar, da es zum einen individuelle Lösungen für besonders ausbauverpflichtete Netzbetreiber ermöglicht und zum anderen bei entsprechender Ausgestaltung auch nicht zu einer Entwertung vergangener Investitionen führt. Um das Modell praktikabel zu halten, dürfen die Anforderungen an die Ausgestaltung und die Abstimmung des Netzausbauplans aber keine unüberwindbare Hürde darstellen. Seite 3/14

6 2 Evaluierungsergebnisse DIW ECON Gutachten Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen der Evaluierung der Anreizregulierung ein Gutachten bei DIW ECON in Auftrag gegeben. Das Gutachten soll das Investitionsverhalten der Verteil-, Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber mithilfe einer eingehenden statistischen Analyse beleuchten. Einige der zentralen Erkenntnisse wurden bereits im Rahmen des dritten Workshops der Bundesetzagentur zur Evaluierung der Anreizregulierung im Juni 2014 vorgestellt. Das endgültige Gutachten wurde jedoch erst Ende Oktober 2014 von der Behörde veröffentlicht. Wir begrüßen ausdrücklich die Veröffentlichung und die Möglichkeit zur Stellungnahme. Aufgrund des späten Zeitpunkts der Veröffentlichung können wir hier nur auf ausgewählte Aspekte des Gutachtens eingehen. Die Netze BW konzentriert sich daher auf eine der drei zentralen Fragestellungen des Gutachtens: Hat die Einführung der Anreizregulierung ab 2009 einen nachweisbaren Einfluss auf das Investitionsverhalten der Netzbetreiber? (1) Auswirkungen der Anreizregulierung auf das Investitionsverhalten Die Kernaussage des Gutachtens ist, dass die Einführung der Anreizregulierung einen signifikant positiven Einfluss auf die Investitionen der Stromverteilnetzbetreiber hat. Diese Auffassung teilen wir nicht, da nach unserem Dafürhalten die Analyse des DIW ECON üblichen wissenschaftlichen Maßstäben nicht standhält. Insbesondere die Frage der Kausalität kann, wie auch vom Gutachter DIW ECON festgestellt, nur begrenzt beantwortet werden (vgl. Gutachten S. 86). Bereits die vorgenommene Wahl einer aggregierten Größe als zu erklärende Variable - die Investitionssowie Reinvestitionsquote erscheint uns problematisch. Dies gilt insbesondere für den Fall, dass das gesamte Investitionsvolumen konstant ist und es innerhalb der Gesamtinvestitionen zu einer Verschiebung zwischen Ersatz- und EE-bedingten Erweiterungsinvestitionen kommt. In diesem Fall kann nämlich kein Zusammenhang zwischen den gesamten Investitionen und dem Anschluss von EE- Anlagen festgestellt werden (vgl. Gutachten S. 34). Die Differenzierung zwischen Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen konnte von Seiten der Gutachter aufgrund der inkonsistenten Datenlage nicht für alle Netzbetreiber der Stichprobe vorgenommen werden. Die dann verwendete Hilfskonstruktion - die abgefragten Strukturparameter - hält unserer Meinung nach wissenschaftlichen Ansprüchen nicht Stand. Vielmehr zeigt die festgestellte negative Korrelation zwischen Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen in den Jahren 2006 bis 2012 (mit Ausnahme des Jahres 2010), dass es in den betrachteten Jahren einen eindeutig negativen Zusammenhang zwischen Erweiterungs- und Ersatzinvestitionen gab. Das Übergehen dieses Zusammenhangs mit der Begründung, dass der Korrelationskoeffizient stets größer als -0,5 und zudem im Jahr 2010 statistisch nicht signifikant ist, kann Netze BW nicht nachvollziehen. Wir halten es vielmehr für belegt, dass es in diesem Zeitraum einen negativen Zusammenhang gab. Infolgedessen unterschätzt die zu erklärende Variable den tatsächlichen Anstieg der EE-bedingten Erweiterungen deutlich. Es stellt sich damit die Frage, inwieweit die darauf aufbauenden Ergebnisse belastbar sind. Wir sind der Auffassung, dass diese Annahme zu verzerrten Ergebnissen im Hinblick auf den Einfluss des Zubaus an EE-Anlagen auf die Investitionsquote führt. Seite 4/14

7 Der festgestellte positive Zusammenhang zwischen Investitionsquote und Einführung der Anreizregulierung wird selbst von den Gutachten abgeschwächt. So geht DIW ECON davon aus, dass lediglich Indizien für einen Einfluss vorliegen (vgl. Gutachten S. 86/117). Dies mag zum einen daran liegen, dass die statistische Signifikanz nur auf einem 10% Signifikanzniveau gegeben ist. Zum anderen wird der Einfluss der Anreizregulierung im Rahmen der Regressionsanalyse durch eine Dummyvariable, welche für die Jahre 2009 bis 2012 den Wert 1 annimmt, abgebildet. Es wird damit also lediglich ein Vorher-/Nachher-Vergleich unternommen, wobei die analysierte Zeitspanne mit den höchsten Zuwachsraten für die installierte Leistung der Erneuerbaren Energien zusammenfällt. So lag die Wachstumsrate für den Zubau von EE-Anlagen 2008 bei 11,4% und stieg bis 2010 auf 20% an. Insgesamt lag