Inhaltsverzeichnis:

1.  Einleitung und Vorgehensweise.  6

1.1  Einleitung.  6

1.2  Vorgehensweise.  7

2.  Einführung in das Grundprinzip des deutschen Anreizregulierungssystems  8

2.1  Von der kostenbasierten Preisregulierung zur Anreizregulierung.  8

2.2  Das Grundprinzip der Erlösobergrenzenregulierung und die damit verbundenen  

Probleme  der Qualitätssicherung und der Investitionshemmnisse  10

2.3  Die Anreizregulierung im Rahmen des disaggregierten Regulierungsansatzes  11

2.3.1  Der disaggregierte Regulierungsansatz in der Energiewirtschaft.  11

2.3.2  Zielsetzungen der Anreizregulierung und Kriterien für die sachgerechte  

Zweckerf  üllung.  12

2.4  Das Konzept der Bundesnetzagentur im Überblick.  14

2.5  Der Zusammenhang zwischen dem Ausgangsniveau, dem X-Faktor und der  

Regulierungsperiode   17

3.  Das Ausgangsniveau  18

3.1  Ansprüche an die zu ermittelnde Datenbasis.  18

3.2  Gefahren bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus.  19

3.3  Das Vorgehen der BNetzA  20

3.4  Kritik am Vorgehen der BNetzA  21

3.5  Fazit Ausgangsniveau.  23

4.  Normierung der Kostendaten.  25

4.1  Eliminierung der nicht beeinflussbaren Kosten.  26

4.2  Zeitliche Rückwirkungen.  27

4.3  Normierung der Kostendaten durch eine Vergleichbarkeitsrechnung.  29

4.3.1  Standardisierung der Kapitalkosten: Abschreibungsdauer  30

4.3.2  Standardisierung der Kapitalkosten durch Annuitäten  31

4.3.3  Kritik an der Vergleichbarkeitsrechnung.  33

4.4  Technisch-wirtschaftliches Anlagenregister (twA) ab der 2. Regulierungsperiode.  33

4.4.1  Funktionsweise des twA  33

4.4.2  Der Nutzen des twA.  35

4.4.3  Kosten des twA.  36

4.5  Fazit  36

5.  Der Effizienzvergleich  38

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5.1  Wissenschaftliche Grundlagen  38

5.1.1  Das Grundproblem.  38

5.1.2  Ansprüche an den Effizienzvergleich.  40

5.1.3  Benchmarking-Unterscheidungen unter ökonomischer Betrachtung.  41

5.2  Das Benchmarking der Bundesnetzagentur.  43

5.2.1  Konzeptüberblick.  43

5.2.2  Vergleichsparameter  44

5.2.3  Data Envelope Analyse (DEA)  45

5.2.3.1  Das Grundprinzip.  45

5.2.3.2  Effizienzmessung mittels inputorientierter DEA.  46

5.2.3.3  DEA und die Berücksichtigung der Betriebsgröße  48

5.2.4  Stochastic Frontier Analysis (SFA)  49

5.2.5  Die Kombination aus DEA uns SFA  51

5.2.6  Die Umsetzung der Effizienzwerte in Effizienzvorgaben durch die BNetzA  53

5.3  Strategisches Verhalten und Benchmarking.  54

5.4  Beurteilung des Benchmarking.  56

6.  Der generelle X-Faktor.  57

6.1  Die theoretische Rechtfertigung des generellen X-Faktors (X gen )  57

6.2  Die Bestimmung des generellen X-Faktors durch die BNetzA.  58

6.3  Fazit  60

7.  Festlegung des EK-Zinses  61

7.1  Festlegungsdauer des EK-Zinses.  61

7.2  Risikoadjustierung des EK-Zinses.  62

7.3  Neubewertung des Ausgangsniveaus durch Neubestimmung des EK-Zinses  67

8.  Problembehandlungen der deutschen Anreizregulierung  68

8.1  Qualität  68

8.1.1  Definition von Qualität in der Energiewirtschaft  68

8.1.2  Die Bestimmung der optimalen Qualität und Regulierungsmechanismen.  69

8.1.3  Die Qualitätsregulierung nach der ARegV.  71

8.1.4  Fazit Qualität  72

8.2  Das Investitionsverhalten der Netzbetreiber.  74

8.2.1  Verzerrungen des Investitionsverhaltens durch eine Revenue-Cap-Regulierung  74

8.2.2  Maßnahmen im deutschen Anreizregulierungsssystem für effizientes  

Investitionsverhalten.........................................................................................................   76

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8.2.3  Angemessene Problemlösung  78

9.  Bewertung des Gesamtkonzeptes  79

9.1  Simplizität.  79

9.2  Geeignete Anreizstrukturen  81

9.3  Fairness  82

9.4  Planungssicherheit  84

9.5  Fazit  85

10.  Regulierungsökonomischer Ausblick.  86

11.  Literatur  88

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Abbildungsverzeichnis  :  

Abb.  1: Funktionsweise der RPI-X-Regulierung.  

Abb.  2: Wertschöpfungskette und Wettbewerbsverhältnisse in der Energiewirtschaft.  

Abb.  3: Die Zielsetzungen bei zunehmendem Detaillierungsgrad der Regulierung  

Abb.  4: Bestimmung der Regulierungsvorgaben für die erste Regulierungsperiode  

Abb.  5: Die Regulierungsformel.  

