Smart-Grids Gespräche für Verteilnetzbetreiber

Transkript

1 Smart-Grids Gespräche für Verteilnetzbetreiber Reicht der geltende Regulierungsrahmen? um fit zu sein für die Zukunft MinR Thomas von Fritsch Stuttgart,

2 Vorbemerkung SMART Grids in aller Munde, aber es fehlt an Konkretheit. Zu viele unterschiedliche Vorstellungen darüber. Jedenfalls nicht Smart Meter, nicht Smart Market. Einfach zu viele SMARTies! Versuch einer Definition findet sich u.a. in einer der jüngeren LT- Drucksache 15/4968 intelligente Integration der Energieinfrastuktur übr alle Energieträger Das macht es derzeit schwer, seitens des Gesetzgebers klare Regeln zu setzen. Keine Experimentierwiesen auf Kosten der Netznutzer. Momentan untersucht die BNetzA das Investitionsverhalten der NB unter dem Blickwinkel der Akzente der ARegV. Koalitionsvereinbarung Bund: Rahmen für Verteilnetze investitionsfreundlicher ausgestalten Folie 2

3 1. Der Istzustand 1.1. Standardmechanismus der Refinanzierung; Alle effizienten Kosten, OPEX und CAPEX, soweit sie dem Netz dienlich sind, werden über einen Zeitraum von 5 Jahren mit budgetierten Erlösobergrenzen nach bestimmten Mechanismen refinanziert. Bestfall: Investition im Fotojahr, nur t minus 2 Verzug bei Refinanzierung 2011 Strom 2014 t-1 t-2 t-3 t-4 t-5 t-6 t-7 Fotojahr 2. RP Refinanzierungsphase Investitionen Dez. 2011/ 4.Mio/ ND 40 Jahre/ 40 % EK-Anteil Folie 3 Kosten/ Erlöse im JA nach HGB enthalten Verloren: mindestens 2x AfA 2012/2013, 2x Restwerteverzinsung, ca

4 ungünstigster Fall: Investition im Jahr nach dem Foto-(Basis-)jahr: NB muss 7 Jahre warten, eher er die Refinanzierungsphase erreicht 2011 Strom t t-1 t-2 t-3 t-4 t-5 t-6 t-7 Fotojahr 2. RP EOG 2. RP Fotojahr 3. RP Refinanzierungsphase 3.RP Investition Jan enthält Investitionen aus 2012 Verloren: ca. 7x AfA x Restwerteverzinsung, 1,6 Mio. Feststellung: Sog. t minus 2 bis 7 (Jahre) Verzug ist nicht investitionsfreundlich, eine nominale Refinanzierung am Ende der Nutzungsdauer, i.d.r. nach Jahren über Sockeleffekt Folie 4

5 1.2. Sonderzuschläge im heutigen System möglich, aber weniger für das, was man sich unter SMART Grid-Investition vorstellen dürfte a) allgemeiner Erweiterungsfaktor nach 10 ARegV ist jährlich möglich, insbesondere bei Erweiterungen der Netzanschlüsse oder der versorgten Fläche oder der Jahreshöchstlast: Es gibt einen Zuschlag auf die Erlösobergrenze in Abhängigkeit von Parametern. Es gibt aber keinen Parameter Innovation im Netz. sehr ungenau und aufwändig für Antragsteller und Behörde erfasst kaum Maßnahmen für SMART Grid-Investitionen begünstigt solche NB, die zwar eine hohe Zahl neuer Anschlüsse aufweisen können, aber nur wenig investieren und benachteiligt Investitionen, die sich nicht in Parametern widerspiegeln Folie 5

6 b) besonderer Erweiterungsfaktor aufgrund von speziellen Festlegungen der Regulierungsbehörden: In BW gibt es die EEG- Festlegung. Pauschal stehen 4 Dach-PV-Neuanschlüsse wie ein neuer Netzanschluss, jede neue Scheunendach-PV-Anlage steht wie ein neuer, Windkraftanlagen mindestens wie 3 neue Stromanschlüsse keine Kostenschwelle nachzuweisen sehr einfaches System c) Investitionspauschale nach 25 ARegV, ausgelaufen 2013 Folie 6

7 d) Investitionsmaßnahmen (früher: - budget) nach 23 ARegV schnelle Refinanzierung schon ab Folgejahr Gut für ÜNB, kein Zeitverzug, hier hat Gesetzgeber anerkannt, dass hoher Investitionsbedarf besteht Seit 2013 gut für VNB mit 110 kv-ebene, 23 Abs. 7 ARegV Kaum interessant für VNB: nur bei erheblichen Kosten mit einer Kostenerhöhung von 0,5 %, aber nach Abzug der dnbk (diese betragen oftmals 45 %), d.h. Maßnahmen müssen ca. 1 % der Kosten erreichen. Nur bei Erweiterungen- oder Umstrukturierungen u.a. durch EEG-Anlagen. Oft nicht griffig bei SMART Grid-Maßnahmen. Verodnungsgeber hat offensichtlich keinen sehr hohen Ausbaubedarf gesehen, sonst hätte er ÜNB und VNB an dieser Stelle gleich gestellt. Folie 7

8 e) neu seit 2013: F + E-Maßnahmen, 25a ARegV erfordern aber konkrete und betreute Projekte des Bundes (Jülich) oder der Länder Pferdefuß: nur bei hohen Zuschüssen der öff. Hand für NB interessant, weil NB immer 50 % des nicht bezuschussten Anteils selbst tragen muss und nicht über die NE einpreisen kann. Sonst sinnvoll, weil dadurch keine Experimentierwiese entsteht. f) Härtefallantrag 4 Abs. 4 ARegV, keine Bedeutung in der Praxis Bundesrat dazu (Entschließung Drucksache 447/13 v , S. 32): Alle diese Instrumente a) bis f) sind den Anforderungen der beschleunigten Energiewende nicht gewachsen. Folie 8