sie im Zeitraum stets über 15 %. Mit anderen Worten das waren die Jahre des EE- Booms. Es ist vor diesem Hintergrund anzunehmen, dass weniger die Anreizregulierung als vielmehr der EE-Zubau für den leichten Anstieg der Investitionsquote ursächlich ist. Auch von den Gutachtern wurde der EE-Ausbau als eine mögliche Erklärung für den Anstieg der Investitionen betrachtet (vgl. Gutachten S.124). Dementsprechend wurde diese Hypothese von DIW ECON getestet; dies allerdings nur unter Rückgriff auf die über alle Spannungsebenen aggregierte Investitionsquote. Nach unserer Auffassung hätte eine nach Spannungsebenen disaggregierte Analyse zwischen der Wachstumsrate der dezentralen Erzeugungsleistung und der Investitionsquote je Spannungsebene präzisere statistische Aussagen hinsichtlich des Zusammenhangs zwischen EE-Zubau und Investitionserfordernissen erbracht. Zudem wurde nur für eine zeitlich unmittelbare Wirkung zwischen EE-Zubau und Netzausbau getestet. Es ist aber vielmehr davon auszugehen, dass der Netzausbau eine sprungfixe Entwicklung aufweist. Ein anfänglicher Zubau an EE-Anlagen führt in einem nach ingenieurwissenschaftlichen Grundsätzen aufgebauten Netz nicht unmittelbar sondern erst zeitlich verzögert zu Netzausbau. Zudem wird bei Netzverstärkungen bereits eine zukünftige Entwicklung berücksichtigt. Die Gutachter haben es aber nicht in Betracht gezogen ein zeitliches Lag zwischen Zubau EE-Anlagen und Investitionsquote zu testen. Die Netze BW sieht zudem die niedrige Fallzahl der Verteilnetzbetreiber, welche im Rahmen der Regressionsanalysen für die Änderung der dezentralen Erzeugungsleistungen genutzt werden konnte, kritisch. Aufgrund unzureichender Antworten der Stichprobenteilnehmer umfasst die Regressionsanalyse nur 58 Netzbetreiber, statt den sonst 99 Netzbetreibern im Regressionsbasismodell. Der Stichprobenumfang wurde somit nahezu halbiert. (2) Auswirkungen Effizienzwert auf Investitionsverhalten Die Gutachter von DIW ECON kommen zu dem Schluss, dass ein positiver Zusammenhang zwischen Effizienzwert und Investitionsquote besteht. Anschließend wird jedoch zugleich die Kausalität aufgrund eines eventuellen Endogenitätsproblems in Frage gestellt (vgl. Gutachten S. 119). Zwar ist es richtig, dass hier nicht zwingend eine Kausalität in der festgestellten Wirkrichtung vorliegen muss, allerdings halten wir die gefundenen Ergebnisse aufgrund des Zeitverzugs zwischen Feststellung Effizienzwert (2006) und Investitionsquote ( ) für belastbar. Daher sehen wir grundsätzlich ein Zusammenspiel zwischen Effizienzwert und Investitionen. Oder anders formuliert, ein niedriger Effizienzwert ist nicht investitionsstimulierend. Seite 5/14

8 Benchmark Im Rahmen der Evaluierung des Effizienzbenchmarks schlägt die Bundesnetzagentur ein Abweichen von der aktuellen Best-of-Four-Abrechnung zur Ermittlung der Effizienzwerte vor. An deren Stelle soll eine Best-of-Two-Abrechnung aus dem Mittelwert der DEA Effizienzwerte und dem Mittelwert der SFA Effizienzwerte treten. Die Behörde begründet diesen Vorschlag damit, dass mit dieser Vorgehensweise der Versuchung entgegengewirkt werden könnte durch Investitionszurückhaltung den Effizienzwert zu steigern. Hierzu ist zunächst festzustellen, dass die Bundesnetzagentur auf Basis ihrer gutachterlichen Untersuchung zum Investitionsverhalten durch das DIW ECON einen akuten Handlungsbedarf aufgrund des analysierten Investitionsverhaltens ausdrücklich verneint. Insofern scheint die vorgeschlagene Mittelwertbildung und Best-of-Two-Abrechnung ein Problem lösen zu wollen nämlich das Problem der Investitionszurückhaltung, welches nach der Analyse des Investitionsverhaltens gar nicht existiert. Hier sehen wir doch zumindest einen Widerspruch in der Argumentation. Wir sind abgesehen davon überzeugt, dass aufgrund der im Rahmen des Benchmarks vorhandenen Unsicherheiten über die ökonometrische Sachgerechtigkeit der Ergebnisse, die aufgrund der zunehmend heterogenen Entwicklung der Netzbetreiber zukünftig eher noch größer werden, ausreichende Sicherheitspuffer bei der Bestimmung des Effizienzwertes erforderlich sind. Die aktuelle Regelung der Best-of-Four-Abrechnung stellt einen notwendigen Sicherheitspuffer dar, der nicht grundlos aufgegeben werden sollte. Die vorgeschlagene Umstellung von einer Best-of-Four-Abrechnung auf eine Best-of-Two-Abrechnung wäre mit deutlich negativen Auswirkungen auf die Netzbetreiber verbunden. Die (ungewichtete) Durchschnittseffizienz der Strom Verteilnetzbetreiber würde um 0,88% zurückgehen und die Anzahl der 100% effizienten Netzbetreiber würde von 38 auf 23 (ohne Berücksichtigung der elf Ausreißer) sinken. Dies wäre ein Rückgang um 38%. Betrachtet man nur die Netzbetreiber mit einer Veränderung des Effizienzwerts aufgrund der Anpassung des Abrechnungsverfahrens, so wäre deren Effizienzwert um durchschnittlich -1,11% zurückgegangen. Die durch die Umstellung bewirkte Verschlechterung der Effizienzwerte liegt damit für die betroffenen Netzbetreiber in einer Größenordnung, die dem generellen Produktivitätsfaktor schon sehr nahe kommt. Diese sachlich unbegründete Schlechterstellung der Netzbetreiber sendet aus unserer Sicht keine positiven Signale im Hinblick auf zukünftige Investitionen. 