Abb.  6: Ausgangsniveau, X-Faktor und Dauer der Regulierungsperiode  

Abb.  7: Fehlbeträge bei initialer Kostensenkung  

Abb.  8: Versatz zwischen Datenerhebung und Beginn der Anreizregulierung.  

Abb.  9: Kostenarten der Anreizregulierung.  

Abb.  10: Aufbau eines technisch-wirtschaftlichen Anlagenregisters.  

Abb.  11: Auswirkung einer geringeren Vergleichsbasis auf den X ind  

Abb.  12: Übersicht über Benchmarking-Techniken  

Abb.  13: Die Rolle des Benchmarking in der Revenue-Cap-Regulierung.  

Abb.  14: Messung von Ineffizienzen mittels DEA.  

Abb.  15: Ermittlung technischer und allokativer Input-Ineffizienz mittels DEA  

Abb.  16: DEA und Skalenerträge  

Abb.  17: Produktionsschätzung durch SFA.  

Abb.  18: Substitutionen zwischen SFA und DEA.  

Abb.  19: Ermittlung von Catch Up und Frontier Shift mittels Malmquist-Index  

Abb.  20: Interpendenz der Einflussfaktoren auf die Kapitalkosten.  

Abb.  21: Die vier Qualitätsdimensionen in der Energiewirtschaft.  

Abb.  22: Ermittlung des gesamtwirtschaftlichen Optimums für Versorgungsqualität.  

Abb.  23: Die Wirkung des Q-Elementes  

Abb.  24: Mögliche Ausgestaltungen eines Bonus-Malus-Systems  

Abb.  25: Wirkungsweise des Ratchet Effekts  

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Tabellenverzeichnis  :  

Tab.  1: Netzbetreiberanzahl in europäischen Ländern mit einer Anreizregulierung.  9

Tab.  2: Vereinfachte Übersicht über die Kalkulation der Netzentgelte nach der NEV.  20

Tab.  3: Kostenunterscheidungen in der ARegV  27

Tab.  4: Übersicht über standardisierte Nutzungsdauern in der Energiewirtschaft  31

Tab.  5: Eigenkapitalzinssätze nach der Strom-/GasNEV:  32

Tab.  6: Ergebnisse der Testrechnungen für das Benchmarking-Verfahren.  53

Tab.  7: Asset-Beta-Faktoren (β a ) abhängig von der Regulierungsform  63

Tab.  8: β-Veränderungen durch Regulierungswechsel in der dt. Energiewirtschaft  63

Tab.  9: EK-Zinsermittlung mittels CAPM und pure-play-Ansatz.  65

Tab.  10: EK-Zinssätze für E.ON und RWE  66

Tab.  11: Abschwächungen der Regulierungsvorgaben im Gesetzgebungsprozess.  83

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1. Einleitung und Vorgehensweise

1.1 Einleitung

Die Liberalisierung der Strom- und Gasmärkte beruht auf der EU-Elektrizitäts-Binnenmarktrichtlinie (96/92/EG) und wurde in Deutschland durch das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) umgesetzt. Von 1998 bis 2005 wurde ein verhandelter Netzzugang praktiziert, indem alle Netzzugangsbedingungen durch Verbändevereinbarungen geregelt wurden. Diese Vereinbarungen führten aber nicht zu einer Belebung des Wettbewerbs auf den Energiemärkten, sondern zu einer Zunahme der Konzentration. 2005 waren von den acht großen Energiekonzernen nur noch vier am Markt. In ihrem Besitz befinden sich neben dem Übertragungsnetz auch ca. 90 % der Kraftwerke. Nachdem die Strompreise immer weiter anstiegen, gab das Wirtschaftsministerium dem Druck der Verbraucherschutzverbänden nach und setzte eine Regulierungsbehörde ein. Diese wurde in die Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post integriert und in Bundesnetzagentur (BNetzA) umbenannt. Zu den Aufgaben der BNetzA gehört die Entflechtung und Regulierung der Energieversorgungsnetze und die Kontrolle der Netznutzungsentgelte. Die derzeitige Kontrolle über die Entgelte erfolgt durch eine kostenbasierte Preisregulierung in Form von Prüfungen und Genehmigungen bzw. Kürzungen. Die erste Genehmigungsrunde für die Netzentgeltgenehmigung der Energiewirtschaft durch die BNetzA ist abgeschlossen. Die Forderungen der Netzbetreiber wurden um ca. 2,5 Milliarden Euro gekürzt. Auf dem Strommarkt wurden Kürzungen von Durchschnittlich 13 % durchgesetzt; auf dem Gasmarkt von rund 12 % (Vgl. Bünder 2007, S. 1). Die Netzkosten machen ca. 22 % des Gaspreises und ca. 39 % des Strompreises aus.

Auch in der gerade begonnenen zweiten Entgeltgenehmigungsrunde wurden bereits Kürzungen der beantragten Netzentgelte im Verteilnetzbereich durchgesetzt. Für die Vattenfall Europe Distribution GmbH Berlin betrug diese 16 %, für Hamburg 18 % (Vgl. BNetzA 2008). Dies bewirkt eine Senkung des Endverbraucherpreises um einen Prozentpunkt. Der zweiten Genehmigungsrunde kommt besondere Bedeutung zu, da sie die Ausgangsbasis für die Anreizregulierung bildet, die zum 01.01.2009 eingeführt wird. Der Wechsel des Regulierungssystems erfolgt um bei den Netzbetreibern dynamische Impulse zu setzen, die in der derzeitigen kostenbasierten Regulierung unterbleiben. Der Netzzugang und die Bestimmung angemessener Netznutzungsentgelte sind von entscheidender Bedeutung für den

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Wettbewerb auf den anderen Stufen der Wertschöpfungskette. Ziel dieser Arbeit ist eine ökonomische Analyse des neuen Regulierungsregimes.

