Probleme des Investitionsverhaltens und der Versorgungsqualität im Konzept der Bundesnetzagentur zur Anreizregulierung nach § 21a EnWG

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung

2. Grundlagen zur Einführung der Anreizregulierung
2.1. Der Sonderweg der Regulierung des deutschen Stromnetzes
2.2. Marktversagen infolge von natürlichen Monopolen
2.3. Wirtschaftspolitische Eingriffsmöglichkeiten bei natürlichen Monopolen
2.3.1. Renditeregulierung
2.3.2. Anreizregulierung
2.3.2.1. Praktische Anwendungen von Anreizregulierungssystemen
2.3.2.2. Empirische Studien zu Anreizregulierungssystemen
2.4. Das Anreizregulierungskonzept der BNetzA
2.4.1. Ziele der Anreizregulierung
2.4.2. Das Gesamtkonzept der BNetzA
2.4.3. Der Entwicklungsprozess des Konzepts
2.4.4. Ungelöste Probleme innerhalb des Konzepts
2.4.5. Ausblick auf zukünftige Regulierungsperioden

3. Die Versorgungsqualität im Konzept der BNetzA

4. Die Problematik des Investitionsverhaltens
4.1. Die Behandlung des Kapitalbestandes
4.1.1. Die Berücksichtigung der Kapitalkosten im Benchmarking
4.1.1.1. Vorschläge der BNetzA
4.1.1.2. Internationale Erfahrungen
4.1.1.3. Bewertung der Vorschläge der BNetzA
4.1.2. Gewährleistung einer Mindestrendite
4.1.2.1. Vorschläge der BNetzA
4.1.2.2. Internationale Erfahrungen
4.1.2.3. Bewertung der Vorschläge der BNetzA
4.2. Die Berücksichtigung der Ersatzinvestitionen
4.2.1. Exkurs: Investitionsbudgets
4.2.2. Vorschläge der BNetzA
4.2.3. Internationale Erfahrungen
4.2.4. Bewertung der Vorschläge der BNetzA
4.3. Die Berücksichtigung der Erweiterungsinvestitionen
4.3.1. Internationale Erfahrungen
4.3.2. Vorschläge der BnetzA für Verteilnetzbetreiber
4.3.3. Bewertung der Vorschläge der BNetzA
4.3.4. Vorschläge der BNetzA für Übertragungsnetzbetreiber
4.3.5. Bewertung der Vorschläge der BNetzA
4.4. Zwischenfazit

5. System der Qualitätsregulierung
5.1. Die Mechanismen der Qualitätsregulierung
5.1.1. Veröffentlichung
5.1.2. Mindeststandards
5.1.3. Qualitäts-Anreizsystem
5.1.4. Integration der Qualität ins Benchmarking
5.2. Probleme der Qualitätsregulierung
5.2.1. Die Verwendung von Kennzahlen
5.2.2. Messung des aktuellen Qualitätsniveaus
5.2.3. Messung der Kundennachfrage nach Versorgungsqualität
5.2.4. Die Kostenfunktion der Unternehmen
5.2.5. Das Problem der Hysterese
5.2.6. Behandlung der Übertragungsnetzbetreiber
5.3. Vorschläge der BNetzA zu einer Qualitätsregulierung
5.4. Internationale Erfahrungen
5.5. Bewertung der Vorschläge
5.6. Zwischenfazit

6. Zusammenfassung und Ausblick

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Einflussmöglichkeiten des Regulierers auf die Versorgungsqualität

Abbildung 2: Durchschnittliche Unterbrechungsdauer der Stromversorgung je Kunde 2005 in Minuten

Abbildung 3: Das Defizitproblem bei sinkenden Durchschnittskosten

Abbildung 4: Optimalen Versorgungsqualität für einen Konsumenten

Abbildung 5: Kapitalisierung von OPEX als Antwort auf Benchmarkingverfahren

Abbildung 6: Kalkulatorische Kostenrechung und Annuitätische Kostenrechung

Abbildung 7: Vergleich von Investitionsbudgets und dem Aufschlag kalkulatorischer Kosten auf die Erlösgrenze

Abbildung 8: Verschiedene Anreizschemen zur Sicherung der Versorgungsqualität

Abbildung 9: Bestimmung des optimalen Qualitätsniveaus, abhängig von Zahlungs-bereitschaft und Kostenstruktur

Abbildung 10: Auswirkungen der Hysterese auf Kosten und Erlöse

Abbildung 11: Qualitätsregulierung im Konzept der BNetzA

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einleitung

Anreizregulierungssysteme erfreuen sich in den letzten Jahrzehnten immer größerer Popularität. Durch die zeitweilige Entkopplung von Erlösen und Kosten wird erwartet, dass für die regulierten Unternehmen Anreize entstehen, ihre Leistungen effizienter zu erbringen. Weltweit werden deshalb mehr und mehr Netzsektoren, u.a. Strom, Telefon, Wasser oder der Bahnverkehr, durch diese Regulierungsform reguliert.^[1] Schon im Jahr 2003 haben neun der damals 16 EU-Mitgliedsstaaten für die Stromnetze eine Form der Anreizregulierung angewendet. ^[2]

Ab dem 1. Januar 2008 sollen nun auch die deutschen Stromnetze durch eine Anreizregulierung kontrolliert werden. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am 1. Juli 2006 einen Bericht zur Anreizregulierung nach § 21a EnWG vorgelegt, in dem die mögliche Ausgestaltung eines solchen Systems erarbeitet wurde. Dieser Bericht dient als Grundlage dieser Diplomarbeit.