3 Handlungsoptionen: Modellunabhängig Pauschalierung Kapitalverzinsung Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen der Evaluierung Vorschläge zur Vereinfachung der Berechnung der Kapitalverzinsung gemacht. Wir begrüßen grundsätzlich Ansätze zur Verwaltungsvereinfachung im Rahmen der Anreizregulierung und teilen die Einschätzung der Bundesnetzagentur, dass solche Vereinfachungen nicht zu einer Schlechterstellung der Netzbetreiber führen dürfen. Seite 6/14

9 Eine Pauschalierung der Kapitalverzinsung führt in voller Ausprägung zu einer WACC-Regulierung, wie sie auch in anderen europäischen Ländern praktiziert wird. Kernelement einer WACC-Regulierung ist die Anwendung eines einheitlichen Mischzinssatzes auf eine zuvor definierte Verzinsungsbasis, die Regulated Asset Base (RAB). Beide Bestandteile - die RAB und der WACC - enthalten eine Vielzahl von Ausgestaltungsmöglichkeiten, die es erlauben das Ziel einer Nicht-Schlechterstellung zu erreichen. Die Netze BW vertritt die Auffassung, dass nicht isoliert über eine Pauschalierung der Kapitalverzinsung nachgedacht werden kann. Sofern mit einer Pauschalierung der Kapitalverzinsung Auswirkungen auf die kalkulatorischen Abschreibungen verbunden sind, müssen diese ebenfalls berücksichtigt werden. Um eine Schlechterstellung der Netzbetreiber zu vermeiden, sprechen wir uns klar für die Beibehaltung des Nettosubstanzerhalts aus. Mit der Beibehaltung des Nettosubstanzerhalts wird es, sofern keine weiteren Anpassungen für die Berechnung der Kapitalverzinsung erfolgen, keinen einheitlichen WACC geben. Vielmehr gäbe es einen realen sowie einen nominalen WACC-Zinssatz, der aufgrund des netzbetreiberspezifischen Verhältnisses von Alt- und Neuanlagen in einen unternehmensindividuellen Zinssatz münden würde. Eine Möglichkeit dennoch einen einheitlichen WACC zu erreichen bestünde darin, die Tagesneuwerte der Altanlagen auf das Jahr 2016 zu fixieren und diese fixierten Tagesneuwerte mit einem nominalen WACC-Zinssatz zu verzinsen. Dies würde zwar kurzfristig die Kapitalverzinsung erhöhen, da der Nominalzinssatz auch auf den zu Tagesneuwerten bewerteten Anteil des Anlagevermögens angewendet würde; mittelfristig würde dieser Effekt durch die nicht weiter geführte Indexierung des Anlagevermögens auf Tagesneuwerte überkompensiert. Dies muss im Rahmen einer gesamthaften Betrachtung berücksichtigt werden. Der StromNEV enthält außer dem Gebot der kapitalmarktüblichen Zinsen in 5 Abs. 2 keine Berechnungssystematik für einen allgemeingültigen Fremdkapitalzinssatz. Ein WACC-Ansatz erfordert jedoch gerade dies. Eine Übertragung der Berechnungslogik des EKII Zinssatzes gemäß 7 Abs. 7 StromNEV auf den FK-Zinssatz ist aus unserer Sicht nicht sachgerecht. Die dort verankerte Regelung sorgt nicht für einen kapitalmarktadäquaten sowie risikoangepassten Fremdkapitalzinssatz. Vielmehr führt die vorgenommene Gewichtung zu einer, in der Realität nicht vorhandenen, Übergewichtung quasi risikoloser Umlaufsrenditen. Um den tatsächlichen Finanzierungskosten der Strom- und Gasnetzbetreiber Rechnung zu tragen, ist ein echter Fremdkapitalzinssatz inkl. Wagniszuschlag zu implementieren. Dies wird auch von der Bundesnetzagentur z.b. im Bereich der Eisenbahnregulierung praktiziert (vgl. Frontier/IGES (2013): Gutachten zur Bestimmung der Kapitalkosten für Eisenbahninfrastrukturunternehmen unter den besonderen Bedingungen des deutschen Eisenbahnsektors Aktualisierung 2013). Um eine Schlechterstellung der Netzbetreiber zu vermeiden, ist bei einer Pauschalierung der Kapitalverzinsung auch eine Bestandsschutzregelung oder Kompensation für bereits genehmigte Fremdkapitalverpflichtungen zu etablieren. Die Umstellung auf eine stärkere Pauschalierung der Kapitalverzinsung würde ansonsten in der Konsequenz eine zukünftige Nichtanerkennung von bereits geprüften Fremdkapitalkosten bedeuten. Neben der Festlegung des Zinssatzes ist die zweite zentrale Kernfrage bei der Einführung einer WACC- Regulierung, die nach der Abgrenzung der Verzinsungsbasis i.e. der Regulated Asset Base. Nach Seite 7/14