1.2 Vorgehensweise

Im Rahmen dieser Arbeit wird eine ökonomische Analyse der geplanten Anreizregulierung der Energiewirtschaft vorgenommen. Die Arbeit beginnt mit einer Einführung in das Grundprinzip des deutschen Anreizregulierungssystems. Hierbei werden die Fragen erläutert, warum wird das Regulierungssystem gewechselt, was wird reguliert, welche Ziele sind mit der Regulierung verbunden und welcher Mechanismus liegt einem Anreizregulierungssystem zu Grunde. Anschließend wird ein erster Überblick über das Gesamtsystem gegeben und erläutert wie einzelne Elemente interdependent aufeinander wirken. Die Analyse erfolgt auf zwei Ebenen. Die erste Ebene untersucht die einzelnen Bausteine der Anreizregulierung. Zunächst wird der wissenschaftliche Hintergrund des jeweiligen Elementes erläutert und dessen Funktionsweise erklärt. An dieser Stelle wird auch gezeigt, welchen theoretischen Ansprüchen die praktische Bestimmung der einzelnen Bausteine gerecht werden muss. Anschließend wird das Vorgehen der BNetzA dargestellt und diskutiert. Hierbei wird die Kritik der Netzbetreiber, der Verbraucherschutzorganisationen und der Wissenschaft aufgegriffen und dahingehend überprüft, ob die Regulierungspraxis der BNetzA den zuvor erläuterten theoretischen Ansprüchen gerecht wird und welche ökonomischen Auswirkungen die gewählte Vorgehensweise der BNetzA impliziert. Das Gesamtsystem wird in vier Einzelelemente unterteilt. Die erste Komponente ist das Ausgangsniveau und die damit verbundene Datenbasis (Kapitel 3). In diesem Abschnitt wird gezeigt, wie der Startwert der Anreizregulierung bestimmt wird und auf welcher Datenbasis er beruht. In Kapitel vier wird die Normierung der Kostendaten behandelt, die die Grundlage für das Benchmarking (Kapitel 5) bildet. In dieser Vergleichbarkeitsrechnung wird versucht buchhalterische Unterschiede zwischen einzelnen Netzbetreibern zu glätten. Auf dieser Grundlage wird ein Unternehmensvergleich vorgenommen, anhand dessen den Unternehmen individuelle Produktivitätsvorgaben gemacht werden. Zusätzlich gibt es auch eine sektorale Produktivitätsvorgabe, die alle Unternehmen erfüllen müssen. Diese wird in Kapitel sechs untersucht.

In Kapitel sieben wird gezeigt, wie die neue Festlegung des Eigenkapitalzinssatzes durch die BNetzA ausfallen könnte. Die Bestimmung erfolgt durch das von der BNetzA präferierte Capital Asset Pricing Modell (CAPM) und wird auf der Basis von Asset-Beta-Faktoren

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ausländischer Regulierungsbehörden bestimmt. Kapitel acht behandelt die typischen Probleme jeder Anreizregulierung, die Qualitätsregulierung und die Sicherstellung von effizienten Investitionen seitens der Netzbetreiber.

Die zweite Untersuchungsebene betrachtet das Gesamtsystem. Nachdem die einzelnen Bausteine untersucht wurden, soll deren Zusammenwirken als Regulierungsmechanismus in Kapitel neun analysiert werden. Hierzu wird das System nach den Kriterien von Tye und Pfaffenberg beurteilt. Diese Kriterien sind Simplizität, geeignete Anreizstrukturen, Fairness und Planungssicherheit.

2. Einführung in das Grundprinzip des deutschen Anreizregulierungssys-

tems

2.1 Von der kostenbasierten Preisregulierung zur Anreizregulierung

Derzeit werden die Netznutzungsentgelte in der Energiewirtschaft nach der Strom- bzw. GasNEV gebildet. Dort werden sowohl bilanzielle als auch kalkulatorische Werte miteinbezogen. Die genehmigten Tarife orientieren sich an den Bereitstellungskosten je Leistungseinheit. Steigende Kosten sind somit automatisch mit steigenden Preisen verbunden, während sinkende Kosten, z.B. erzielt durch Produktivitätsfortschritte, mit Preissenkungen ver-bunden sind.

Unter jeder kostenbasierten Preisregulierung bestehen Anreize zu ineffizienter Produktion für das regulierte Unternehmen. Bei der derzeitigen Rate-of-Return-Regulierung, bei der der Gewinn durch einen auf das eingesetzte Kapital bestimmten Zinssatz festgelegt wird, besteht dieser Anreiz in Form des Averch-Johnson Effektes (Vgl. Averch/Johnson 1962, S. 1052ff.). Dieser beschreibt den Vorgang der suboptimalen Substitution des Produktionsfak-tors Arbeit zugunsten von Kapital. Dadurch wird möglichst viel Kapital eingesetzt und der Gewinn wird erhöht („goldplating“). Bei der Cost-Plus-Regulierung erfolgt der Aufschlag nicht nur auf das eingesetzte Kapital, sondern auf die gesamten Kosten. Hierdurch wird zwar die Faktorverzerrung aufgehoben, das Unternehmen hat aber den Anreiz zu möglichst hohen Kosten zu produzieren.

