Effizienzvergleich von Stromnetzbetreibern mit

Hilfe der ,,Stochastischen Frontier Analyse" in der

Anreizregulierung

Diplomarbeit

von

Hans-Günther Platz

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Studiengang:

Elektro- und Informationstechnik

Vertiefungsrichtung:

Elektrische Energietechnik

Semester:

Wintersemester 07/08

Durchgeführte Firma:

N-ERGIE Netz GmbH

Abteilung:

Steuerung (NNG-ST)

Ort:

Nürnberg

Datum:

21. Februar 2008

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Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis 3

Abkürzungen und Formelzeichen

5

1.

Einleitung

8

1.1 Bedeutung des Effizienzvergleichs für die Anreizregulierung

10

1.2 Zielsetzung

11

1.3 Aufbau der Arbeit

12

2.

Analyse der Effizienzvergleichsmethoden

13

2.1 Referenznetzanalyse

13

2.2 Parametrische Methoden

15

2.2.1 Ordinary Least Squares (OLS)

18

2.2.2 Corrected Ordinary Least Square (COLS)

26

2.2.3 Modified Ordinary Least Squares (MOLS)

27

2.2.4 Stochastic Frontier Analyse

(SFA)

30

2.3 Nicht-parametrische Methoden

39

2.3.1 Data Envelopment Analysis (DEA)

39

3.

Datenbank für den Effizienzvergleich

43

3.1 Exogenen Parameter

43

3.2 Endogene Parameter

46

3.3 Qualität der Daten

51

3.4 Kostenfunktion

53

3.4.1 Cobb-Douglas Kostenfunktion

54

3.4.2 Translog-Kostenfunktion

56

3.5 Korrelationen bei Verwendung der Cobb-Douglas Kostenfunktion

58

3.6 Signifikanz

61

3.7 Feststellen von Ausreißern

62

3.7.1 Influente Beobachtungen bei parametrischen Methoden

62

3.7.2 Influente Beobachtungen bei nicht parametrischen Methoden

65

3.8 Zusammenfassende Aussagen über die Datenbank

67

4.

Untersuchung der SFA

69

4.1 Verwendete Software

69

4.2 ,,normaler" Effizienzvergleich

70

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Inhaltsverzeichnis

4.2.1 Frontier vs. Limdep

71

4.2.2 DEA vs. SFA

72

4.2.3 Festlegung der Effizienzgrenze

74

4.3 Einfluss von veränderten Eingangsdaten

75

4.3.1 Veränderung des endogenen Parameters bei allen Netzbetreibern

75

4.3.2 Veränderung des endogenen Parameters bei einem Netzbetreiber

77

4.3.3 Einfluss der exogenen Parameter

87

4.4 Das vereinfachte Verfahren

93

4.5 Änderung der Kostenfunktion

98

4.6. Konfidenzintervalle der Effizienzwerte

100

5.

Zusammenfassung

102

6.

Ausblick

104

Literaturverzeichnis

105

Tabellenverzeichnis

108

Abbildungsverzeichnis

109

Anhang

110

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Abkürzungen und Formelzeichen

Abkürzungen und Formelzeichen

Abkürzungen

ARegV Anreizregulierungsverordnung

BNetzA Bundesnetzagentur

COLS

Corrected Ordinary Least Square

DB

Datenbank

DEA

Data Envelopment Analysis (Dateneinhüllende Analyse)

DMU

Decision

Making

Unit

(Entscheidungseinheiten)

EnWG

Energiewirtschaftsgesetz

EVU

Energieversorgungsunternehmen

HS

Hochspannung

LRegB

Landesregulierungsbehörde

ML

Maximum-Likelihood

MOLS

Modified Ordinary Least Squares

MS

Mittelspannung

NB

Netzbetreiber

NS

Niederspannung

OLS

Ordinary Least Squares (Methode der kleinsten Quadrate)

SFA

Stochastic

Frontier

Analyse

(stochastische Frontier Analyse)

StromNEV

Stromnetzentgeltverordnung

StromNZV

Stromnetzzugangsverordnung

VDN

Verband

deutscher

Netzbetreiber

vV

vereinfachtes

Verfahren

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Abkürzungen und Formelzeichen

Formelzeichen

a

:Additive Konstante der Regressionsgeraden

AP

:Arbeitspreis [ct/kWh]

b

:Regressionskoeffizient der Regressionsgeraden

0

:Additive Konstante der ,,tatsächlichen" Geraden

p

:Koeffizient für die Steigung der ,,tatsächlichen" Geraden

e

:Residuum

EE

:Kosteneffizienz (

E

conomic

E

fficiency)

(.)