Stromnetze sind von grundlegender Bedeutung für das Funktionieren einer Gesellschaft. Die Sicherheit der Stromversorgung gilt als wichtiger Standortfaktor. Ein Ausfall der Stromversorgung, wie z. B. der europaweite Stromausfall vom 4. November 2006, erregt großes Aufsehen in der Öffentlichkeit. Die Anreizregulierung erweckt Bedenken, dass durch sie die Versorgungsqualität in den Stromnetzen leiden könnte. Diese Problematik ist von besonderer Relevanz, da die deutsche Stromnetzwirtschaft in den nächsten Jahren vor großen Herausforderungen stehen wird. Es müssen viele Netzteile aus den 50’er und 60’er Jahren ersetzt werden, der Anschluss von Windkraftanlagen und die Stilllegung von Kernkraftwerken müssen berücksichtigt werden. Außerdem besteht durch die weitere Öffnung der EU-Märkte hoher Bedarf an Grenzkuppelstellen.^[3] Anderseits sollen den Kunden angemessene Preise geboten werden. Ebenso wie die Versorgungsqualität stellen niedrige Stromendpreise, die zu etwa einem Drittel aus Netzentgelten bestehen^[4], einen wichtigen Standortfaktor dar. Hier wird deutlich, dass ein Spannungsfeld zwischen produktiver Effizienz und der gewünschten Versorgungsqualität besteht.

Anreizregulierungsregime haben sich international als sehr geeignet erwiesen, die Kosten zu reduzieren. Dagegen stehen Systeme der Renditenregulierung, wie sie bisher auch in Deutschland praktiziert werden, für ein hohes Qualitätsniveau, jedoch verbunden mit hohen Kosten.

Ziel dieser Arbeit ist es, zu untersuchen, ob das Konzept der BNetzA geeignet ist, einen gesunden Mittelweg zwischen produktiver Effizienz und Versorgungsqualität zu liefern. Dieser Mittelweg wäre die volkswirtschaftlich optimale Qualität.

Es stellt sich die Frage, ob im Bericht Aspekten des Investitionsverhaltens und der Versorgungsqualität genug Beachtung geschenkt wurde, um diese zu erreichen. Die Arbeit soll zeigen, welche Mittel vom Regulierer angewendet werden können und welche Mittel die BNetzA einsetzen will. Ferner soll die Arbeit beantworten, welche Mittel konform mit dem System der Anreizregulierung sind und auf welche die BNetzA sich konzentrieren sollte. Zudem soll untersucht werden, ob die eingesetzten Mittel zu effizienten Lösungen oder zu Verzerrungen beim Faktoreinsatz führen.

Zum Erreichen dieser Ziele werden die Stellungnahmen der beteiligten Gruppen zum Konzept der BNetzA herangezogen. Diese werden den Anforderungen einer wissenschaftlichen Arbeit vereinzelt nur teilweise gerecht.^[5] Dennoch ist es sinnvoll, diese heranzuziehen, da der aktuelle Stand der Anreizregulierung thematisiert wird und verschiedene Perspektiven der Akteure aufgezeigt werden. Die Stellungnahmen werden ergänzt durch Erfahrungen des Autors aus einem Praktikum bei der BNetzA und Hilfestellungen der EnBW AG.

Weiter wird auf wissenschaftliche Literatur zur allgemeinen Theorie und Empirie der Anreizregulierung zurückgegriffen. Wegen der hohen Dynamik der Materie gibt es jedoch bisher erst wenig Literatur explizit zu dem Konzept der BNetzA.

Zudem werden internationale Beispiele herangezogen. Dies geschieht jedoch nur punktuell in den Fällen, wo ein Vergleich mit der deutschen Situation angebracht ist. Es werden zum Vergleich hauptsächlich die Niederlande, Norwegen, Österreich und England herangezogen. Mit den Systemen der ersten drei Länder ist das Konzept der BNetzA am besten vergleichbar. Das englische System stellt einen Gegenpol dar und ist wissenschaftlich am besten kommentiert.

Die Arbeit ist in sechs Kapitel untergliedert. Das auf die Einleitung folgende zweite Kapitel behandelt die Grundlagen zur Einführung einer Anreizregulierung in Deutschland. Es wird die Theorie zu natürlichen Monopolen und zur Anreizregulierung erläutert. Danach wird das Gesamtkonzept der BNetzA zur Anreizregulierung vorgestellt. Diese Grundlagen sollen einen Überblick geben und das Verständnis der folgenden Kapitel fördern.

In Kapitel 3 wird das Konzept der volkswirtschaftlich optimalen Versorgungsqualität in Stromnetzen thematisiert. Dieses Kapitel bildet damit die Grundlage für die Kapitel 4 und 5.

Der Regulierer hat zwei Möglichkeiten, eine volkswirtschaftlich optimale Versorgungsqualität zu gewährleisten. Er kann erstens die Inputfaktoren regulieren, indem er hauptsächlich den Faktor Kapital gesondert behandelt oder er kann zweitens direkt den Output, die Versorgungsqualität, regulieren, indem er eine Qualitätsregulierung einführt. Diese Zusammenhänge werden in Abbildung 1 verdeutlicht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Einflussmöglichkeiten des Regulierers auf die Versorgungsqualität. Quelle: Eigene Darstellung.

In Kapitel 4 werden die Vorschläge des Berichts zur Anreizregulierung untersucht, die die Inputfaktoren, hauptsächlich Investitionen, regulieren. Kapitel 5 untersucht die Regelungen, die sich auf den Output beziehen. Das sechste Kapitel schließt die Arbeit mit einer Zusammenfassung und einen Ausblick ab.