10 Auffassung der Netze BW ist neben dem Sachanlagevermögen auch das EE-bedingte Umlaufvermögen in die Regulated Asset Base mit ein zu beziehen. Die aktuelle Systematik gemäß StromNEV berücksichtigt die von Jahr zu Jahr deutlich zunehmenden Belastungen durch das EE für Netzbetreiber bisher in keiner Weise. Aufgrund der gesetzlichen Verpflichtungen besteht für Netzbetreiber aber keine Möglichkeiten diese zusätzlichen Kapitalkosten zu vermeiden. Überdies sieht die Netze BW bei einem Übergang zu einer WACC Regulierung die Gefahr einer strukturellen Benachteiligung von Netzbetreibern mit 40% und mehr Eigenkapital. Im Rahmen der StromNEV nach 7 Abs. 1 wird bei Netzbetreibern, deren betriebsnotwendiges Eigenkapital (BNEK) mehr als 40% des betriebsnotwendigen Vermögens (BNV) beträgt, das BNEK in Eigenkapital bis 40% (EKI) und Eigenkapital über 40% (EKII) aufgeteilt, wobei das EKI dann 40% des BNV beträgt. Im Gegensatz dazu kennt ein WACC-Modell nur eine Verzinsungsbasis, die RAB. Diese drei Größen weichen aufgrund unterschiedlicher Definitionen i.d.r. stets voneinander ab. Damit ergibt sich im Normalfall folgende Reihenfolge bei den Verzinsungsbasen: BNV>RAB>BNEK. Wenn mit der Umstellung auf einen WACC-Ansatz auch eine Änderung der Verzinsungsbasis hin zu einer RAB einhergeht, wird bei Netzbetreibern mit 40% und mehr des betriebsnotwendigen Eigenkapitals implizit nur ein geringerer Teil des Eigenkapitals mit dem EKI-Zinssatz verzinst. Die Umstellung auf einen WACC-Ansatz führt folglich bei diesen Netzbetreibern zu Einschnitten bei der Eigenkapitalverzinsung. Dies wird auch nicht durch die insgesamt höhere Verzinsungsbasis (RAB) im WACC-Ansatz ausgeglichen. Die Netze BW schlägt zur Lösung dieses Problems daher die Einführung einer Brutto-RAB zur Berechnung der Kapitalverzinsung vor. Diese Brutto-RAB würde neben den kalkulatorischen Restbuchwerten des Sachanlagevermögens, die geleisteten Anzahlungen und Anlagen im Bau, Grundstücke sowie immaterielle Vermögensgegenstände umfassen und zur Berücksichtigung der EE- Situation auch Umlaufvermögen zur Abwicklung des EE-Volumens beinhalten. Der anzuwendende WACC würde sich aus einem EK-, und FK-Anteil und einem Teil unverzinslichen Kapitals zusammensetzen. Der EK-Anteil würde dabei mit 40% auf dem heutigen Niveau liegen. Für den unverzinslichen Anteil müsste eine Pauschalierung entlang des Bundesdurchschnitts der Baukostenzuschüsse vorgenommen werden, z.b. 10 %. Insgesamt sehen wir die Notwendigkeit einer Paket-Lösung bei der Pauschalierung der Kapitalverzinsung, denn nur so kann es gelingen einzelne Vor- und Nachteil auszugleichen und eine ausgewogene Gesamtlösung zu finden. Diesen Weg will die Netze BW gerne konstruktiv begleiten. Personalzusatzkosten Die Umsetzung der Regelungen zu den Personalzusatzkosten gemäß 11 Abs. 2 Nr. 9 ARegV ist nach Auffassung der Bundesnetzagentur eine der Ursachen für Verzögerungen und lange Verfahrensdauern. Sie schlägt daher vor, die Handhabung der Personalzusatzkosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten ganz abzuschaffen (Variante 1). Nach Auffassung der Behörde würde mit der Abschaffung der Personalzusatzkostenregelung in 11 Abs. 2 Nr. 9 ARegV der Tatsache Rechnung getragen, dass Personalzusatzkosten im Grunde beeinflussbare Kosten darstellen. Außerdem würde die allgemein als problematisch empfundene Stichtagsregelung, der zu Folge nur Personalzusatzkosten aus Betriebsvereinbarungen vor dem als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten eingestuft Seite 8/14

11 werden können, beseitigt. Sofern die Regelung zur Einstufung der Personalzusatzkosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten aber nicht gänzlich aufgehoben werden kann, schlägt die Behörde zwei alternative Varianten zum Umgang mit den Personalzusatzkosten vor. In Variante 2 sollen die Personalzusatzkosten pauschaliert mit 25% der Personalkosten der Netzbetreiber angesetzt werden; in Variante 3 sollen die Personalzusatzkosten auf dem Niveau der zweiten Regulierungsperiode festgeschrieben werden und über einen längeren Zeitraum von Jahren auslaufen. In beiden Varianten wird nach Auffassung der Bundesnetzagentur dem sozialpolitischen Anliegen der Bestandsschutzregelung Rechnung getragen. Die Netze BW teilen diese Auffassung der Bundesnetzagentur nicht. Die faktische Entkopplung der Erlösobergrenze von den tatsächlichen Personalzusatzkosten hebelt die vom Gesetzgeber intendierte Schutzregelung effektiv aus. Zu erinnern ist vor diesem Hintergrund, dass durch die Einstufung der Personalzusatzkosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten tarifvertragliche Regelungen zugunsten der Arbeitnehmer, die vor Einführung der Anreizregulierung zwischen den Tarifpartnern vereinbart wurden, aus Gründen des Bestandsschutzes dem regulatorischen Druck entzogen werden sollten. In der aktuell geltenden Regelung zu den Personalzusatzkosten wird der