:Dichtefunktion der Standardnormalverteilung

(.)

:Verteilungsfunktion der Standardnormalverteilung

h

:Effizienz

(DEA)

i

:Index des Netzbetreiber

JE

:Jahresentnahme [kWh]

JNutz

:Durchschnittliche Jahresnutzungsstunden [h/a]

k

:Durchschnittliche Kosten [ct/kWh] für die Durchleitung

K

:Gesamtkosten [] der Spannungsebene

LP

:Leistungspreis [/kWa]

p

:Index der unabhängigen Variabeln

r

:Korrelationskoeffizient

2

r

:Bestimmtheitsmaß

SQE

:durch die Regressionsgerade erklärte Quadratsumme

SQT

:Gesamtquadratsumme

u

:Streuung der Ineffizienzen

v

:Streuung der Störgröße

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Abkürzungen und Formelzeichen

u

:Ineffizienz

uT

:Aggregationsgewicht der Outputgröße

v

:Störgröße

vT

:Aggregationsgewicht der Inputgröße

x

:Unabhängige Variable / exogener Parameter

x

:arithmetisches Mittel von

x

y

: Abhängige Variable / endogener Parameter (Kosten)

y

^

:Schätzwert der abhängigen Variabeln

y

:arithmetisches Mittel von

y

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Einleitung

1. Einleitung

Energieversorgungsunternehmen nehmen in der Volkswirtschaft eine besondere Rolle ein. Sie

liefern die Grundlage für eine funktionierende Wirtschaft sowie für den Wohlstand und die

Lebensqualität eines Landes. Die Versorgung mit Wasser, Gas und Strom muss immer

gewährleistet sein. Das im Jahr 1935 erlassene Energiewirtschaftsgesetz hatte als oberstes

Ziel die Sicherstellung sowie den Aufbau einer flächendeckenden Energieversorgung. Der

Wettbewerb sollte ausdrücklich verhindert werden, um den volkswirtschaftlich schädlichen

Auswirkungen des Kapitalismus nicht ausgesetzt zu sein. Zur Vermeidung von Missbrauch

der Marktstellung, wurde eine große Anzahl von gesetzlichen Bestimmungen, Kontrollen und

Auflagen eingeführt.

Im Jahr 1996 legte das europäische Parlament und der europäische Rat fest, dass die

Mitgliedsstaaten die erforderlichen Maßnahmen treffen müssen, damit die

Elektrizitätsunternehmen in ihrer internen Buchführung getrennte Konten für ihre

Erzeugungs,- Übertragungs- und Verteilungsaktivitäten führen. Damit war der erste Schritt in

Richtung Unbundling (Entflechtung) getan.

Im April 1998 trat das Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts (EnWG) in

Kraft. Mit ihm wurden die festgelegten Grenzen der Versorgungsgebiete aufgehoben. Die

Energieversorger können nun mit den Gemeinden Konzessionsverträge abschließen, um das

Netz zu übernehmen und damit ihr Versorgungsgebiet zu vergrößern.1

Die Preisaufsicht und die allgemeine Anschluss- und Versorgungspflicht galt und gilt

weiterhin.

Im zweiten Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts vom 7. Juli 2005 wird die

Entflechtung der Energieversorgungsunternehmen geregelt. Es erfolgt die Trennung vom

natürlichen Monopol, dem Netz und dem Teil des Unternehmens, der sich wie ein ,,normales"

Unternehmen im freien Wettbewerb behaupten kann. Bei Netzbetreibern an deren Netz mehr

als 100.000 Kunden angeschlossen sind, ist der Netzbereich in eine neue Gesellschaft

auszugliedern.2 Damit wird die Diskriminierungsfreiheit gewährleistet, d.h. der Kunde wird in

seiner Wahl des Energieversorgers vom Netzbetreiber nicht beeinflusst.

