Implementierung von Yardstick Competition in der deutschen Anreizregulierung von Gas- und Elektrizitätsversorgern

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1. Anreizregulierung in Deutschland
1.1 Zweck der Anreizregulierung
1.2 Struktur und Zielsetzung dieser Arbeit

2. Unterschiedliche Regulierungsverfahren in der leitungsgebundenen Energieversorgung
2.1 Regulierung von Netznutzungsentgelten natürlicher Monopole
2.2 Kostenbasierte Regulierungsformen
2.2.1 Rate-of-Return Regulierung
2.2.2 Cost-Plus-Regulierung
2.3 Anreizregulierung von Gas- und Elektrizitätsversorgem in Deutschland
2.3.1 Price-Cap- und Revenue-Cap-Regulierung
2.3.2 Das Prinzip der Yardstick-Regulierung
2.3.3 Vergleich vorgestellter Regulierungskonzepte

3. V ergleichswettbewerb
3.1 Effizienzvergleiche in der Anreizregulierung
3.2 Zentrale Elemente der Effizienzanalyse im Rahmen der Anreizregulierung .

4. Regulatorisches Benchmarking mit DEA und SFA
4.1 Data Envelopment Analysis
4.2 Stochastic Frontier Analysis
4.3 Vergleich SFA und DEA

5. Fazit und Ausblick

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Darstellung SFA und DEA

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1 : Darstellung SFA und DEA

Abkürzungsverzeichnis

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1. Anreizregulierung in Deutschland

In Deutschland werden seit dem Jahr 2009 die Ent­gelte der Verteilnetzbetreiber (VNB) in der Ener­giewirtschaft mit der Anreizregulierung gesteuert. Die Regeln der Anreizregulierung werden in der Anreizregulierungsverordnung (ARegV)^[1] festge­legt und von der Bundesnetzagentur (BNetzA) umgesetzt.^[2]

1.1 Zweck der Anreizregulierung

Die staatliche Entgeltregulierung ist notwendig um die Netznutzer zu schützen, da die VNB als na­türliche Monopole agieren.^[3] Ziel der Anreizregu­lierung ist es den VNB Anreize für kostensen­kende Effizienzsteigerungen zu setzen. Die An­reizregulierung basiert auf dem ״Yardstick Com­petition Mechanismus“, einem Vergleichswettbe­werb mit dem Benchmarking-Prinzip als Kern- stück.^[4] Über das Benchmarking-Verfahren können die regulierten monopolistischen Unternehmen (U) in der Energiewirtschaft, aufgrund des fehlen­den direkten Wettbewerbs in einem fiktiven Wett­bewerb, miteinander verglichen werden. Im Rah­men dieser Arbeit werden die beiden Benchmar­kingverfahren (Effizienzanalysemethoden) Data Envelopment Analysis (DEA) und Stochastic Frontier Analysis (SFA) betrachtet.^[5]

1.2 Struktur und Zielsetzung dieser Arbeit

Im ersten Schritt wird die Problematik der natürli­chen Monopole und der Bedarf ihrer Regulierung vorgestellt. Der Übergang von bisherigen Regulie­rungskonzepten deutscher Elektrizitäts- und Gas- versorgungsuntemehmen zu der Aktuellen wird erläutert. Dabei soll der Effekt anreizorientierter Regulierung auf Kostensenkung, Produktivitäts­Steigerungen und Qualitätsverbesserungen bei den Strom- und GasVNB verdeutlicht werden.^[6] Im Fo­kus steht der Bereich der Strom- und Gasvertei­lungsnetze, die insbesondere von dem natürlichen Monopolcharakter geprägt sind.^[7]

Im nächsten Schritt werden die Spezifikationen der DEA und der SFA vorgestellt. Beide statisti- sehe Schätzmethoden sind notwendig für den Effi­zienzvergleich, und danach die Netzentgelte jeder Regulierungsperiode festzulegen. Im anschließend folgenden Hauptteil der Arbeit werden die vorge­stellten Methoden hinsichtlich ihrer Stärken und Schwächen miteinander verglichen. Zum Schluss erfolgt die Zusammenfassung der Ergebnisse so­wie ein Ausblick auf alternative Ansätze statisti­scher Effizienzmessungsmethoden, die das Ziel haben bestehende Schwächen aufzulösen.