vom Gesetzgeber intendierte Bestandsschutz dadurch garantiert, dass die aus den geltenden Tarif- und Betriebsvereinbarungen resultierenden Personalzusatzkosten an die Erlösobergrenze gekoppelt sind. Sowohl in der vorgeschlagenen Variante 2 als auch in der Variante 3 findet jedoch eine Abkopplung der tatsächlichen Personalzusatzkosten von der Erlösobergrenze statt. Da das Fortbestehen der Tarif- und Betriebsvereinbarungen nicht mehr für den Ansatz in der Erlösobergrenze relevant ist, besteht ein klarer Anreiz entsprechende Vereinbarungen mit den Arbeitnehmern aufzukündigen. Aus der Pauschalierung ergibt sich demnach der gleiche Effizienzdruck auf die bestehenden Tarif- und Betriebsvereinbarungen wie in Variante 1, der vollständigen Abschaffung der Personalzusatzkosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten. Insofern kann nicht behauptet werden, dass durch die vorgeschlagenen Varianten zwei und drei zur Personalzusatzkostenregelung das sozialpolitische Anliegen der Bestandsregelung berücksichtigt wird. Nachvollziehbar ist aus Sicht der Netze BW, dass die Überprüfung der Personalzusatzkosten im Rahmen der Abrechnung des Regulierungskontos für die erste Regulierungsperiode einen nicht unbeträchtlichen Aufwand verursacht hat. Allerdings sind wir der Auffassung, dass der Überprüfungsaufwand in den kommenden Regulierungsperioden sich deutlich reduzieren sollte, da zumindest die Prüfung der betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen der Netzbetreiber einen Einmalaufwand darstellt, der in zukünftigen Regulierungsperioden entfällt. Der dann noch anfallende, nach unserer Einschätzung deutlich geringere Prüfaufwand rechtfertigt nach Auffassung der Netze BW nicht die Aushebelung der Bestandsschutzregelung. Teilnetzübergänge Im Hinblick auf die Aufteilung der Erlösobergrenzen im Rahmen von Teilnetzübergängen schlägt die Behörde die Festlegung von Amts wegen vor. Hierzu solle in der Anreizregulierungsverordnung ein einfacher Maßstab vorgesehen werden. Die behördliche Aufteilung der Erlösobergrenze solle bis zur nächsten Kostenprüfung gelten; eine etwaige Einigung der Parteien solle berücksichtigt werden. Als Aufteilungsmaßstab schlägt die Behörde entweder die Absatzmenge oder den Anteil der AK/HK vor. Beide Aufteilungsmaßstäbe sind jedoch ungeeignet eine sach- und kostengerechte Aufteilung der Erlösobergrenzen zu gewährleisten. Seite 9/14

12 Bei der Aufteilung über die Absatzmenge würden auch die Kosten für das vorgelagerte Netz und aus der netzinternen Kostenwälzung übertragen werden. Dies würde beispielsweise bei einem Netzübergang der Mittel- und Niederspannung dazu führen, dass auch Erlösobergrenze für die Hochspannung und die vorgelagerten Netzkosten übertragen wird. In der Folge wäre völlig unklar wie der Anpassungsmechanismus für die vorgelagerten Netzkosten des übernehmenden Netzbetreibers funktionieren soll. Darüber hinaus würde der Vorschlag der Bundesnetzagentur einen Beitrag zur Filetierung der Netze leisten. Kompakte städtische Strukturen würden aufgrund der höheren Absatzdichte systematisch mehr Erlösobergrenze erhalten als ländliche Gebiete. Aus dem Leitfaden zum Erlösobergrenzenübergang nach 26 Abs. 2 ARegV der Bundesnetzagentur ist zu erkennen, dass dieses Problem der Behörde bekannt ist. Auch die Aufteilung der gesamten Erlösobergrenze anhand der Restbuchwerte (vorgeschriebenen AK/HK) führt zu Verzerrungen. Für den CAPEX-Anteil in der Erlösobergrenze ist dies ein angemessener Aufteilungsmaßstab. Verteilt man jedoch den OPEX-Anteil ebenfalls anhand der Restbuchwerte würden neue Netze mit hohen Restbuchwerten auch einen hohen OPEX-Anteil zugeschrieben bekommen während alte Netze auch nur einen geringen OPEX-Anteil erhalten würden. Dies ist wenig sachgerecht, da Betriebsmittel mit zunehmender Lebensdauer einen zunehmend höheren Unterhaltsaufwand verursachen. Zusätzlich würde für alle Netzbetreiber ein erheblicher Anreiz entstehen in Netzgebieten mit auslaufenden Konzessionen die Investitionen so weit wie möglich zurückzufahren, da sie möglicherweise für diese Investitionen über einen höheren abgehenden OPEX- Anteil bestraft werden. Es kann nicht im Interesse der Bundesnetzagentur sein über den Aufteilungsmechanismus der Erlösobergrenze negative Investitionsanreize zu setzen. Darüber hinaus sehen wir die verordnungsrechtliche Festlegung eines Aufteilungskriteriums auch ganz grundsätzlich kritisch, weil jede Ex-ante-Festlegung eines Aufteilungsmaßstabes Auseinandersetzungen über die Aufteilung der Erlösobergrenze überhaupt erst provozieren könnte, je nachdem, ob sich eine der beiden betroffenen Parteien von dem verordnungsrechtlich festgelegten Aufteilungsmaßstab eine Besserstellung verspricht. Nach Auffassung der Netze BW müssen Auseinandersetzungen über die Aufteilung der Erlösobergrenze bei Teilnetzübergängen auf individueller Basis durch die Regulierungsbehörde gelöst werden. Um keine Anreize für strategisches Verhalten in den Verhandlungen zur Aufteilung der Erlösobergrenze zu geben sollte dabei keinesfalls in mechanistischer Weise auf einen vorgegebenen Aufteilungsmaßstab zurückgegriffen werden. 