2. Grundlagen zur Einführung der Anreizregulierung

2.1. Der Sonderweg der Regulierung des deutschen Stromnetzes

In diesem Kapitel sollen die Rahmenbedingungen und die historische Entwicklung der Liberalisierung des deutschen Strommarktes und speziell der Stromnetze beleuchtet werden. Hierdurch soll ein Überblick über die Ursachen gegeben werden, die zu dem Konzept der BNetzA zur Anreizregulierung geführt haben. Das vorgelegte Konzept der BNetzA kann dadurch sachgerecht verstanden und eingeordnet werden.

Die Grundlagen für den Liberalisierungsprozess auf den europäischen Energiemärkten legte die EU schon Mitte der 1980’ Jahre, 1985 formulierte die EU-Kommission in dem „Weißbuch über die Vollendung des Binnenmarktes“ erste Vorstellungen über einen offenen Binnenmarkt für Energie innerhalb der EU. Diese wurden in dem 1988 vorgelegten Arbeitsdokument „Der Binnenmarkt für Strom und Gasmärkte“ konkretisiert.^[6]

Gleichwohl wurde erst im Dezember 1996 von der EU eine Richtlinie zur Liberalisierung des Strommarktes verabschiedet. Ursache für den langen Zeitraum war die sehr heterogene Ausgestaltung der jeweiligen nationalen Energiemärkte. Dies führte zu stark unterschiedlichen Interessen und Meinungen über die Ausgestaltung einer Richtlinie in den Mitgliedsländern.^[7]

Schließlich wurde in der Richtlinie die Öffnung der gesamten nationalen Strommärkte, Erzeugung und Netze, vorgeschrieben, um allen Marktteilnehmern der EU-Länder einen diskriminierungsfreien Stromhandel zu ermöglichen.^[8]

Am 29. April 1998 wurde die EU-Richtlinie mit der ersten wesentlichen Änderung des EnWG seit 1935 in deutsches Recht umgesetzt.^[9] Bei der Umsetzung gab es in Deutschland zwei Besonderheiten gegenüber anderen Ländern. Zum einen wurde der deutsche Elektrizitätsmarkt in einem Schritt zu 100% geöffnet. Dies bedeutete, dass jedes Unternehmen und jeder Haushalt seinen Stromversorger frei wählen konnte.^[10] Zum anderen war Deutschland das einzige Land in Europa, das keine offizielle Regulierungsbehörde zur Regulierung der Netznutzung einsetzte.^[11]

Das Verfahren, mit dem der Netzzugang und die Netznutzungsentgelte im geöffneten Strommarkt geregelt wurden, nannte sich „verhandelter Netzzugang“. Der Verhandlungsansatz bedeutete, dass die stromwirtschaftlichen Interessengruppen zu Verhandlungen über den Netzzugang und die Berechnungsgrundlagen der Durchleitungsentgelte aufgefordert waren. Das Ergebnis dieser Verhandlungen wurde in der sogenannten Verbändevereinbarung (VV) festgehalten, die mit Inkrafttreten des geänderten EnWG’s Rechtscharakter erhielt. Die VV wurde stets neu zwischen den Verbänden verhandelt, Ende 2001 trat die dritte und letzte VV in Kraft.^[12]

Man könnte den Eindruck gewinnen, dass Deutschland wegen der vollständigen Marktöffnung eine Vorreiterstellung in der Liberalisierung eingenommen hatte. Jedoch war das Gegenteil der Fall. Da bei den Verhandlungen zu den VV’s keine Vertreter von potentiellen Wettbewerbern der vier großen Erzeuger und Netzbetreiber anwesend waren, konnten diese die Vereinbarungen in ihrem Interesse beeinflussen.^[13]

Hauptkritikpunkte, die hieraus entstanden, waren zum einen das komplizierte Verfahren zur Festlegung der Netznutzung und Entgeltkalkulation und zum anderen die anfallende Gebühren beim Versorgerwechsel.^[14] Auch wenn diese Missstände von Vereinbarung zu Vereinbarung entschärft wurden, blieben die Kritikpunkte weiterhin vorhanden.

Die Kontrolle, ob die Vorschriften der VV beim Netzzugang und den Durchleitungsgebühren von den Netzbetreibern eingehalten wurden, basierte auf einem ex post Verfahren durch das Bundeskartellamt. Dieses konnte Missbräuche allerdings nur schwerfällig sanktionieren.

Für die Thematik dieser Arbeit ist besonders von Relevanz, dass es sich bei dem System der VV um eine spezielle Art der Renditeregulierung gehandelt hat.^[15] Auf die Auswirkungen einer Renditeregulierung wird im Detail in Kapitel 2.3.1. eingegangen.

Die Mängel des Systems führten zu Vorwürfen von Quersubventionen der integrierten Versorgungsunternehmen, von überhöhten Netzentgelten und der Verweigerung des Netzzugangs.^[16]

Um die erläuterten Probleme in den Griff zu bekommen, erließ die EU 2003 die sogenannten Beschleunigungsrichtlinien. Mit diesen Richtlinien verfolgte der europäische Gesetzgeber die Absicht, die Liberalisierung im Energiebereich und die Schaffung von einheitlichen Wettbewerbsbedingungen auf dem Elektrizitätsbinnenmarkt weiter voranzutreiben. Die Beschleunigungsrichtlinien schrieben den Mitgliedstaaten vor, den Netzzugang und die Netzentgelte durch eine Regulierungsbehörde zu regulieren und zu überwachen. Sie schrieben jedoch nicht die Verwendung einer Anreizregulierung vor.^[17]

Das novellierte Energiewirtschaftsgesetz vom 13. Juli 2005 setzt die europäischen Richtlinien zum Elektrizitätsmarkt in deutsches Recht um.