Bei beiden Methoden besteht kein Anreiz Produktivitätsfortschritte zu erzielen (dynamische Effizienz) und zu minimalen Kosten zu produzieren (Vgl. Fritsch et al. 2005, S.228f). Das entscheidende Problem stellt die Informationsasymmetrie zwischen dem Unternehmen und der Regulierungsinstanz dar. Während das Unternehmen seine Kosten und seine Kostenbe-

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reinigungspotenziale kennt, besitzt der Regulierer dieses Wissen nicht. Dadurch entsteht die schwierige Aufgabe nicht betriebsnotwendige Kostenbestandteile zu identifizieren und aus der Kalkulation zu eliminieren (Vgl. Knieps 2005a, S. 81f.). Um diesen Nachteilen zu entgehen, wurde die Regulierung der Energiewirtschaft in vielen Ländern auf ein Anreizregulierungssystem umgestellt.

Eine naheliegende Lösung wäre, ein bewährtes Verfahren aus dem Ausland auf Deutsch-land zu übertragen. Aufgrund der strukturellen und rechtlichen Rahmenbedingungen ist eine Übertragung auf den deutschen Energiesektor jedoch nicht möglich (Vgl. Monopolkommission 2007, S. 220). Insbesondere die beispiellos hohe Anzahl von Verteilnetzbetreibern in der Bundesrepublik stellt im internationalen Vergleich eine Ausnahme dar. Die konkrete Ausgestaltung der Anreizregulierung muss deshalb ein Makromanagement der Netzbetreiber als Grundlage haben. Dies bedeutet für die Regulierungsbehörde, dass sie stets einen generellen statt einen individualisierten Handlungsansatz wählen sollte.

Tab. 1: Netzbetreiberanzahl in europäischen Ländern mit einer Anreizregulierung

(2005), S. 66 und S. 71

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2.2 Das Grundprinzip der Erlösobergrenzenregulierung und die damit verbundenen

Probleme der Qualitätssicherung und der Investitionshemmnisse

Der von der BNetzA gewählte Anreizregulierungsansatz ist die Erlösobergrenzenregulierung. Bei dieser Form der Anreizregulierung werden die Erlöse von den tatsächlichen Kosten entkoppelt. Das Grundelement dieser Preiskontrolle besteht in der Vorgabe, dass ein Unternehmen für eine festgelegte Periode jede Preisänderung vornehmen kann, solange der Durchschnittspreis eines bestimmten Warenkorbs nicht stärker steigt als RPI ¹ - X (Vgl. Beesley/Littlechild 1989, S. 455). RPI steht für die Veränderungsrate des Retail Price Index und gewährt einen Inflationsausgleich. X ist eine regulatorische Vorgabe, die die erwartete Produktivitätsentwicklung widerspiegelt. Die RPI - X Vorgabe stellt somit den zulässigen Erlöspfad für das regulierte Unternehmen dar. Gelingt es dem Unternehmen die Kosten stärker zu senken als der Regulierer es vorschreibt, kann es die dadurch zusätzlich erzielten Gewinne in der Regulierungsperiode behalten (Vgl. Lewis/Sappington 1989, S. 405). Dies wird in Abb. 1 durch die grüne Fläche angezeigt, die die Differenz zwischen dem Erlöspfad und der Kostenentwicklung darstellt.

Zu Beginn der nächsten Regulierungsperiode wird der Erlöspfad dann wieder dem tatsächlichen Kostenniveau angepasst, so dass die Effizienzverbesserungen der Netzbetreiber an die Verbraucher in Form von Preissenkungen weitergegeben werden. Die Anreize für die Kostensenkungen der Unternehmen sind umso größer, je länger die Regulierungsperiode dauert und wenn bei der Festlegung des neuen Erlöspfades Effizienzgewinne im Unternehmen verbleiben und nicht vollständig an die Verbraucher weitergegeben werden (Vgl. Schäfer/Schönefuß 2006, S.175).

Obwohl die Anreizregulierung einige Schwachpunkte der kostenorientierten Ansätze beseitigt, birgt auch diese Methode Nachteile. Die Entscheidung, Kostensenkungen über den vorgegebenen Erlöspfad hinaus zu realisieren, ist endogen. Entscheidungsträger werden berücksichtigen, dass realisierte Produktivitätsfortschritte die vom Regulierer gesetzte Erlösobergrenze und somit die Unternehmensgewinne in Folgeperioden beeinträchtigen (Vgl. Burns et al. 2005, S. 100). Die beiden Hauptschwachpunkte, die jede Anreizregulierung berücksichtigen muss, sind die Qualitätssicherung und Investitionshemmnisse.

¹ Die RPI-X Schreibweise der Obergrenzenregulierung ist die in der Literatur übliche Schreibweise. Der

Grundgedanke ist die Berücksichtigung der Preissteigerungen der Inputfaktoren, denen der Netzbetreiber

ausgesetzt ist. Abgesehen von Verbraucherpreisindizes, werden deshalb häufig auch branchenspezifische

Indizes herangezogen. In Österreich wurde zum Beispiel ein Netzbetreiberindex gebildet, der sich zu 40 % aus

einem Tariflohnindex, zu 30 % aus einem Baupreisindex und zu 30 % aus dem Verbraucherpreisindex zu-

sammensetzt (Vgl. Diekmann et al. (2006), S. 63).