4 Handlungsoptionen: Regulierungsmodelle Neben den modellunabhängigen Pauschalierungs- und Vereinfachungsvorschlägen hat die Bundesnetzagentur auf dem Evaluierungsworkshop am 23. Oktober vier vergleichsweise unterschiedliche Regulierungsmodelle zur Diskussion gestellt. Dabei hat sie sich auf die Darstellung einiger weniger Grundzüge des jeweiligen Modells beschränkt. Aufgrund dieser rudimentären Beschreibung ist eine umfassende Würdigung der Modelle in der vorliegenden Stellungnahme nicht möglich. Einige grundsätzliche Anmerkungen wollen wir uns aber dennoch erlauben. Seite 10/14

13 Vor dem Hintergrund des breiten Angebotes an Regulierungsmodellvorschlägen stellt sich nach Auffassung der Netze BW zunächst die Frage nach dem Erkenntnisgewinn aus dem doch recht ausgedehnten Evaluierungsprozess. Sowohl hinsichtlich der Frage des Ob als auch hinsichtlich der Frage des Wie einer eventuellen Anpassung des Regulierungsrahmens ist die Behörde derzeit offensichtlich unentschieden bzw. sieht nach unserem Eindruck keine große Notwendigkeit zur Anpassung des Regulierungsrahmens. Nach Auffassung der Netze BW, einem vom EE-Zubau stark betroffenen regionalen Flächennetzbetreiber, lassen sich die Herausforderungen der Energiewende für die Stromverteilnetze jedoch nicht mit einem regulatorischen Weiter so beantworten. Die Netze BW sind der Ansicht, dass der bei einem Teil der Stromverteilnetzbetreiber anfallende deutlich überproportionale Netzausbaubedarf eine Anpassung des Regulierungsrahmens erforderlich macht. Bei dieser Anpassung sind zwei grundlegende Zielsetzungen zu beachten: (1) Da die Stromverteilnetzbetreiber in ganz unterschiedlicher Weise von der Energiewende und dem damit zusammenhängenden Netzausbaubedarf betroffen sind, ist ein stärker individualisierter Regulierungsrahmen im Hinblick auf die regulatorische Erstattung der Investitionen notwendig. Pauschale Regelungen können aufgrund divergierender Entwicklungen immer weniger eine sachgerechte Abbildung der energiewendebedingt steigenden Investitionskosten in die Erlösobergrenze gewährleisten. (2) Weiterhin muss bei jeder Regulierungsreform sichergestellt sein, dass Investitionsentscheidungen aus den vergangenen Jahren nicht nachträglich durch die Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen entwertet werden. Die Verlässlichkeit der Regulierung in dieser Hinsicht muss in jedem Fall gewahrt bleiben, da andernfalls das regulatorische Ex-ante-Investitionsrisiko beträchtlich ansteigen wird. Vor dem Hintergrund dieser beiden Zielsetzungen hat die Netze BW zu den vorgeschlagenen Regulierungsmodellen die nachfolgenden Anmerkungen. ARegV-Reform Das Modell ARegV-Reform sieht eine Beseitigung des Zeitverzugs beim Wirksamwerden des Erweiterungsfaktors vor. Dies ist grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings bleibt der Erweiterungsfaktor nach wie vor ein pauschal wirkendes Instrument zur Erlösanpassung innerhalb der Regulierungsperiode. Die tatsächliche Entwicklung der Istkosten aus Erweiterungsinvestitionen steht nur in einem modellierten Zusammenhang zum Erweiterungsfaktor. Mehr oder weniger deutliche Abweichungen zwischen der Erlösanpassung durch den Erweiterungsfaktor und der tatsächlichen Kapitalkostenentwicklung sind die Folge. Zwar werden von der Bundesnetzagentur Modifikationen zur Erhöhung der Treffgenauigkeit des Erweiterungsfaktors vorgeschlagen. Die Netze BW bezweifelt aber, dass die Anpassungen hinreichend sind, um die netzbetreiberindividuellen Investitionskosten sachgerecht in der Erlösobergrenze abzubilden. Es ist daher zu befürchten, dass gerade die von der Energiewende und vom Netzausbau überproportional betroffenen Netzbetreiber ihre Kapitalkosten regulatorisch nicht erstattet bekommen. Insofern stellt das Modell 1 ARegV-Reform keine Antwort auf Seite 11/14