Als Regulierungsbehörde wurde in Deutschland die Bundesnetzagentur eingesetzt, die aus der ehemaligen RegTP hervorgeht. Die Kalkulation der Netznutzungsentgelte wurde in der NEV festgeschrieben. Die stärkste Änderung im Vergleich zu dem System der VV liegt darin, dass die BNetzA seit dem Frühjahr 2006 alle Netznutzungsentgelte ex ante im einem Vergleichsverfahren prüft. Die alte Renditeregulierung wurde dabei jedoch im Wesentlichen beibehalten. Diese Renditeregulierung soll 2008 durch die Einführung eines Anreizregulierungssystems abgelöst werden.^[18]

An dem deutschen Regulierungsweg gibt es einige bemerkenswerte Faktoren. Erstens ging jeder Impuls der Liberalisierung des deutschen Strommarktes von der EU aus und nicht von dem deutschen Parlament. Das Beispiel England zeigt, dass dies durchaus ungewöhnlich ist. Dort gab es bereits 1990 konkrete Maßnahmen zur Liberalisierung, also weit vor der Ausarbeitung der EU-Richtlinie. Zwar lagen in England und Wales andere Voraussetzungen für eine Liberalisierung vor^[19], aber gerade hieran kann man den großen Einfluss der Interessengruppen der Energiebranche in Deutschland sehen und auch ihre Neigung erkennen, den Status Quo zu erhalten.

Außerdem sollte die Beschleunigungsrichtlinie bereits am 1. Juli 2004 in nationales Recht umgesetzt sein.^[20] Die 12-monatige Verzögerung ist ein weiteres Beispiel, wie schwierig und langwierig es in Deutschland ist, einen Konsens in Energiefragen zu finden. Ein Problem, das, wie in den nächsten Kapiteln zu sehen sein wird, bei der Implementierung der Anreizregulierung wieder zu finden ist.

Der deutsche Sonderweg bei der Netzregulierung führte zu:^[21]

- Netznutzungsgebühren, die bis zu 70% über EU-Durchschnitt liegen.^[22]
- Regional stark differenzierten Netzdurchleitungsgebühren.^[23]
- Der höchsten Versorgungssicherheit in Europa, siehe Abbildung 2, eventuell aber jenseits des volkswirtschaftlichen Optimums.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Durchschnittliche Unterbrechungsdauer der Stromversorgung je Kunde 2005 in Minuten. Quelle: VDN (2006b).

Die ersten beiden Punkte führten schließlich zu starkem öffentlichem Druck auf die Politik, die nun in hohem Tempo die Versäumnisse der letzten Jahre und Jahrzehnte nachholen will. Als Folge wurde die BNetzA beauftragt innerhalb von nur zehn Monaten einen Bericht zur Anreizregulierung vorzulegen. Dieser Bericht erschien am 1.Juli 2006 und dient im folgenden als Grundlage der Untersuchung.

2.2. Marktversagen infolge von natürlichen Monopolen

In diesem Kapitel werden die wettbewerbstheoretischen Grundlagen und die Bedingungen erläutert, die für die Entstehung von natürlichen Monopolen verantwortlich sind. Weiter wird dargestellt, warum die Regulierung von natürlichen Monopolen zu Wohlfahrtsteigerungen führt.

Natürliche Monopole sind dadurch gekennzeichnet, dass ein einziger Anbieter den Markt kostengünstiger versorgen kann, als es mehrere Anbieter könnten.^[24] Formal lässt sich diese Eigenschaft durch eine subadditive Kostenfunktion im relevanten Bereich der Nachfrage charakterisieren.

Eine Kostenfunktion C(y) ist strikt subadditiv, falls für alle Outputmengen y1,…,ym mit

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten (mindestens zwei yi ≠ 0)

Im Einproduktfall sind hierfür Größenvorteile (economies of scale) verantwortlich. Diese implizieren fallende Durchschnittskosten und sind hinreichend für das Vorliegen eines natürlichen Monopols.^[25] Dies impliziert, dass die Durchschnittskostenkurve oberhalb der Grenzkostenkurve liegt, siehe Abbildung 3.

Der Bereich der Stromübertragung und -verteilung ist durch die Eigenschaft eines natürlichen Monopols gekennzeichnet, da für die Stromverteilung eine Vielzahl spezieller kapitalintensiver Einrichtungen notwendig ist. Diese Kapitalintensität der Stromverteilung begründet einen hohen Anteil an Fixkosten und somit steigende Skalenerträge in der Produktion.^[26]

Weitere Beispiele für natürliche Monopole sind Bereiche des Bahnverkehrs, der Telekommunikation, der leitungsgebundenen Energieversorgung oder der Trinkwasserversorgung.^[27]

Um zu erkennen, dass es bei einem Monopol zu Wohlfahrtsverlusten kommt, ist es zunächst wichtig, sich die beiden Hauptsätze der Wohlfahrtökonomie zu vergegenwärtigen.^[28] Die Aussage dieser beiden Sätze beinhaltet, dass die Wohlfahrt bei einem Wettbewerbsgleichgewicht auf einem vollkommenen Markt maximal ist. Dies führt dazu, dass auf einem Wettbewerbsmarkt die Grenzkosten der Produktion dem Marktpreis entsprechen.

Monopole bedürfen eines ordnungspolitischen Eingriffs, da ein gewinnmaximierender Monopolist, der Preis und Angebot frei wählen kann, stets eine ineffiziente Preis-Mengen-Kombination wählen wird und damit die gesamt Wohlfahrt reduziert.^[29] Im Optimum wählt der Monopolist einen Preis, indem der Grenzerlöss seien Grenzkosten entspricht.^[30]

Eine weitere Besonderheit bei natürlichen Monopolen besteht darin, dass der Monopolist bei GK=PMC Verluste machen würde, da die Durchschnittskosten über den Grenzkosten liegen. Dies wird in Abbildung 3 verdeutlicht, in der die (dunklere) Fläche ABCPMC den Ausmaß des Verlusts zeigt. Der Regulierer muss seine Bemühungen also dahin richten, einen Preis entsprechend der Durchschnittskosten (DK) zu setzen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Das Defizitproblem bei sinkenden Durchschnittskosten. Quelle: Eigene Darstellung, angelehnt an Fritsch et al. 2005, S. 192.