2. Unterschiedliche Regulierungsverfahren in der leitungsgebundenen Energieversorgung

Die untersch. Regulierungsansätze sollen die In­formationsasymmetrien zwischen Regulator und den monopolistischen и abbauen, den VNB ge­winnmaximierende Anreize setzen und die Wohl­fahrt im Verbraucherinteresse maximieren.^[8] Die kostenbasierte Regulierung stellt die Kostende­ckung für eine garantierte Versorgungssicherheit, die anreizbasierte Regulierung dagegen zuneh­mendes effizientes Wirtschaften und Produktīvi- tätssteigerung der VNB an erster Stelle.

2.1 Regulierung von Netznutzungsentgelten natürlicher Monopole

Bei den Strom- und Gas VNB handelt es sich um natürliche Monopole mit einer besonderen Kos- tenstruktur.^[9] Vor dem Hintergrund hoher Fixkos­ten und niedriger Grenzkosten, sind die Gesamt­kosten minimal, wenn nur ein ? den Markt be- dient.^[10] Um Wohlfahrtsverluste zu vermeiden, ist es daher vorteilhaft, in einem bestimmten Versor­gungsgebiet nicht parallele Strom- und Gaslei­tungsnetze verschiedener u. auszubauen.^[11] Daher haben sich insbesondere im Bereich der Vertei­lungsnetze leitungsgebundener Energi ever sor- gungsunternehmen regionale natürliche Monopole etabliert.^[12] Darüber hinaus bestehen größtenteils irreversible Kosten hinsichtlich der Transportini- rastruktur zur Strom- und Gasverteilung. Ebenso gibt es kein Substitut für den Strom- und Gastrans­port, was die vorliegenden monopolistischen Eng­pässe erklärt.^[13] Infolge des fehlenden direkten Wettbewerbs und der möglichen Gefahr, dass die VNB ihre Monopolstellung ausnutzen könnten, werden sie in ihrer Preissetzung durch die BNetzA staatlich reguliert.^[14] Die Preise für die Nutzung von Strom- und Gasnetzen sollen derart eingestellt sein, wie es unter Wettbewerbsbedingungen der Fall wäre. Die BNetzA ist dafür verantwortlich ei­nen diskriminierungsfreieren Netzzugang im Be­reich der Energieversorgung^[15] und einen funkti­onsfähigen Wettbewerb auf den Märkten für Ener­gieerzeugung, -handel, -vertrieb sicherzustellen.^[16]

2.2 Kostenbasierte Regulierungsformen

Vor 2009, ehe ?der Siegeszug des Anreizregulie­rungsverfahren (zum) Ende des letzten Jahrhun­derts begann“^[17], wurden die Netznutzungsentgelte in Deutschland, also der Preis für die Durchleitung von Strom und Gas, nach einem kostenorientierten Verfahren gebildet. Hier sind die beiden Verfahren Rendite- (RoR-Regulation) und Kostenzuschlags­regulierung (Cost-Plus-Regulation) zu nennen. Diese Regulierungsverfahren orientieren sich aus­schließlich an der tatsächlichen Kostenstruktur des jeweils betrachteten El, um die zulässigen Erlöse zu beschränken.