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Abb. 1: Funktionsweise der RPI-X-Regulierung

Kosten-Niveau

Eigene Darstellung

Unter Cap-Regulierungen besteht für den Netzbetreiber der Anreiz, Kosten zu senken indem die Qualität verschlechtert wird. Dies kann durch ein Absenken der Servicequalität, durch unterlassene Instandhaltungsmaßnahmen oder unterlassene Qualität sichernde Investitionen erfolgen. Um diesem Effekt vorzubeugen muss jede Erlösobergrenzenregulierung um ein Qualitätselement (Q-Faktor) erweitert werden, Die Regulierungsbehörde kann zur Qualitätssicherung Mindeststandards festlegen oder Sanktionsregelungen einführen (Vgl. Franz et al. 2005b, S. 53).

Das zweite Problemfeld stellen Investitionshemmnisse dar. Die Reduzierung von Investitionen senkt kurzfristig die Kosten und führt somit zu einer Gewinnsteigerung. Die dadurch entstehende Verschlechterung der Versorgungsqualität wird aber erst später spürbar, so dass der Regulierer Instrumente schaffen muss, die die kurzfristigen Investitionshemmnisse zu beseitigen (Vgl. Wild 2006, S.13).

2.3 Die Anreizregulierung im Rahmen des disaggregierten Regulierungsansatzes

2.3.1 Der disaggregierte Regulierungsansatz in der Energiewirtschaft

In der Regulierung der Netzwirtschaften fand in der Mitte der Neunziger Jahre ein Paradigmenwechsel statt. Bis dahin unterlagen die meisten Netzökonomien einer End-to-End-Regulierung, bei der die gesamte Wertschöpfungskette von der Erzeugung bis zur Vertei-

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lung reguliert wurde. Der Wechsel zum disaggregierten Regulierungsansatz beschränkt die Eingriffe auf Netzbereiche mit stabiler Marktmacht (Vgl. Knieps 2007a, S. 2). Stabile Marktmacht liegt nur im Fall des natürlichen Monopols (gekennzeichnet durch Subaddivität) in Verbindung mit irreversiblen Kosten vor. Dieser Bereich wird monopolistischer Bottleneck genannt und nur dieser unterliegt der Regulierung.

Abb. 2: Wertschöpfungskette und Wettbewerbsverhältnisse in der Energiewirtschaft

Wettbewerb Wettbewerb Wettbewerb Bottleneck

Eigene Darstellung

Damit der Wettbewerb auf der vor- und nachgelagerten Ebene der Wertschöpfungskette funktionieren kann, muss den Marktakteuren der diskriminierungsfreie Zugang zum Bottleneck-Bereich gewährt werden. Dies legt die Anwendung der Essential-Facilities-Doktrin nahe, wonach der Zutritt zu einer wesentlichen Einrichtung zu erfolgen hat, wenn drei Kriterien erfüllt sind (Vgl. Blankart/Knieps 1992, S. 490 f.):

• Der Marktzutritt zu komplementären Märkten ist ohne Zugang zu dieser Einrichtung nicht möglich.

• Die Einrichtung ist mit angemessenem Aufwand nicht duplizierbar.

• Es gibt keine Substitute für diese Einrichtung.

In der Energiewirtschaft stellen die Übertragungs- und Verteilnetze den monopolistischen Bottleneck-Bereich dar. Damit der Wettbewerb auf den anderen Marktstufen funktionieren kann, muss der diskriminierungsfreie Zugang gewährleistet sein. In der Regel umfasst die Regulierung der Zugangsbedingungen den Preis, die technische Qualität und den Realisierungszeitraum (Vgl. Knieps 2007a, S. 6). Ein wesentliches Element stellt dabei die Entgeltregulierung dar. Der Zutritt kann auch dadurch verweigert werden, indem für die Netznutzung überteuerte Tarife verlangt werden.

2.3.2 Zielsetzungen der Anreizregulierung und Kriterien für die sachgerechte Zweckerfüllung

Prinzipiell geht es bei der Regulierung von Monopolen um die gerechtere Aufteilung des sozialen Überschusses als dies im unregulierten Monopol der Fall wäre. Bei der Regulie-

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rung von Netzbetreibern sollen Monopolrenditen vermieden werden und die Netznutzung zu einem angemessenen Preis und in einem allokativ effizienten Umfang zur Verfügung gestellt werden (Vgl. Haucap/Rötzel 2007, S. 56). Im Gegensatz zur kostenbasierten Regulierung setzt die Anreizregulierung dynamische Impulse und beeinflusst dadurch sowohl die Verteilung der aktuellen Konsumenten- und Produzentenrente al auch die der Folgeperioden.

Abb. 3: Die Zielsetzungen bei zunehmendem Detaillierungsgrad der Regulierung Detaillierungsgrad:

Eigene Darstellung

Die Entgeltregulierung ist ein zentraler Baustein zur Gewährleistung des diskriminierungsfreien Zugangs zu den Strom- und Gasnetzen im Rahmen des disaggregierten Regulierungsansatzes. Hierzu müssen die Netzentgelte um netzspezifische Marktmacht bereinigt werden, so dass Netzkunden gegenüber vertikal integrierten Netzbetreibern nicht schlechter gestellt werden.