Die Theorie der natürlichen Monopole zeigt, dass eine Regulierung nötig ist, weil der Monopolist seine Preise nicht entsprechend seinen Grenzkosten setzt. Selbst wenn der Regulierer die Informationen besitzen würde, um die Preise in der Höhe der Grenzkosten zu setzen, würde der Stromnetzbetreiber Defizite machen. Dies gilt es bei einer Regulierung zu berücksichtigen.

2.3. Wirtschaftspolitische Eingriffsmöglichkeiten bei natürlichen Monopolen

Es besteht nun eine Reihe von Möglichkeiten, mittels derer die Wirtschaftspolitik versuchen könnte, negative Folgen monopolistischen Preissetzungsverhaltens zu vermeiden und trotzdem das Defizitproblem nicht entstehen zu lassen.^[31]

In den folgenden Ausführungen soll sich jedoch auf die Renditeregulierung, als Sammelbegriff für stärker kostenorientierte Verfahren und die Anreizregulierung mittels Preis- oder Erlösoberschranken beschränkt werden. Diese Methoden versuchen, den Preis entsprechend den Durchschnittskosten des Unternehmens zu setzen.

2.3.1. Renditeregulierung

Das zu Grunde liegende finanzielle Entscheidungsmodell der Renditenregulierung besteht im Wesentlichen aus folgenden Schritten:^[32]

1. Prüfung der Kosten des Unternehmens.
2. Bestimmung einer angemessenen risikoäquivalenten Kapitalverzinsung.
3. Genehmigung von Preisen, die die Kapitalverzinsung voraussichtlich ermöglichen.

Die Preise werden also in einer Höhe festgelegt, durch die die Kosten des Unternehmens gedeckt werden und eine angemessene Kapitalverzinsung erreicht wird.

Die wesentliche Kritik an diesem traditionellen Konzept ist, dass keine Anreize zur produktiven Effizienz geboten werden. Der Regulierer setzt den Preis zwar entsprechend der Durchschnittskosten fest, diese werden aber höher liegen, als dies für einen produktiv effizienten Netzbetreiber möglich wäre.^[33]

Weiter ist diese Regulierungsform auf Grund der erforderlichen Informationen, z.B. über die Kapitalbasis und die risikoäquivalente Verzinsung, mit hohem Regulierungsaufwand verbunden.^[34]

Den wichtigsten Kritikpunkt im Zusammenhang mit dieser Arbeit stellt der Averch-Johnson Effekt dar. Averch und Johnson haben festgestellt, dass bei einer an der Kapitalverzinsung orientierten Regulierung der genehmigungsfähige Tarif und damit der absolute Ertrag umso höher ausfällt, je mehr Kapital das Unternehmen einsetzt.^[35] Es besteht also ein Anreiz zu relativ kapitalintensiver Produktion mit der Folge, dass die Faktorallokation verzerrt wird.

2.3.2. Anreizregulierung

In diesem Kapitel werden Anreizregulierungskonzepte zur Regulierung von natürlichen Monopolen thematisiert. Weiter wird dargestellt, wie diese Vorschläge angewendet werden und welche Ergebnisse aus den Anwendungen folgen.

Auf theoretische Fragen, die die Investitionssicherheit und Qualitätssicherung betreffen, wird in dem jeweiligen Kapitel, in dem diese Themen behandelt werden, detaillierter eingegangen. Aus diesem Grund und weil sich diese Arbeit speziell auf das Konzept der BNetzA zur Anreizregulierung bezieht, ist dieser Teil kürzer gehalten als es vielleicht bei einer Arbeit über Anreizregulierung zu erwarten wäre. Die Erläuterungen sind jedoch ausreichend, um einen Einstieg in das Thema zu geben und die Einordnung des Konzepts der BNetzA zu ermöglichen.

Das klassische Anreizregulierungssystem ist dadurch gekennzeichnet, dass für eine festgelegte Regulierungsperiode den Unternehmen eine Erlösobergrenze (Revenue-Cap) oder eine Preisobergrenze (Price-Cap) gesetzt wird. Diese Grenze wird durch einen X-Faktor, der die gesamtwirtschaftliche Produktivitätssteigung widerspiegelt, gesenkt. Die Kostenreduzierungen, die höher ausfallen als die Senkung der Obergrenze, dürfen von den Unternehmen einbehalten werden.

Ausgangspunkt der theoretischen Überlegungen zu Anreizregulierungssystemen ist, dass der Regulierer bei der Regulierung von Stromnetzen vor zwei grundsätzlichen Informationsproblemen steht. Zum einen ist er nicht über die tatsächliche Anstrengung des Managers informiert, Kosteneinsparungsmaßnahmen zu realisieren. Zum anderen ist er nicht über die tatsächliche Kostenstruktur des Netzbetreibers informiert. Dadurch hat das regulierte Unternehmen einen strategischen Vorteil, weil es über diese Informationen verfügt. Mikroökonomisch lassen sich diese Probleme als „moral hazard“- und „adverse selection“- Situationen kennzeichnen.^[36]

Unter „Moral hazard“ verstehen Ökonomen Situationen, in denen eine Marktseite die Handlung der anderen nicht beobachten kann.^[37] Im Fall von Stromnetzunternehmen liegt „moral hazard“ vor, da die Anstrengungen des Managers nicht beobachtbar sind.

