Ergebnisse des Evaluierungsprozesses der BNetzA mit Bezug zu ÜNB Barbie Haller Regulierung und Finanzierung der Stromübertragungsnetze in Deutschland, 28. Januar 2015 www.bundesnetzagentur.de
Themenübersicht Warum Evaluierung? Evaluierungsergebnisse und Befunde Handlungsoptionen 2
Warum Evaluierung? Gesetzlicher Auftrag Vorgehensweise 3
Gesetzlicher Auftrag 33 (1) ARegV sieht eine Evaluierung der ARegV vor Konkret werden dabei Angaben zur Entwicklung des Investitionsverhaltens der Netzbetreiber und zur Notwendigkeit weiterer Maßnahmen zur Vermeidung von Investitionshemmnissen vom Verordnungsgeber eingefordert. Der Evaluierungsbericht muss zwei Anforderungen genügen: Kritische Bestandsaufnahme, d.h. Analyse und Bewertung der ARegV: Blick in den Rückspiegel. Vorschläge zur Weiterentwicklung: Blick in die Zukunft. Die Herausforderungen durch die Energiewende spielen dabei eine zentrale Rolle. 4
Vorgehensweise Hausinterne Analysen. Gutachten (DIW Econ): Wirkungsweise der Anreizregulierung auf das Investitionsverhalten auf Basis einer repräsentativen Stichprobe. Expertengespräche: Investoren und Finanzierer, innovative Netzbetreiber, Landesregulierungsbehörden, Arbeitnehmervertreter, Verbände und weitere Interessenvertretungen. Gutachten (E-Bridge): Internationale Erfahrungen. Insgesamt vier Workshops unter Beteiligung von je 300 Stakeholdern. Übergabe des Evaluierungsberichtes an das BMWi am 21.01.2015. 5
Evaluierungsergebnisse und Befunde Kosten- und Erlösentwicklung Investitionsfähigkeit und Investitionsverhalten Effizienz Innovation Versorgungsqualität 6
Kosten- und Erlösentwicklung 7
Kosten- und Erlösentwicklung Anerkannte Netzkosten und Entwicklung der Erlösobergrenzen bei den Übertragungsnetzbetreibern in Mio. Euro 2.973 25% 20% 2.771 2.605 15% 2.380 0% 2.174 2.204 7,30% 2.275 10% 5% 0% -5% -20,45% -5,99% -10% -15% Basisjahr 2006-21,55% 2009 2010 2011 2012 2013 Basisjahr 2011-20% -25% EOG Anerkannte Netzkosten Entwicklung der EOG Quelle: 8
Kosten- und Erlösentwicklung Zusammensetzung der Erlösobergrenzen bei den Übertragungsnetzbetreibern für die erste Regulierungsperiode in Mio. Euro 2009 2010 2011 2012 2013 KAvnb,0 (1 - Vt) x KAb,0 KAdnb,t VPI-PFt PüS MEA Sonstiges Härtefall Netzübergang Quelle: 9
Kosten- und Erlösentwicklung Zusammensetzung der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten bei den Übertragungsnetzbetreibern für die erste Regulierungsperiode in Mio. Euro 72 153 727 109 113 119 863 146 98 1.249 1.229 1.190 1.296 592 2009 2010 2011 2012 2013 sonstige dnbka PZK Kosten oder Erlöse aus Maßnahmen eines Betreibers von Stromversorgungsnetzen, die einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen genehmigte Investitionsmaßnahmen nach 23 ARegV Quelle: 10
Kosten- und Erlösentwicklung Erlösobergrenzen der ÜNBs im Wesentlichen: dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten, insbesondere aus den verfahrensregulierten Kosten für Systemdienstleistungen (Regelleistung, Verlustenergie und Redispatch) Kostensteigerungen bei den ÜNBs sowie bei Strom- VNBs (Kosten, die durch den Umbau der Energieinfrastruktur verursacht werden) Die Anstiege der Erlösobergrenzen der ÜNBs zum Ende der Regulierungsperiode hin beruhen vor allem auf den Kosten für Investitionsmaßnahmen. Sie reflektieren den Netzausbau. 11
Investitionsfähigkeit und Investitionsverhalten 12