Die Anreizregulierung stellt eine Möglichkeit der Entgeltregulierung dar. Mit ihr wird zusätzlich die Absicht verfolgt, den Netzbetreiber zu Effizienzsteigerungen zu veranlassen. Durch Steigerung der produktiven Effizienz in Form von Kostensenkungen ist es ihm möglich Zusatzgewinne zu erwirtschaften. Im Zeitablauf werden die Kostensenkungen an die Netznutzer durch geringere Netznutzungsentgelte weitergegeben (Vgl. Günther 2006, S. 15). Von der Verbesserung der produktiven Effizienz profitieren somit zunächst die Netzbetreiber und dann die Netznutzer und Konsumenten.

Anreizregulierungssyteme sollten in ihrer Ausgestaltung die vier folgenden Anforderungen erfüllen um sachgerechte Ergebnisse zu erzielen (Vgl. Pfeiffenberger/Tye 1995, S. 770f):

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Simplizität: Der angewendete Mechanismus muss einfach, transparent und mit möglichst wenig Kostenaufwand verbunden sein. Zudem werden simple Instrumente von der Öffentlichkeit besser akzeptiert als komplexe Mechanismen.

Geeignete Anreizstrukturen: Die gesetzten Anreize müssen mit den Renditezielen der Unternehmen verknüpft sein und müssen sich auf Faktoren beziehen, die im Einflussbereich der Netzbetreiber liegen. Die Anreizstrukturen sollten zudem zu einer allokativ effizienten Preisstruktur führen.

Fairness: Das Verhältnis von Belohnungen und Strafen für das Unternehmen sollte ausgewogen sein und das Anreizsystem sollte eine „win-win-Situation“ schaffen, so dass sowohl die Kunden als auch das regulierte Unternehmen von der Regulierung profitieren. Planungssicherheit: Der Anreizmechanismus und die Dauer der Regulierungsperioden müssen vom Regulierer klar definiert werden und dürfen auch bei unerwarteten Ergebnissen nicht revidiert werden.

Diese Kriterien werden regelmäßig als Maßstab zur Beurteilung von Anreizregulierungssystemen genannt (z.B. Franz et al. 2005b, S. 7). Gelegentlich werden diesen Kriterien andere Namen gegeben, obwohl sich derselbe Sachverhalt dahinter verbirgt. So fasst Lowry (2006, S. 2ff.) die Kriterien Simplizität und geeignete Anreizstrukturen unter dem Namen ökonomische Effizienz zusammen. Der kanadische Gasversorger Union Gas Unlimited (2007, S. 5ff.) hingegen gibt eine Vielzahl an Kriterien an, die alle wiederum unter den vier oben genannten Kriterien zusammengefasst werden können. Anhand dieser Kriterien wird in Kapitel 9 das Gesamtkonzept beurteilt.

2.4 Das Konzept der Bundesnetzagentur im Überblick

Das Regulierungssystem der BNetzA sieht eine Erlösobergrenzenregulierung vor, da ein geringerer Informationsbedarf besteht als bei einer Price-Cap-Regulierung (Vgl. BNetzA 2006a, S. 61f.). Somit wird nur die Gesamtsumme der Erlöse als Obergrenze vorgegeben, wodurch den Unternehmen der größtmögliche Spielraum für die unternehmerische Freiheit gelassen wird. Die Festlegung der Obergrenze beruht auf einer Prognose der Netzbetreiber bezüglich der Absatzmenge während des Jahres. Über ein Regulierungskonto auf dem die Differenz zwischen dem Ist- und Planwert erfasst wird, sollen Mengenschwankungen berücksichtigt werden.

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Abb. 4: Bestimmung der Regulierungsvorgaben für die erste Regulierungsperiode

Eigene Darstellung

Die Ermittlung des Ausgangsniveaus erfolgt, wie bei der bisherigen kostenorientierten Regulierung auch, entsprechend der NEV. Die Kostendaten der Netzbetreiber werden einer regulatorischen Kostenprüfung unterzogen anhand derer das Ausgangsniveau bestimmt wird. Die angegebenen Kostendaten werden standardisiert und in beeinflussbare, vorübergehend nicht beeinflussbare und dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten unterschieden. Die beeinflussbaren Kosten werden verglichen und somit Effizienzunterschiede festgestellt. Auf dieser Grundlage werden den Netzbetreibern individuelle Produktivitätsvorgaben (X ind ) gemacht, die sie über vorgegebene Erlöspfade realisieren müssen (Vgl. BNetzA 2006a, S.76).