2.2.1 Rate-of-Return Regulierung

Bei der RoR-Regulierung wird dem regulierten El. auf seiner Kapitalkostenbasis eine feste Kapital­rentabilität vorgeschrieben. Das El erhält einen Ka- pitalertrag^[18], der zwischen den potenziellen Erträ­gen im Wettbewerb und denen im Monopol liegt.^[19] Wird die vorgeschriebene Rentabilitätsgrenze überschritten, muss das El die Preise senken.^[20] Die Konsequenz daraus ist, dass kein Anreiz besteht, die eigenen (Kapital-)Kosten zu minimieren. Im Gegenteil versucht das regulierte ? seinen Kapitaleinsatz zu maximieren, da mit jeder zusätz- liehen Einheit an eingesetztem Kapital auch der Gewinn höher ausfallen darf. Infolgedessen wird die Arbeitsnachfrage verdrängt und das optimale Verhältnis der Einsatzfaktoren zugunsten des Ka- pitáis verzerrt.^[21] Diesen Sachverhalt beschreibt der Averch-Johnson-Effekt.^[22] Alles in allem führt die RoR-Regulierung zu einer ineffizienten überkapi­talisierung des Us, da die Faktorkombination nicht kostenminimal und damit nicht optimal ist.

2.2.2 Cost-Plus-Regulierung

Im Vergleich zur RoR-Regulierung, beschränkt die Cost-Plus-Regulierung die Erträge der VNB in Höhe ihrer tatsächlichen Gesamtkosten, erweitert um einen Aufschlag (Markup). In Konsequenz wird das regulierte ? versuchen die tatsächlichen Gesamtkosten anzuheben, um einen höheren Ge­winn einzufahren.^[23] Dies führt zu negativen Wohl­fahrtseffekten, da Ressourcen verschwendet wer- den.^[24]

2.3 Anreizregulierung von Gas- und

Elektrizitätsversorgern in Deutschland

Seit Anfang 2009 müssen mehr als 1600 VNB in Deutschland, die Endverbraucher mit Elektrizität und Gas versorgen, Entgelte für die Nutzung ihrer Strom- und Gasnetze nach der Methode der An­reizregulierung bilden.^[25] Der Bereich anreizorien­tierter Regulierungsansätze gliedert sich auf in die Price-Cap-^[26], Revenue-Cap-,^[27] und die Yardstick­Regulierung. Im Gegensatz zu der kostenbasierten Regulierung, werden nach phasenweiser Entkop­pelung der Erlöse von den Kosten, nicht wie zuvor die Erträge, sondern das Preis- oder Erlösniveau durch Obergrenzen beschränkt.^[28] Die VNB kön­nen höhere Gewinne realisieren, indem sie Kosten senken und diese während einer Regulierungsperi­ode von mehreren Jahren einbehalten.

2.3.1 Price-Cap- und Revenue-Cap-Regulierung

Die Kosteneffizienzanreize einzelner Strom- und Gas VNB werden bei diesen Regulierungsformen verstärkt^[29], indem effizientere Arbeit in Form von innovativen, kostensenkenden Maßnahmen zu hö­heren Gewinne führt.^[30] Um final eine Price-Cap bzw. Revenue-Cap für den gesamten Umsatz des VNB festzulegen, werden die Erlöse weitgehend von den Kosten der regulierten ? isoliert.^[31] Der Monopolist kann unterhalb der festgelegten Ober­grenze durch die Regulierungsbehörde, seine Preisstruktur frei gestalten und den innerhalb der Regulierungsperiode erwirtschafteten Zusatzge­winn einbehalten.^[32] Folglich sind die Information­sasymmetrien über die tatsächliche Kostenstruktur nicht entscheidend.