Unter „adverse selection“ verstehen Ökonomen Situationen, in denen eine Marktseite den „Typus“ oder die Qualität der Güter auf der anderen Marktseite nicht beobachten kann.^[38] Im Fall von Stromnetzunternehmen liegt „adverse selection“ vor, da der Netzbetreiber stets versuchen wird, sich als „hoch Kosten“ Unternehmen darzustellen, um von dem Regulierer hohe Preise für die Durchleitung genehmigt zu bekommen.

Ein Anreizregulierungssystem sollte also darauf ausgerichtet sein, das Informationsdefizit des Regulierers abzubauen und effizienzsteigerndes bzw. kostensenkendes Verhalten der Unternehmen zu fördern.^[39] Nur wenn der Regulierer vollständige Informationen besitzen würde, könnte er optimale Preise setzen.^[40]

Laffont und Tirole haben folgenden Ansatz entwickelt, um die Informationsasymmetrie zu reduzieren:^[41]

Zur Lösung des „moral hazard“ Problems ist der effektivste Weg, die Preise oder Umsätze des Unternehmens zu fixieren und so die Kosten von den Erlösen zu trennen. Einsparungen kommen dann den Unternehmen zu Gute. Der Manager wird also die größte mögliche Anstrengung unternehmen, Kosten zu senken.

Das Problem an diesem Ansatz besteht jedoch darin, dass mit der fixierten Obergrenze nicht die Situation der „adverse selection“ gelöst ist. Der Netzbetreiber wird versuchen, den Regulierer davon zu überzeugen, die Preise oder den Umsatz möglichst hoch anzusetzen. Da der Regulierer keine Informationen über die tatsächlichen Kosten des Unternehmens besitzt, muss er den Cap so hoch setzen, dass für jedes Unternehmen die Partizipationsbedingung erfüllt ist. Dadurch verbleiben jedoch hohe Renten bei den Unternehmen.

Um das „adverse selection“ Problem zu lösen, sind kostenorientierte Regulierungsformen wie die Renditeregulierung am besten geeignet. Der Regulierer kann die Kosten des Unternehmens ex post beobachten und die entstandenen Kosten des Unternehmen kompensieren. Es werden dem Unternehmen jedoch keine Anreize gegeben, seine Kosten zu senken und es treten die anderen in Kapitel 2.3.1. genannten Probleme einer Renditeregulierung auf. Es verbleiben jedoch keine überschüssigen Renten bei den Unternehmen.

Optimale Ergebnisse können erreicht werden, wenn den regulierten Unternehmen eine Auswahlmöglichkeit zwischen den beiden Regulierungsmethoden gegeben wird, da die Unternehmen ihren Typus ex ante offenbaren würden.^[42] Diese Idee wird in profit sharing oder sliding scale Mechanismen in verhandlungsbasierten Regulierungsansätzen umgesetzt.^[43] Auf eine Anwendung des „sliding scale“-Ansatzes wird in Kapitel 4.2.3. eingegangen.

Die BNetzA plant jedoch eine Methodenregulierung, in der alle Unternehmen, entsprechend einer Formel, einer Obergrenzenregulierung unterworfen werden. Bei Festlegung der individuellen Ausgangserlösgrenzen werden jedoch auch hier kostenorientierte Elemente verwendet. Die Informationsasymmetrie soll durch Benchmarking-Methoden gelöst werden. Hierbei wird die Effizienz verschiedener Unternehmen, unter Berücksichtigung ihrer strukturellen Gegebenheiten, verglichen. Der Regulierer kann dadurch wichtige Informationen über die Effizienz und Kostenstruktur der einzelnen Netzbetreiber gewinnen und diese bei der Bestimmung der Erlösgrenze berücksichtigen und individuelle Effizienzvorgaben vorgeben.^[44]

Zudem ermöglichen Benchmarkingverfahren eine weitergehende Form der Anreizregulierung, den reinen Vergleichswettbewerb (Yardstick-Competition).^[45] Der Kerngedanke des Vergleichswettbewerbs ist die Bestimmung einer Senkungsrate der Erlösobergrenze entsprechend der tatsächlichen ermittelten Kostenentwicklung in der Branche. Bei dem auf Shleifer zurückgehenden Modell wird die Erlösentwicklung von der Kostenentwicklung des individuellen Netzbetreibers vollständig abgekoppelt.^[46] Die Kosten des einzelnen Netzbetreibers werden nur erfasst, um den Durchschnitt der Kostenentwicklung der Branche oder den effizientesten Netzbetreiber durch Benchmarking-Methoden zu ermitteln. Die Kosten fließen damit nur indirekt ein. Die Senkungsrate der Erlöse wird entsprechend der tatsächlich ermittelten Effizienzsteigerung festgelegt und laufend angepasst.

Wichtig bei der Einführung eines reinen Vergleichswettbewerbs ist, dass die Unternehmen auf ein vergleichbares Effizienzniveau geführt worden sind. Sonst würden von einem ineffizienten Niveau startende Unternehmen mit ihrem größeren Einsparungspotential das Bild von der Branchenentwicklung zu Lasten der effizienten Unternehmen verzerren. Eine Angleichung kann durch individuelle Effizienzvorgaben an die Netzbetreiber, vor der Einführung des reinen Vergleichswettbewerbs, geschehen.^[47] Diesen Zweck verfolgen die ersten zwei Perioden im Konzept der BNetzA.^[48] In Deutschland bieten sich für Benchmarkingsysteme wegen der hohen Anzahl von Unternehmen, zumindest auf der Verteilnetzebene, sehr gute Bedingungen.