Neben den individuellen Vorgaben werden auch der ganzen Branche bezüglich der Produktivitätsentwicklung Vorgaben (X gen ) gesetzt. Während der X ind dem Unternehmen Vorgaben zum Abbau von Ineffizienzen gegenüber anderen Netzbetreibern macht, berücksichtigt der X gen die Produktivitätsveränderung des ganzen Sektors (Vgl. BNetzA 2006a, S. 166). Darüber hinaus wird das Regulierungssystem erweitert um Qualitätselemente, die die Ver-sorgungssicherheit und die angemessene Investitionstätigkeit des Netzbetreibers sicherstel-

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len sollen. Diese bestehen aus direkten Vorgaben an die Netzbetreiber, Pönalen und einem Bonus/Malus-Konto für Stromnetzbetreiber (Vgl. BNetzA 2006a, S. 134). Für einen Überblick über die Vorgehensweise in der ersten Regulierungsperiode siehe Abb. 4. Formal wird die Erlösobergrenze für Periode t (EO t ) nach folgender Formel und Definitionen gebildet:

KA dnb,t = dauerhaft nicht beeinflussbarer Kostenanteil im Jahr t der Regulierungsperiode KA vnb,0 = vorübergehend nicht beeinflussbarer Kostenanteil im Jahr Basisjahr X ind, t = Unternehmensindividuelle Effizienzvorgabe für das Jahr t KA b,0 = beeinflussbarer Kostenanteil im Basisjahr VPI t bzw. VPI 0 = Verbraucherpreisindex im Jahr t bzw. im Basisjahr Xgen t = genereller sektoraler Produktivitätsfortschritt im Jahr t EF t = Erweiterungsfaktor für das Jahr t Q t = Mehr-/Mindererlöse für Versorgungsqualität im Jahr t.

Abb. 5: Die Regulierungsformel

Nach den ersten beiden Regulierungsperioden sollen alle Netzbetreiber auf einem effizienten Niveau sein, von dem aus sie in den Yardstick-Competion übergehen. Bei dieser Regu-lierungsform werden den Unternehmen Vorgaben gesetzt, die aus einem Unternehmensvergleich resultieren, wodurch die Regulierung auf Informationen basiert, die für das einzelne Unternehmen nicht beeinflussbar sind. Unternehmen mit einer durchschnittlichen Produktivitätsentwicklung sollen eine durchschnittliche, angemessene Rendite erzielen, wobei es Unternehmen mit einer überdurchschnittlichen Produktivitätsentwicklung möglich sein muss eine höhere Rendite zu erzielen (Vgl. Rodgarkia-Dara 2007, S. 39f.)

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2.5 Der Zusammenhang zwischen dem Ausgangsniveau, dem X-Faktor und der Regulierungsperiode

In den nachfolgenden Kapiteln werden die einzelnen Elemente der Anreizregulierung nach dem Konzept der BNetzA separat betrachtet. Deshalb soll an dieser Stelle auf die Interdependenzen zwischen dem Ausgangsniveau, dem X-Faktor und der Länge der Regulierungsperiode eingegangen werden.

Das Ausgangsniveau wird häufig auf der Basis der Tarife vor Einführung der Anreizregulierung bestimmt, so dass die bisherigen Ist-Kosten des Unternehmens die Grundlage bilden. Eine andere Möglichkeit zur Bestimmung des Basiswertes ist die Ermittlung durch ein Benchmarking-Verfahren. Hierbei werden die Kosten von strukturell vergleichbaren Netzbetreibern gegenübergestellt um Ineffizienzen festzustellen (Vgl. Pfeifenberger/Tye 1995, S. 772f.).

Der X-Faktor (X ind und X gen sind hier zur Vereinfachung zusammengefasst) setzt am Ausgangsniveau an und gibt den zulässigen Erlöspfad für die Unternehmen vor. Diese Vorgaben müssen innerhalb einer Regulierungsperiode umgesetzt werden. Hat die Regulierungsbehörde die maximale Effizienz als Zielniveau am Ende der Regulierungsperiode, kann dies über verschiedene Wege erreicht werden. Sie kann das Ausgangsniveau in Höhe der Ist-Kosten festsetzen und dies mit einem hohen X-Faktor verbinden, woraus ein steiler Erlöspfad in Form von x 1 resultiert. Die Konsumenten profitieren durch den X-Faktor an den Rationalisierungsgewinnen der Unternehmen (Vgl. Grewe 1999, S. 26).

Eine andere Möglichkeit ist, im Rahmen eines Benchmarking-Verfahrens die durchschnittliche Effizienz zu ermitteln und dort das Ausgangsniveau festzusetzen. Um die maximale Effizienz zum Ende der Regulierungsperiode zu erreichen, wird nun aber ein geringerer X-Faktor und ein flacherer Erlöspfad (x 2 ) benötigt. Das absenken des Ausgangsniveaus unter die Ist-Kosten kann für ineffizient operierende Unternehmen starke Einschnitte bedeuten. Für die Verbraucher bedeutet es aber eine schnellere Erhöhung der Konsumentenrente. Je länger die Regulierungsperiode ist, desto mehr Zeit haben die Netzbetreiber die Produktivi-tätsvorgaben umzusetzen und desto flacher wird der Verlauf der Erlöspfade (x 1* , x 2* ).

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Abb. 6: Ausgangsniveau, X-Faktor und Dauer der Regulierungsperiode

Ist-Kosten

Ø-Effizienz

max-Effizienz

In Anlehnung an Schäffner 2007, S. 7

3. Das Ausgangsniveau

3.1 Ansprüche an die zu ermittelnde Datenbasis

Zu Beginn der Anreizregulierung muss die BNetzA eine einheitlich Datenbasis schaffen, um Effizienzunterschiede zwischen den einzelnen Unternehmen ermitteln zu können. Essentiell für das gerechte Wirken einer Anreizregulierung ist, dass hierbei von einem individuellen aber gleichartig ermittelten Ausgangsniveau ausgegangen wird (Vgl. Westermann et al. 2007, S. 54).