2.3.2 Das Prinzip der Yardstick-Regulierung

Yardstick Competition steht für einen Vergleichs- Wettbewerb^[33] und bildet den zugrundeliegenden Ansatz des Anreizregulierungsmodells deutscher Energieversorgungsnetze.^[34] Diese ist als wir­kungsvollere Ausgestaltung der Obergrenzen-Re- gulierungsformen zu betrachten, indem Informati­onen über andere ? genutzt werden.^[35] Die Abhän­gigkeit der Preise des jeweiligen Monopolisten von seinem selbstgewählten Kosten- oder Investi­tionsniveau wird weitgehend vermieden und seine Leistung (Performance) stattdessen in Relation zu der, über das Benchmarking ermittelten Leistung anderer ? bewertet. Die Regulierungsbehörde nutzt die Informationen über die beobachteten Kosten einer hinreichend großen Anzahl ?ver- gleichbarer, nicht-konkurrierender, aber anderwei­tig (möglichst) identische(r) U“, die auf unabhän­gigen, jedoch vergleichbaren Märkten mit ver­gleichbaren Marktgegebenheiten agieren.^[36] Die Kosten des (Yardsticks) Vergleichsmaßstabs bil­den sich aus den Durchschnittskosten aller berück­sichtigten u. Das gerade betrachtete ? bleibt hier außen vor. Alternativ kann für die Yardstick­Funktion auch die Kosten- und Produktionseffizi­enz der Besten der Branche oder eines fiktiven Re- ferenzuntemehmens bezogen werden. Aus der Ge­genüberstellung aller anderen ? zum Yardstick, kann ihre individuelle In(-effizienz) bestimmt werden, um entsprechend Effizienzsteigerungs­maßnahmen zu realisieren.^[37] Alles in allem erlaubt das System der Yardstick Competition, auf den re­gulierten Strom- und Gasmärkten einen vollkom­menen Wettbewerb nachzubilden, der unter gewöhnlichen Umständen nicht stattfinden würde.^[38] Man spricht daher von einem fiktiven Wettbewerb, um die VNB, die als natürliche Mo­nopole vorliegen, miteinander zu vergleichen. Das Benchmarking-Verfahren erlaubt die strukturellen und technologischen Unterschiede der ? auf den unabhängigen Vergleichsmärkten zu berücksichti- gen.^[39] Folglich werden die Informationsasymmet­rien zwischen Regulierer und Monopolisten redu- ziert.^[40] Der VNB soll möglichst die erfolgsrele­vanten Vorgaben zur effizienten Leistungssteige­rung weitgehend übertreffen, indem er effizienter ist als der Yardstick.^[41]

2.3.3 Vergleich vorgestellter Regulierungskonzepte

In Anbetracht der Moral-Hazard-Problematik^[42] können kostenbasierte Regulierungskonzepte nicht als allgemeine Regulierungsform bestehen. Die marktmachtbedingten Gewinne des Monopo­listen werden zwar beschränkt, jedoch besteht ein Anreiz zur Überkapitalisierung (Averch-Johnson- Effekt) durch die Ausrichtung an bspw. den Kapi­talkosten des u.^[43] Um die Schwachstellen dieser Regulierungskonzepte auszugleichen und die Effi­zienz zu erhöhen wurden anreizorientierte Regu­lierungsformen eingeführt. Im Rahmen dessen wurde das Benchmarking von Verteilungsunter­nehmen implementiert, das die Unterschiede zum besten u verdeutlicht. Durch entsprechende Maß­nahmen können gezielt Anreize gesetzt werden.^[44]

[...]

^[1] Vgl. ARegV (2007).

^[2] Vgl. Bundesnetzagentur (2017).

^[3] Vgl. Mtiller/Vogelsang (1979); Borrmann/Finsinger, (1999); Knieps (2001).

^[4] Vgl Shleifer (1985); Littlechild. (1983); Baumol (1982); Finsinger/ Vogelsang (1981).

^[5] Vgl. Jamasb/ Pollitt (2003) sowie Farsi et al. (2007) für einen theoretischen Überblick über untersch. Benchmarkingmethoden und ihre regulatorische Anwendung

^[6] Vgl. Joskow (2006).

^[7] Vgl. Drasdo et al.(1998), S.35-36.

^[8] Vgl. Church/Mansell(1995).