Investitionsfähigkeit Investitionsquote der Stromverteilernetzbetreiber (arithmetische Mittelwerte in Prozent) 14 13 12 10 9 10 6 5 5 5 3 2 3 2 2 2 2 2 3 5 5 3 2 3 3 2 4 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Investitionsquote (handelsrechtlich, in %) Investitionsquote (kalk. zu AKHK, in %) Investitionsquote (kalk. zu TNW, in %) Investitionsquote (kalk. zu TNW inkl. WuI, in %) 13
Investitionsfähigkeit Investitionsquote der Stromübertragungsnetzbetreiber (arithmetischer Mittelwert in Prozent) (1) Drei Stromübertragungsnetzbetreiber (2006-2012) 22 17 17 15 13 12 13 Investitionsquote der Stromübertragungsnetzbetreiber (arithmetischer Mittelwert in Prozent) (2) Vier Stromübertragungsnetzbetreiber (2009-2012) 21 22 20 3 3 3 10 9 10 6 6 5 5 2 7 6 9 9 6 6 5 5 7 9 7 11 6 5 7 7 5 6 4 5 7 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Investitionsquote (handelsrechtlich, in %) Investitionsquote (kalk. zu AKHK, in %) Investitionsquote (kalk. zu TNW, in %) Investitionsquote (kalk. zu TNW inkl. WuI, in %) 2009 2010 2011 2012 Investitionsquote (handelsrechtlich, in %) Investitionsquote (kalk. zu AKHK, in %) Investitionsquote (kalk. zu TNW, in %) Investitionsquote (kalk. zu TNW inkl. WuI, in %) 14
Investitionsfähigkeit Rendite bei Einbeziehung der positiven Sockelbeträge in die Ersatzinvestitionen nach Aktivierungsjahr 6,34% 6,16% 5,99% 5,15% 5,01% 5,15% 4,99% 5,12% 5,04% 4,99% 4,47% 4,18% 4,46% 4,08% 4,38% 3,97% 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Quelle: Zinssatz Invest. Ersatz Mischzinssatz 15
Investitionsfähigkeit DIW Econ Gutachten: Aus der Analyse des tatsächlichen Investitionsverhaltens keine negativen Effekte ermittelbar. Erweiterungsinvestitionen: ÜNBs: Investitionsmaßnahmen stellen Investitionsfähigkeit sicher: Kein Handlungsbedarf. VNBs: Über- und Unterdeckungen bei Erweiterungsfaktor; angemessen? Ersatzinvestitionen innerhalb der Regulierungsperiode stehen sog. Sockelbeträge den Netzbetreibern frei zur Verfügung. Modellrechnungen BNetzA: Eine angemessene Rendite kann erwirtschaftet werden. 16
Effizienz 17
Effizienz Reale Veränderung der Effizienzwerte VNB-Strom und VNB-Gas RP1 RP2 Veränderung VNB-Strom Durchschnittseffizienz 89,81% 92,36% +2,55 %-Punkte Streuung 8,90% 7,40% -1,5 %-Punkte VNB-Gas Durchschnittseffizienz 89,85% 91,12% +1,27 %-Punkte Streuung 7,10% 6,60% -0,6 %-Punkte Quelle 18
Effizienz Effizienzwerte der Stromübertragungsnetzbetreiber in der 1. und 2. Regulierungsperiode RP1 RP2 EnBW Transportnetze 100,00 % TransnetBW 97,00 % E.ON Netz GmbH 100,00% TenneT DE 97,00% RWE Transportnetz 90,00% Amprion 100,00% Vattenfall Europe Transmission 99,60% 50Hertz 100,00% Quelle: 19
Effizienz Herausforderung Effizienzvergleich ÜNBs: Gemäß 22 ARegV führt die für ÜNBs einen internationalen Effizienzvergleich durch. Bei dem internationalen Effizienzvergleich der ÜNBs müssen die nationalen und strukturellen Besonderheiten hinreichend berücksichtigt werden. Hoher finanzieller und personeller Aufwand zur Durchführung des Effizienzvergleichs Verzicht auf Effizienzvergleich für ÜNBs? Korrektiv für Ineffizienz entfällt, da aktuell keine Alternative vorliegt Alternative Referenznetzanalyse ebenfalls problematisch 20
Innovationen 21
Innovationen Budgetierung der Kosten und Effizienzvergleich setzen grundsätzlich Anreize für kostensenkende Innovationen. Aber: attraktive Kapitalverzinsung setzt Anreize für kapitalintensive Lösungen. Leitungslänge als Vergleichsparameter im Effizienzvergleich verringert Anreize für kapitalkostensenkende Innovationen. geringere Anreize für kostensenkende Innovationen, bei denen sich die OPEX erhöhen oder bei denen CAPEX durch OPEX ersetzt werden. wenige Anreize zu langfristig kostensenkenden Innovationen durch frühzeitiges Abschöpfung der Effizienzgewinne durch Kostenprüfung und Beschränkung des Effizienzwertes auf 100 Prozent. 22