Nach dem EnWG §21a Abs. 4 hat der Regulierer die Aufgabe, das Ausgangsniveau zu Beginn einer Regulierungsperiode zu ermitteln. Darüber hinaus ist die Berücksichtigung von Effizienz und Wettbewerbsanalogie im § 21 Abs. 2 EnWG verankert. Demnach soll die Kostenkalkulation der Entgelte, der Betriebsführung eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Kosten, die sich unter Wettbewerb nicht eingestellt hätten, dürfen nicht berücksichtigt werden. § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG sieht vor, dass die Vorgaben der Regulierungsbehörde unter zumutbaren Maßnahmen erreichbar und übertreffbar gestaltet sein müssen. Somit muss es dem Netzbetreiber unter Ausschöpfung seines Potentials möglich sein, eine höhere Rendite zu erwirtschaften als die im EnWG vorgese-

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hene angemessene, risikoangepasste Verzinsung des eingesetzten Kapitals (Vgl. Baur et al. 2006, S. 87).

Die BNetzA leitet aus dem § 21 Abs. 2 EnWG ein sofortiges Absenken auf ein effizientes Kostenniveau ab (Vgl. BNetzA 2006a, S. 159). Demnach würde sich das Ausgangsniveau nicht an den Ist-Kosten der Netzbetreiber orientieren, sondern die Sollkosten eines effizienten Betreibers würden herangezogen werden. Dieses Vorgehen wird häufig als P 0 -Cut bezeichnet.

3.2 Gefahren bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus

Die grundsätzliche Gefahr bei der Bestimmung der Datenbasis besteht darin, diese falsch festzulegen. Der Basiswert einer Anreizregulierung wird häufig auf Grundlage der bisherigen Preise gebildet (Vgl. Grewe 1999, S.21). Wurden diese missbräuchlich unter Ausnutzung der Monopolstellung des Netzbetreibers gebildet, können die Preissenkungsvorgaben der Regulierungsbehörde auch ohne Kostensenkungen erreicht werden und die bisherigen Ineffizienzen bleiben bestehen. Zumindest in der ersten Regulierungsperiode bliebe die Anreizregulierung ohne Druck auf die Netzbetreiber.

Die Regulierungsbehörde muss in der Lage sein die tatsächlichen Ist-Kosten zu ermitteln. Generell liegt eine asymmetrische Informationsverteilung bezüglich der Kostenbedingungen zwischen dem Unternehmen und der Regulierungsinstanz vor (Vgl. Franz et al. 2005b, S. 6f.). Um einer besonders harten Regulierung zu entgehen und um einen möglichst großen Teil ihrer Monopolrenditen zu behalten, haben die Netzbetreiber Anreize, wie auch unter der kostenbasierten Regulierung, ihre wahren Kosten zu verschleiern und als möglichst hoch darzustellen.

Im Kontrast dazu besteht die Gefahr, die Netzbetreiber durch regulatorische Vorgaben zu überfordern. Wird das Ausgangsniveau so festgelegt, dass bestehende Ineffizienzen zu Beginn der Regulierungsperiode eine Gewinn reduzierende Wirkung haben, bedeutet dies einen Zuwachs an Konsumentenrente, da die Nachfrager von sinkenden Preisen profitieren (Vgl. Franz et al. 2005a, S. 91). Für suboptimal operierende Betreiber kann dies beträchtliche Anpassungslasten zur Folge haben, die sie an ihre wirtschaftlichen Grenzen bringen können, so dass die Gefahr des Marktaustrittes (Vgl. Elsenbast 2006, S. 137) oder des Bankrotts besteht. Für Regulierungsverfahren gilt, dass der Bankrott eines regulierten Unternehmens, insbesondere im Infrastrukturbereich, zu vermeiden ist (Vgl. Schäfer/Schönefuß 2006, S. 174).

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3.3 Das Vorgehen der BNetzA

Der am 04.04.07 veröffentlichte Entwurf einer Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze (ARegV) des Bundeswirtschaftsministeriums unterstützt den Vorschlag der BNetzA die unternehmensindividuellen Kostendaten gemäß der Netzentgeltver-ordnung (NEV) zu ermitteln (Vgl. BNetzA 2006a, S. 157). Somit wird das Startniveau im Rahmen einer Kostenprüfung entsprechend des Teil 2 Abschnitt 1 der StromNEV bzw. der GasNEV bestimmt. In der StromNEV wird die Ermittlung der Netzentgelte durch die §§ 5 bis 11 festgelegt; in der GasNEV gelten analog dieselben Vorschriften. Grundsätzlich gilt nach § 4 Satz 1 StromNEV/GasNEV, dass bilanzielle und kalkulatorische Kosten des Netzbetriebs nur insoweit anzusetzen sind, als sie den Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen haben nach § 10 Satz 3 EnWG ihre interne Rechnungslegung wie rechtlich selbständige Unternehmen zu führen.

Tab. 2: Vereinfachte Übersicht über die Kalkulation der Netzentgelte nach der NEV

Die Grundlage der Kalkulation bildet somit die Gewinn- und Verlustrechnung des Netzbetreibers. Die kalkulatorischen Kosten nach den §§ 6 - 8 stimmen nicht mit den realen Geld- und Güterströmen überein und somit auch nicht mit den bilanzierten Werten, sondern

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