^[9] Vgl. § 11 ff. des EnWG (2005): Definition. Stromnetzbetreiber sind u, welche Stromnetze bauen, warten, er­ neuern und ausbauen. Zu ihren Pflichten zählt es, dass jeder Haushalt in dessen Zuständigkeitsbereich an das Stromnetz angeschlossen wird und mit konstanter Leistung Strom beziehen kann. Diese Pflicht ist Teil der ,,Versorgungsaufgabe“.

^[10] Vgl. Seifert (2014).

^[11] Vgl. Bundesnetzagentur (2017).

^[12] Vgl. Agrell et al. (2014), S.13: Bundesnetzagentur (2017)..

^[13] Vgl. Z.B Finger et al. (2009) inkl. Diskussion für Strommarkt.

^[14] Vgl. Baumol (1977): Sharkey (1982).

^[15] Siehe § 20 EnWG

^[16] Die gesetzlichen Grundlagen für die Tätigkeit der Bundesnetzagentur im Energiebereich sind das Energiewirt­ Schaftsgesetz (EnWG) und das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG).

^[17] Vgl. Goetz. G./Heim. S./Schober. D. (2014b). s. 294.

^[18] Kapitalrentabilität errechnet sich aus dem Quotient der Nettoerlöse zum Anlagen- bzw. Kapitalwert und stellt die Nebenbedingung dar. unter der ein Monopolist seinen Gewinn maximiert

^[19] Vgl. Müller. C./Growitsch. C./Wissner. M. (2011). s. 161.

^[20] Vgl. Averch/ Johnson (1962).

^[21] Vgl. Knieps (2005).

^[22] Vgl. Averch/ Johnson (1962); wurde bereits 1962 von den beiden Ökonomen Harvey Averch und Leland L. Johnson beschrieben

^[23] Vgl. Endres/Martiensen (2007). s. 500 f.

^[24] Vgl. Knieps (2015).

^[25] Vgl. Seifert (2014); Diese ist durch das Inkrafttreten der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) der Energie­ Versorgungsnetze vom 6.11.2007 in Deutschland eingeführt worden.

^[26] Höchstpreis- bzw. Preisobergrenzen-Regulierung

^[27] Erlösobergrenzen-Regulierung

^[28] Vgl. Hense /Schaffner (2004); Die Obergrenze wird anhand der allgemeinen Inflationsrate und der Produktivi- tätsentwicklung eines Durchschnittsunternehmens in der gleichen Branche angepasst

^[29] Vgl. Joskow (2006).

^[30] Vgl. Bundesnetzagentur (2005a)

^[31] Vgl. Goetz/Heim/Schober (2014a). S.15 f.

^[32] Vgl. Hense/Schäffner (2004) zitiert nach: Müller/Gorwitsch/Wissner (2010), s. 15 f.

^[33] Gleichbedeutend zu Benchmarking

^[34] Vgl Shleifer (1985); Littlechild. (1983); Baumol (1982); Finsinger/Vogelsang (1981).

^[35] Vgl. Goetz/Heim/Schober (2014a). s. 15 f.

^[36] Vgl. Goetz/Heim/Schober (2014b). s. 299.

^[37] Vgl. Joskow. P.L. (2005). s. 144; dazu auch Müller/Growitsch./Wissner (2011). s. 165 f.

^[38] Vgl. Elsenbast, w. (2008). s. 398.' Shleifer (1985).

^[39] Vgl.coenen/Haucap (2012). S.12.

^[40] Siehe §19 Abs.1 mit Abs.4Nr.2 GWB (Als-ob-Wettbewerb. Vergleichsmarktkonzept)

^[41] Vgl. Knieps (2001). S.107; Armstrong et al. (1994); Riechmann (1995); Dnes et al. (1998)

^[42] Moral hazard: Im Sinne einer Gefahr, dass überflüssige Kosten produziert werden, die zum Nachteil der Verbraucher auf die Netzentgelte überwälzt werden; Vgl. Diekmann. J./Ziesing. H.-J./Leprich. u. (2006). s. 20.

^[43] Vgl. Averch/ Johnson (1962).

^[44] Vgl. Auer (2002). s.17.