14 die wirtschaftlichen Herausforderungen der Verteilnetzbetreiber, insbesondere für die vom EE-Zubau besonders betroffenen Verteilnetzbetreiber, dar. Im Rahmen des Modells ARegV-Reform schlägt die Bundesnetzagentur auch die Einführung eines asymmetrischen Efficiency-Carry-Over Mechanismus vor. Wir sehen hierin eine grundsätzlich geeignete Möglichkeit um längerfristige Innovationsanreize zu setzen, welche insbesondere im Zuge des Smart Grids an Bedeutung gewinnen werden. Allerdings sollte dieses Instrument in seiner Wirkung nicht überschätzt werden. Kapitalkostenabgleich Modell 2 sieht einen jährlichen Kapitalkostenabgleich auf der Basis von Plankosten mit nachträglichem Abgleich der Istkosten vor. Der Erweiterungsfaktor und die Investitionsmaßnahmen sollen abgeschafft werden und der Sockeleffekt aus vergangenen Investitionen soll im Gegensatz zum Modell der Investitionskostendifferenz entfallen. Das Modell des Kapitalkostenabgleichs sieht im Grundsatz einen individualisierten regulatorischen Rahmen für den divergierenden Investitionsbedarf der Netzbetreiber vor und wäre insofern aus Sicht der Netze BW zu begrüßen. Leider geht das Modell des Kapitalkostenausgleichs aber auch mit einer nachträglichen Entwertung aller Investitionen einher, die seit Einführung der Anreizregulierung getätigt wurden. Dies ist zumindest dann der Fall, wenn die Investitionen nicht in den jeweiligen Basisjahren erfolgten. Geht man davon aus, dass das Kapitalkostenabgleichsmodell zu Beginn der dritten Regulierungsperiode eingeführt würde, wären von der nachträglichen Schlechterstellung die Investitionen der vergangenen zehn Jahre betroffen. Die Wirtschaftlichkeitsberechnung für diese Investitionen beruhte u.a. darauf, dass zeitlich verzögerte Rückflüsse für Abschreibungen und Kapitalverzinsung in den Anfangsjahren der Investition (sog. negative Sockeleffekte) durch entsprechend gegenläufige positive Sockeleffekte in späteren Regulierungsperioden kompensiert werden. D.h. die Investitionen wurden im Vertrauen auf die positive zukünftige Sockeleffekte getätigt, die die Bundesnetzagentur im Rahmen des Kapitalkostenabgleichs abschöpfen will. Über ihre Lebensdauer hinweg könnten diese Investitionen im Falle der Umsetzung des von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen Modells nicht ihre kalkulatorischen Kosten erwirtschaften. Je nach Investitionszeitpunkt fehlen bis zu 7 Jahresscheiben kalkulatorische Abschreibungen und kalkulatorische Verzinsung; allein hinsichtlich der kalkulatorischen Abschreibungen gehen bei einer kalkulatorischen Nutzungsdauer von 25 bzw. 40 Jahren 28% bzw. 17,5% der gesamten kalkulatorischen Abschreibungen verloren. Bei den kalkulatorischen Eigenkapitalzinsen gehen die Anfangsjahre mit der höchsten Verzinsung verloren und können durch die Umstellung auf das Modell des Kapitalkostenausgleichs nicht zurückverdient werden. Vor dem Hintergrund dieser Überlegungen können wir die Auffassung der Bundesnetzagentur, wonach das Modell der Investitionskostendifferenz keine sinnvolle Alternative zum Modell des Kapitalkostenabgleichs darstellt, nicht teilen. Im Gegensatz zum Modell des Kapitalkostenabgleichs vermeidet das IKD-Modell zumindest hinsichtlich der kalkulatorischen Verzinsung die nachträgliche wirtschaftliche Entwertung der ab dem Jahr 2007 getätigten Investitionen, da die Sockeleffekte bei der Kapitalverzinsung nicht vollständig abgeschöpft werden. Sockeleffekte aus Abschreibungen werden allerdings auch im Rahmen des IKD-Modells vollständig abgeschöpft. Seite 12/14

15 Irreführend halten wir in Bezug auf diese Diskussion die von der Bundesnetzagentur im Rahmen des vierten Workshops dargestellten Zahlen zum Sockeleffekt beim Modell der Investitionskostendifferenz, die die Bundesnetzagentur auf Basis einer Einführung des IKD-Modells im Jahre 2014 berechnet. Da das Modell der Investitionskostendifferenz frühestens ab der dritten Regulierungsperiode eingeführt wird, fallen für Investitionen, die ab 2012 getätigt wurden bis zur Einführung des IKD-Modells im Jahr 2019 nur negative Sockeleffekte an und keine positiven, wie die Berechnungen der Bundesnetzagentur suggerieren. Zu Recht macht die Bundesnetzagentur geltend, dass für Neuinvestitionen ab Einführung des IKD- Modells Sockeleffekte nicht mehr gerechtfertigt sind, da die Kapitalkosten dieser Investitionen ohne zeitliche Verzögerung in die Erlösobergrenze fließen. Nach unserem Verständnis des Modells der Investitionskostendifferenz werden die der jährlichen Verzinsung zugrundeliegenden Restbuchwerte der Neuinvestitionen innerhalb der Regulierungsperiode auch fortgeschrieben, so dass im Hinblick auf die Neuinvestitionen keine Sockeleffekte mehr erzeugt werden. Zusammengefasst halten wir eine jährliche Anpassung der Erlösobergrenzen auf Basis der Plankosten von Neuinvestitionen für grundsätzlich geeignet, den heterogenen Investitionsbedarf der Verteilnetzbetreiber sachgerecht regulatorisch abzubilden. Das von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene Modell des Kapitalkostenabgleichs mit Abschöpfung der Sockeleffekte geht jedoch mit einer erheblichen wirtschaftlichen Entwertung bereits getätigter Investitionen einher, die über ihre Lebensdauer hinweg ihre kalkulatorischen Kapitalkosten