Versorgungsqualität 23
Versorgungsqualität Die Versorgungsqualität in Deutschland befindet sich auf einem hohen Niveau. Die Netzzuverlässigkeit der deutschen Stromnetzbetreiber ist im europäischen Maßstab überdurchschnittlich. Wirkung der ARegV auf die Versorgungsqualität konnte im Rahmen dieser Evaluierung nicht untersucht werden, da Rückwirkungen des Regulierungssystems auf die Versorgungsqualität erst mit deutlichem Zeitverzug zu erwarten sind. Das Qualitätselement ist seit dem 1.1.2012 erlöswirksam. Aus der Perspektive der Versorgungsqualität ergibt sich kein Handlungsbedarf zur Anpassung der ARegV. 24
Handlungsoptionen Modellunabhängige Anpassungen Modell ARegV 2.0 Modell differenzierte Regulierung Modell Gesamtkostenabgleich mit Bonus Modell Kapitalkostenabgleich 25
Modellunabhängige Anpassungen 26
Modellunabhängige Anpassungen Sicherung der Investitionsfähigkeit Einführung eines indikatorbasierten Investitionsmonitorings Steigerung der Effizienz Behandlung der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten im Rahmen des vereinfachten Verfahrens Weiterentwicklung des Effizienzvergleichs Beibehaltung genereller sektoraler Produktivitätsfaktor Förderung der Innovationstätigkeit Bonus für im Effizienzvergleich besonders effiziente Netzbetreiber oder Efficiency Carry Over Verbesserung der Handhabbarkeit des Regulierungssystems, z.b.: Anpassungen bei den Regelungen zum Regulierungskonto Vorgehensweise bei der Aufteilung von Erlösobergrenzen bei Teilnetzübergängen Erhöhung der Transparenz 27
Handlungsoptionen: Überblick ARegV 2.0 Kapitalkosten abgleich Gesamtkostenabgleich mit Bonus Differenzierte Regulierung Angepasster Erweiterungsfaktor Efficiency Carry Over oder Bonus für Netzbetreiber, die die Effizienzgrenze setzen Jährlicher Abgleich der CAPEX auf Plankosten-basis inkl. OPEX- Pauschale Alle 5 Jahre: TOTEX- Benchmarking (mit Justiergröße) Alle 2 Jahre: Abgleich der TOTEX und TOTEX- Benchmarking Jährlicher Abgleich der CAPEX auf Plankostenbasis inkl. OPEX- Pauschale Bonus für Netzbetreiber, die die Effizienzgrenze setzen Öffnung der Investitionsmaßn ahme für besonders von der Energiewende betroffene VNB Differenzierungs merkmal: Aufgreifkriterium und Nachweis des erheblichen Ausbaubedarfs 28
Exkurs Investitionskostendifferenz Zeitliche CAPEX-Entwicklung der Stromverteilernetzbetreiber bei Anwendung der Kapitalkostendifferenz und der Investitionskostendifferenz gemäß BMWi- Verteilernetzstudie in Euro 4.494.781.925 4.774.631.408 3.003.347.588 4.287.076.838 4.223.738.880 3.805.946.269 4.084.347.128 3.538.914.037 3.880.952.065 3.435.948.671 2006 2016 2026 2036 2046 2056 2066 Quelle: Kapitalkostenentwicklung VNB-Strom Investitionskostendifferenz VNB-Strom 29
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Barbie Haller 30
Modell ARegV 2.0 31
Modell ARegV 2.0 Beseitigung des Zeitverzuges beim Erweiterungsfaktor. Ansatz zur Steigerung der Angemessenheit des Erweiterungsfaktors durch: bessere Ermittlung von Kostentreibern. Anpassung des Schwellwertes in der Umspannebene um der Heterogenität der NB besser Rechnung zu tragen (unterschiedlich betroffene Teilnetze). Zusätzliche Effizienzanreize Efficiency-Carry-Over-Mechanismus oder Bonus für im Effizienzvergleich besonders effiziente Netzbetreiber. 32
Modell differenzierte Regulierung 33