9 3.3. Die Systemschwäche: u.a. Sockeleffekt Der Sockeleffekt bedeutet in der heutigen 5-Jahreserlösobergrenzensystematik, dass Abschreibungen und die Restwerteverzinsung fortgesetzt werden bis zum Auslaufen der Regulierungsperiode, längstens 7 Jahre, auch wenn sie z.b. bereits im Jahr nach dem Fotojahr nicht mehr anfallen bzw. Null erreichen. NB mit geringerem Investitionsbedarf generieren über den Sockeleffekt hohe Renditen NB mit geringem Anlagenrestwert und hohem Investitionsbedarf drohen erhebliche Einbußen Es gibt weitere Schwächen: Netzentgelte bislang vorläufig am des Vorjahres bekanntzugeben. Strom-Vertriebe haben es schwer. Netzentgelte müssen früher bekannt sein! Folie 9

10 2. Reparatur der ARegV ausreichend Lösungsweg: Sockeleffekte minimieren, Kosten von Neuinvestitionen zeitnah refinanzieren. Das gelingt nicht bei bloßer Ausdehnung z.b. des Erweiterungsfaktors auf VNB ähnlich wie bei ÜNB/FLNB, weil dann Sockeleffekte bestehen blieben. 2.1 Das Investitionskostendifferenzmodell (IKD) für Strom und Gas Modell der Länder dient der allgemeinen Beseitigung des oben beschriebenen t-verzugs für alle Investitionsmaßnahmen nicht nur SMART Grids betreffend, d.h. Investitionen werden umgehend refinanziert. Voraussetzung stets: Investitionen müssen effizient sein und dem Netz(ausbau) unmittelbar dienen. NB kann die neuen Investitionskosten sofort nach einem vorgegebenen Rechenschema und eigenständig in seinen Erlösobergrenzen abbilden. Die Regulierungsbehörde kontrolliert. Folie 10

11 2.2 Diskussionsstand Ballwieser-Gutachten sagt, dass wegen des Zeitverzugs keine anständige Rendite für Neuinvestitionen zu erwirtschaften ist dem gegenüber sagt das WIK-Gutachten: im eingeschwungenen Zustand über 20 Jahre betrachtet ist die Rendite für Neuinvestitionen ausreichend. VKU heute: IKD ist deutlich besser als heutiges System BDEW 2014: IKD Ja, aber mit Optionsrecht für heutiges System EnBW: wünscht Menüregulierung, d.h. Optionsrechte Länder: Menüwahl- bzw. Optionsrecht ist als Rosinenpicken nicht zielführend Folie 11

12 2.3 Inhalte und Bewertung des IKD Es findet eine jährliche Anpassung der Erlösobergrenzen in Abhängigkeit von den angefallenen oder anfallenden kalkulatorischen Kosten statt, zusätzlich gibt es eine OPEX-Pauschale auf die AHK. Planansätze mit Ist-Abgleich. In der Periode abgeschriebene Wirtschaftsgüter fallen raus. Im Gegenzug: Verzicht auf Erweiterungsfaktor und Investitionsmaßnahmen gem. 23 ARegV, ggf. mit Übergangsregelung. Keine Änderung beim Effizienzvergleich Es gibt Verlierer (ÜNB/FLNB sowie VNB ohne längerfristigen Investitionsbedarf) und Gewinner (VNB mit hohem Investitionsvolumen) Substanzerhaltend, investitionsfreundlich und im Hinblick auf die Anforderungen der Energiewende zukunftsorientierter Folie 12

13 3. Argumente gegen Reparatur über das IKD Änderung der Aktivierungspraxis nach Fotojahr naheliegend. Aber: NB muss verpflichtet werden, keinen Wechsel vorzunehmen. Preisgabe der Anreizwirkung des Systems der 5-Jahresbugetierung, Trifft zwar bei kapitalgebundenen Kosten zu. Aber: unschädlich, da insoweit keine verbrauchernützige Anreizwirkung der Budgetierung festzustellen ist; Vorteil: der Effekt des Produzierens hoher Kosten OPEX und CAPEX im Fotojahr entfällt. Fördert das IKD die Aufgabe des Totalkosten-Effizienzvergleich und Übergang nur zu einem OPEX-Benchmark? Normgeber muss die Beibehaltung des Totalkostenvergleichs festschreiben. Damit wird auch der Gefahr der Überinvestition begegnet. Problem: NB im vereinfachten Verfahren nehmen nicht am konkreten Effizienzvergleichssystem teil. Hier muss nachgesteuert werden, aber kein zwingender Effizienzvergleich für alle NB. Regulierung ist keine Strukturpolitik. Folie 13

14 4. Und wie geht es weiter? Die zu Ende 2014 erwarteten Vorschläge der BNetzA zur Evaluierung der Anreizregulierung gem. 33 ARegV sollten abgewartet werden. Je nach dem ist von den Ländern zu prüfen, ob damit dem Entschließungsantrag aus 2013 inhaltlich ausreichend Rechnung getragen wird oder ob die Länderkammer aktiv werden sollte bis hin zu einer Verankerung der Reparaturvorstellungen im EnWG selbst. Entbehrlich könnten dann werden die recht aufwändig zu erreichenden Sonderzuschläge - teils als Flickwerke bezeichnet-, u.u. auch regulatorische Sonderzonen etc. Schönen Tag noch! Folie 14