Auch in anderen europäischen Regulierungssystemen werden Benchmarkingmethoden und Elemente von Vergleichswettbewerb intensiv eingesetzt.

Bemerkenswert ist, dass in dem 86-seitigen Text von Juskow, obwohl als Standardwerk bezeichnet,^[49] die Verwendung von Benchmarkingmethoden nur relativ am Rande erwähnt und kritisch dargestellt wird.^[50] Man könnte hieran einerseits die Skepsis erkennen, die solchen Methoden entgegengebracht wird oder anderseits die rasante Entwicklung in diesem Bereich, da der Text immerhin schon ein Jahr alt ist.

2.3.2.1. Praktische Anwendungen von Anreizregulierungssystemen

Die klassische Form der Anreizregulierung wurde erstmals 1983 zur Regulierung der privatisierten British Telekom in Form eines Price-Caps angewendet. Mitte der 80’er Jahre folgten Price-Cap-Anwendungen für die regulierten Segmente der privatisierten Elektrizitäts-, Gas-, und Wasserbetriebe in UK, Neuseeland, Australien und Teilen von Lateinamerika.^[51]

In den USA wurden Anreizmechanismen hauptsächlich auf die Netze der Telekommunikation angewendet. Im Jahr 1985 wurde in 50 Bundesstaaten der USA jedoch noch eine Form der Renditeregulierung eingesetzt. Im Jahr 2002 hat sich das Verhältnis dahingehend geändert, dass nur noch in acht Bundesstaaten eine Renditeregulierung praktiziert wurde und in 38 ein Price Cap.^[52] Dieses Beispiel zeigt die enorme Popularität der Anwendung von Anreizmechanismen.

Nach England hat Norwegen als nächstes europäisches Land, 1997, die Stromnetze durch eine Anreizregulierung reguliert. Von Beginn an wurden hier intensiv Benchmarkingmethoden angewendet.^[53]

Benchmarkingmethoden werden inzwischen intensiv genutzt. So zum Beispiel in Costa Rica zur Festlegung der Tarife des Bahnverkehrs, in der Regulierung der Telekommunikation in Ungarn, in der niederländischen Strom- und Telekommunikationswirtschaft und für die Elektrizitätsregulierung in Norwegen, Österreich und New South Wales. Weiter werden sie in verschiedenen Netzindustrien in UK eingesetzt.^[54]

Interessant ist, dass Anreizmechanismen auch in Entwicklungsländern angewendet werden.^[55] In diesen werden andere Voraussetzungen an ein Regulierungssystem gestellt, da es in Entwicklungsländern sicherlich kein Überinvestment in Netzsektoren gibt. Aber auch hier scheint die starke Theorie verlockend, dass eine produktive Effizienz erreicht werden kann .

2.3.2.2. Empirische Studien zu Anreizregulierungssystemen

Dieses Kapitel soll die Frage beantworten, ob die starke Theorie der Anreizregulierung in der Praxis die prognostizierten Effekte erbringt und die Popularität gerechtfertigt ist.

Es gibt relativ wenig empirische Studien über die Auswirkungen der Anwendung von Anreizmechanismen bei Stromnetzen. Im Gegensatz dazu ist jedoch der Telekommunikationsbereich diesbezüglich gut dokumentiert.^[56]

Zunächst soll auf die Studien im Elektrizitätsbereich eingegangen werden. Diese stammen ausschließlich aus dem angelsächsischen Bereich. In England wurde mit den Daten der 14 Versorgungsunternehmen ein starker Anstieg der Produktivität seit der Einführung der Anreizregulierung 1990 festgestellt. Dies schlug sich jedoch erst ab 1995 in niedrigeren Durchleitungsgebühren nieder.^[57] Dies ist ein Indiz, dass die Price-Caps in den ersten fünf Jahren zu großzügig gesetzt wurden.

Zeitreihen über die Versorgungsqualität belegen, dass diese seit der Einführung der Anreizregulierung nicht zurück gegangen ist, sondern, abhängig von der verwendeten Kennzahl, angestiegen ist.^[58]

Eine Analyse in der USA, von 78 Unternehmen in 23 Bundesstaaten, in dem Zeitraum von 1993-1999, zeigt, dass die durchschnittlichen Unterbrechungen bei der Einführung eines Anreizmechanismus zunahmen, bei der Anwendung von Qualitätsregulierungsmechanismen die Ausfälle jedoch abnahmen.^[59] Ein interessanter Punkt in der Studie ist, dass in einem Bundesstaat eine geplante Anreizregulierung wegen Qualitätsbedenken abgesagt wurde.

In Entwicklungsländern wurde eine Verbesserung der Arbeitsproduktivität und der Service- Qualität, von einem geringen Niveau ausgehend, durch Anreizregulierungsmechanismen festgestellt. Die Verbesserung der Servicequalität ist sehr ungleich nach ländlichen und städtischen Regionen verteilt. Weiter profitieren die Kunden kaum, in Form von niedrigeren Preisen, von den Effizienzsteigerungen.^[60]

Wie schon erläutert, wurden in der Telekommunikation mehr empirische Untersuchungen durchgeführt. Davon sollen jedoch nur die Ergebnisse von zwei Untersuchungen kurz vorgestellt werden.

Sappington und Ai haben die Auswirkungen einer Anreizregulierung in den US-Bundesstaaten auf Netzwerkmodernisierung, aggregierte Investments, Umsatz, Kosten, Profit und Servicequalität in dem US-Telekommunikationsmarkt zwischen 1986 und 1999 untersucht. Netzwerkmodernisierung war positiv korreliert mit der Anwendung einer Anreizregulierung. Weiter wurden geringere Kosten festgestellt. Auf die Servicequalität wurde eine leicht negative Auswirkung einer Anreizregulierung festgestellt. Die übrigen Indikatoren blieben unbeeinflusst durch eine Anreizregulierung.^[61]

Eine Studie von Banerjee nutzt Panel-Daten von 49 lokalen Telefonanbietern in den USA zwischen 1991 und 1999, um die Auswirkungen einer Anreizregulierung auf die Servicequalität zu testen. Es wurden zwölf Kennzahlen der Telefon-Servicequalität benutzt.