regulatorisch nicht verdienen können. Diesem Problem kann mit einem jährlichen Abgleich des Kapitalkosten auf Basis des IKD-Modells begegnet werden, welches zumindest für eine Übergangsphase von zwei bis drei Regulierungsperioden gelten müsste. Gesamtkostenabgleich mit Bonus Das dritte von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene Regulierungsmodell sieht mit der Verkürzung der Regulierungsperioden auf zwei Jahre und dem jährlichen Kapitalkostenabgleich auf Planbasis die am weitesten gehende Änderung des Regulierungsrahmens vor. Dabei stellt sich zunächst ganz grundlegend die Frage, inwieweit zweijährige Regulierungsperioden vor dem Hintergrund des hohen Kostenprüfungsaufwand praktikabel und realistisch sind. Bei der Beurteilung des Modells Gesamtkostenabgleich mit Bonus ist festzuhalten, dass sich dieses Modell hinsichtlich des Kriteriums Verlässlichkeit und zeitliche Konsistenz des regulatorischen Ordnungsrahmens nicht von Modell zwei unterscheidet. Da sich nach unserem Verständnis der Workshop-Folien der in Modell drei vorgesehene Kapitalkostenabgleich nicht vom Kapitalkostenabgleich in Modell zwei unterscheidet, gelten hinsichtlich der nachträglichen wirtschaftlichen Entwertung der Investitionen seit Beginn der Anreizregulierung die bereits zu Regulierungsmodellvariante zwei im vorangegangen Abschnitt gemachten Ausführungen. Investitionen aus der Zeit der Anreizregulierung könnten nicht mehr ihre kalkulatorischen Kapitalkosten verdienen. Im Hinblick auf eine sachgerechte Abbildung netzbetreiberindividueller Netzausbau- und Investitionssituationen könnte auf den ersten Blick vermutet werden, dass Regulierungsmodell drei aufgrund des jährlichen Kapitalkostenabgleichs und der zeitnahen Berücksichtigung von OPEX- Änderungen einen stärker individualisierten Regulierungsrahmen impliziert. Dies ist allerdings nur Seite 13/14

16 theoretisch der Fall, da zum einen die Erlösobergrenze des Netzbetreibers in erster Linie auf dem Ergebnis des Benchmarkvergleichs beruht und nur in geringem Umfang von den eigenen Istkosten abhängt und zum anderen weitgehende Vereinfachungen und Pauschalierungen bei der Kostenprüfung nach Auffassung der Bundesnetzagentur für die Umsetzung unverzichtbar sind. Da den Ergebnissen des Benchmarkverfahrens im Modell des Gesamtkostenabgleichs eine deutlich größere Bedeutung zukommt als im aktuellen System mit fünfjährigen Regulierungsperioden, erhalten auch Fragen der Funktionsfähigkeit und Sachgerechtigkeit des Vergleichsverfahrens ein größeres Gewicht. Insbesondere muss das Benchmarkmodell in der Lage sein, die zunehmend heterogene Entwicklung der Netzbetreiber angemessen zu erfassen. Einen Widerspruch sehen wir deswegen vor allem auch hinsichtlich der wohl aus Praktikabilitätsgründen von der Behörde geforderten Konstanz des Benchmarkmodells über mehrere Regulierungsperioden. Pauschalierungen im Rahmen der Kostenprüfung und fehlende Validität der Ergebnisse von Effizienzvergleichsverfahren lassen nach Auffassung der Netze BW nur eine ungenau Abbildung der netzbetreiberindividuellen Kostensituation auch bei grundsätzlich effizienten Kosten - zu. Die Modellvariante drei führt dann entgegen der Aussangen der Bundesnetzagentur nicht zu einer zeitnahen Abbildung effizienter Gesamtkosten. Differenzierte Regulierung Schließlich schlägt die Bundesnetzagentur als vierte und letzte Option das Modell der Differenzierten Regulierung vor. Gemäß diesem Modellvorschlag sollen besonders ausbauverpflichtete Netzbetreiber Zugang zum Instrument der Investitionsmaßnahmen bekommen, sofern sie einen ausformulierten und abgestimmten Netzausbau- und Investitionsplan sowie einen korrespondierenden Finanzplan für einen Zeitraum von fünf Jahren vorlegen. Der Netzausbauplan sollte veröffentlicht und mit Netznutzern, Planungsbehörden und dem vorgelagerten Netzbetreiber abgestimmt sein. Nach Ansicht der Netze BW stellt dieser Vorschlag einer differenzierten Regulierung eine zu diskutierende Alternative dar, die zum einen bei großem Investitionsbedarf eine netzbetreiberindividuelle regulatorische Lösung ermöglicht und zum anderen auch nicht mit einer Entwertung vergangener Investitionen einhergeht. Entscheidend für die Beurteilung des Modells der differenzierten Regulierung wird allerdings sein, wie die Anforderungen und Kriterien an die Ausgestaltung und vor allem die Abstimmung des Netzausbauplans gefasst werden. Diese Anforderungen müssen praktikabel sein und dürfen nicht in erster Linie davon getrieben sein, die Anzahl der antragstellenden Netzbetreiber möglichst gering zu halten. Eine Abstimmung mit allen Betreibern von PV-Anlagen beispielsweise würde das Instrument der differenzierten Regulierung zum zahnlosen Tiger machen. Seite 14/14