Die Netzbetreiber werden weiterhin staatlich reguliert. Für Netzbetreiber mit mehr als

100.000 Kunden oder einem Versorgungsgebiet über die Landesgrenzen hinaus ist zur

1 vgl. §13 und §14 des EnWG von 1998

2 vgl.§8 (6) [EnWG2005]

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Einleitung

Überwachung, seit 2006 die Bundesnetzagentur (BNetzA) verantwortlich. Für die restlichen

Unternehmen ist die Landesregulierungsbehörde (LRegB) zuständig. Die Regulierung erfolgt

im Rahmen der Kostenregulierung durch die jährliche Festlegung des Netznutzungsentgeltes

für jeden einzelnen Netzbetreiber.

In §21a des EnWG aus dem Jahr 2005 wird die

Anreizregulierung

als Alternative zur

Festlegung der Netznutungsentgelte beschrieben. Aufgrund dieses Paragraphen wird zur

konkreten Umsetzung die Anreizregulierungsverordnung (ARegV) vom 29. Oktober 2007

verfasst.

Abbildung 1.1: Entwicklung zum liberalisierten Energiemarkt

In Abb. 1.1 ist die Entwicklung zum liberalisierten Energiemarkt in Deutschland als Übersicht

dargestellt. Im Jahr 2009 erfolgt der nächste Schritt der Liberalisierung, die Anreizregulierung

der Netzbetreiber. Sie hat zum Ziel einen Wettbewerb der Unternehmen untereinander zu

simulieren. Es soll ein Anreiz zur Kostensenkung und Effizienzsteigerung geschaffen werden.

Dabei werden im Strombereich die Kosten von den Erlösen für fünf Jahre (eine

Regulierungsperiode)3 voneinander entkoppelt. Die Unternehmen bekommen für die jeweilige

Regulierungsperiode eine Erlösvorgabe (Erlöspfad) vorgegeben. Gelingt es den Unternehmen

im Verlauf der Regulierungsperiode ihren Kostenpfad unter den Erlöspfad zu senken, können

sie die dadurch erzielten Gewinne bis zum Ende der Periode einbehalten. Zu Beginn der

zweiten Regulierungsperiode findet erneut ein Kosten-Erlös-Abgleich statt.

3 vgl. §3 (2) [ARegV2007]

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Einleitung

Laut ARegV hat die erste Regulierungsperiode am 1. Januar 2009 zu beginnen.4

Die Erlösobergrenze für die einzelnen Netzbetreiber wird zuvor mit Hilfe eines bundesweiten

Effizienzvergleichs bestimmt.

1.1 Bedeutung des Effizienzvergleichs für die Anreizregulierung

Der Effizienzvergleich spielt in der Anreizregulierung eine zentrale Rolle. Dies wird deutlich

durch die Gleichung zur Bestimmung der Erlösobergrenze5 (vgl. Anhang 8.9).

Am Beispiel eines Netzbetreibers wird diese beschrieben. Nehmen wir an, dass die

Gesamtkosten des Unternehmens bei 100 Millionen liegen. Die dauerhaft nicht

beeinflussbaren Kosten werden auf 40% geschätzt. Die verbleibenden 60% sind die von ihm

zu beeinflussenden Kosten (60 Mio. ). Im Zuge des Effizienzvergleichs erhält der

Netzbetreiber auf diesen Teil der Gesamtkosten einen angenommen Effizienzwert von 80%.

Es werden somit 80% als vorübergehend nicht beeinflussbare Kosten (48 Mio. ) und 20% als

beeinflussbare Kosten (12 Mio. ) eingestuft. Diese Kosten entsprechen der festgestellten

Ineffizienz des Netzbetreibers und müssen abgebaut werden. Dies ist in Abb. 1.2 verdeutlicht.

Abbildung 1.2: Bestimmung der Erlösobergrenze

4 vgl. §3 (1) [ARegV2007]

5 vgl. Anlage 1 der ARegV zu § 7

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