Modell differenzierte Regulierung Ziel: Sicherung der Investitionsfähigkeit" durch bedarfsorientierte Abbildung der Investitionskosten für besonders von der Energiewende betroffene VNBs. Voraussetzung: Robuste Abgrenzung einer geringen Zahl besonders ausbauverpflichteter Netzbetreiber: 1. Schritt (Aufgreifkriterium): Schwellenwert für das Verhältnis der dezentralen Erzeugungsleistung zur Last. 2. Schritt (Nachweis des erheblichen Ausbaubedarfs): Dokumentation der Abschätzung zum zukünftigen Netzausbaubedarf und der zugrunde gelegten Annahmen durch den Netzbetreiber. Umsetzung: Besonders ausbauverpflichtete VNB erhalten Zugang zum Instrument der Investitionsmaßnahme. 34
Modell differenzierte Regulierung Pro: Investitionsfähigkeit der besonders zum Netzausbau verpflichteten Netzbetreiber wird unmittelbar und treffsicher hergestellt. Anwendung eines bekannten und in den Wirkungen abschätzbaren Instruments. Erhöhung der Planungskompetenz der VNB in jedem Falle erforderlich. Contra: Im Einzelfällen kann es sein, dass das Aufgreifkriterium nicht erfüllt wird und dennoch hoher Ausbaubedarf besteht. Gefahr von Doppelanerkennungen von Ersatzinvestitionen. Möglicherweise Ungleichbehandlung der VNB im Effizienzvergleich. starke Anreize für kapitalintensive Problemlösungen. hoher Verfahrensaufwand für VNB. 35
Modell Gesamtkostenabgleich mit Bonus 36
Modell Gesamtkostenabgleich mit Bonus Ziel: Innovationen technologieneutral fördern, dabei kein Zeitverzug bei Investitionen Voraussetzung: Einführung der modellunabhängigen Vereinfachungen Umsetzung: Verkürzung der Regulierungsperiode auf 2 Jahre Jährlichen Kapitalkostenabgleich (Planwerte) Effizienzvergleich und Berücksichtigung effizienter Kosten in der EOG als kontinuierlicher Anreiz zur Effizienzsteigerung (Abbau von Ineffizienzen anteilig wie in ARegV über mehrere Jahre) Bonus: Als Anreiz zu mittel- und langfristigen Effizienzsteigerungen für besonders effiziente Unternehmen durch Vergleich der eigenen Effizienz mit der Effizienzgrenze, die ohne den jeweiligen Netzbetreiber gebildet wird 37
Gesamtkostenabgleich mit Bonus Pro: sehr zeitnahe Anpassung von Opex und Capex. keine Differenzierung Erweiterungs-/Ersatzinvestition. Wegfall von Teilprozessen (Erweiterungsfaktor und Investitionsmaßnahmen). Abschaffung von Fehlanreizen (Basisjahreffekt und Ratchet-Effekt). Innovationsanreize durch Bonusmöglichkeit. Hebung des allgemeinen Effizienzniveaus durch Aussicht auf Bonus. Contra: jährliches Massenverfahren (Plan-/Istabgleich). auch bei Realisierung der modellunabhängigen Vereinfachungsvorschläge verbleibt hoher Aufwand. Erklärungsbedarf bei Investoren und Finanzierern. 38
Modell Kapitalkostenabgleich 39
Modell Kapitalkostenabgleich Ziele: Investitionsanreize durch Beseitigung des Zeitverzugs bei Kapitalkosten Abschöpfen des Sockeleffekts Voraussetzung: Modellunabhängige Vereinfachungen notwendig Umsetzung: unveränderte 5-jährige Regulierungsperiode Jährlicher Abgleich von Kapitalkosten Planangaben für Kapitalkosten mit nachträglichem Ist- Abgleich Abschaffung von Erweiterungsfaktor und Investitionsmaßnahme Beibehaltung des Effizienzvergleichs als Totex-Benchmark; Justiergröße erforderlich 40
Modell Kapitalkostenabgleich Pro Behebung Zeitverzug bei Kapitalkosten Wegfall von Teilprozessen (Erweiterungsfaktor, Investitionsmaßnahmen) Einsparungen durch Entfall des Sockeleffekts Contra Bevorzugung kapitalkostenlastiger Maßnahmen kein Anreiz zu kapitalkostensenkenden Innovationen oder effizientem Netzausbau Anreiz zur Verschiebung operativer Kosten in Kapitalkosten Jährliches Massenverfahren 41