Als Hauptergebnis wurde festgestellt, dass sich die durchschnittliche Qualität der Telefonanbieter bei einem Wechsel von Renditeregulierung zu einem Anreizregulierungsmechanismus nicht verschlechtert hat, sondern eher verbessert.^[62]

Eine interessante Studie über den Bahnverkehr in England präsentieren Burns und Riechmann. Hier kann deutlich festgestellt werden, dass die Zugverspätungen in dem Zeitraum von 1996 bis 1999 nach Einführung einer Anreizregulierung deutlich zunahmen. Es wurde jedoch auf eine strenge Qualitätsregulierung verzichtet.^[63]

Insgesamt zeigt die Empirie, dass das Ziel der produktiven Effizienz durch die Anreizregulierung erreicht wird. Bei der Auswirkung auf die Qualität besteht ein uneinheitliches Bild. Wahrscheinlich ist das Ausgangsqualitätsniveau ein wichtiger Faktor für die Auswirkungen auf die Qualität.

Laut der Theorie bietet eine reine „Yardstick-Competition“ gegenüber anderen Anreizregulierungsformen die meisten Effizienzanreize, da eigene Kosteneinsparungen die Erlösgrenze nur marginal beeinflussen.^[64] Gerade hier müsste empirisch belegt werden, wie sich ein Vergleichswettbewerb auswirkt. Dies könnte durch internationale Beispiele erfolgen, bspw. durch Ländervergleiche innerhalb der EU.

Es ist bedauernswert, dass zu den Erfahrungen in anderen europäischen Ländern nur wenige, und dazu nicht sehr umfassende Studien vorhanden sind. Lediglich Kinnunen präsentiert für die skandinavischen Länder Zeitreihendaten, die zeigen, dass die Effizienz mit Einführung einer Anreizregulierung steigt.^[65] Es werden jedoch keine Aussagen zu Auswirkungen auf Qualität oder andere Faktoren gemacht. Besonders Studien über die Veränderungen beim Faktoreinsatz wären wünschenswert.

Wichtig für eine Beurteilung der Anreizregulierung und gerade für Benchmarking sind empirische Ergebnisse. Hier ist noch viel Forschung nötig.^[66] Ein europäischer Vergleich könnte bei der Ausgestaltung weiterer Anreizregulierungsmechanismen hilfreich sein. Gerade als Leitfaden für eine Implementierung in Schwellenländern wäre eine umfassende Evaluierung der bestehenden Systeme und besonders der Auswirkungen einzelner Faktoren sehr wichtig.

2.4. Das Anreizregulierungskonzept der BNetzA

In diesem Kapitel wird zunächst auf die Ziele, die sich die BNetzA mit der Anreizregulierung gesetzt hat, eingegangen. Darauf folgend wird das gesamte Konzept zur Anreizregulierung vorgestellt. Anschließend wird dann der Entwicklungsprozess, der zu dem Bericht zur Anreizregulierung geführt hat, erläutert. Weiter werden kritische Punkte untersucht, die nicht unmittelbar mit der Versorgungsqualität und dem Investitionsverhalten der Netzbetreiber verknüpft sind. Diese sind aber elementar für das Verständnis des Gesamtkonzepts, ohne das die Investitions- oder Versorgungsqualitätsproblematik nicht nachvollzogen werden könnte. Abschließend wird auf die Vorschläge für die Zeit nach den ersten beiden Regulierungsperioden eingegangen.

2.4.1. Ziele der Anreizregulierung

Die Bundesnetzagentur formuliert an prominenter Stelle das Ziel der Anreizregulierung folgendermaßen: „Ziel der Anreizregulierung sind Anreize zu mehr Effizienz und frühzeitige Kostensenkungen für die Kunden.“^[67] Als nächstes Ziel wird genannt, „ein langfristig stabiles Regulierungssystem zu konzipieren.“^[68] Erst als drittes Ziel wird die sichere Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas genannt.^[69] Dies könnte als Indiz gewertet werden, dass die produktive Effizienz und die Steigerung der Konsumentenrenten im Mittelpunkt der Bestrebungen der BNetzA stehen.

2.4.2. Das Gesamtkonzept der BNetzA

Der Bericht der Bundesnetzagentur nach §112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung nach §21a EnWG umfasst 316 Seiten und ist in 14 Kapitel unterteilt. Der Umfang und die Detailliertheit des Berichts führten bereits zu zahlreicher Kritik^[70]. Aufgrund des Ausmaßes ist es schwierig, das Konzept auf wenigen Seiten zusammenzufassen. Dies soll an dieser Stelle aber trotzdem versucht werden, um einen adäquaten Überblick und Einstieg in die Thematik zu gewährleisten.

Es wird von der BNetzA vorgeschlagen, eine Revenue-Cap Regulierung über zwei Regulierungsperioden einzuführen. Ab der dritten Regulierungsperiode soll dieses System durch ein reines Yardstick-Competition-System abgelöst werden. Als Grundlage für die Revenue-Cap Regulierung soll diese Regulierungsformel dienen^[71]:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

An diesem Punkt soll nicht jedes Element der Formel im Detail erläutert werden. Wichtig ist aber zu erkennen, dass sich die Erlösobergrenze aus Netzentgelten (EO t) aus den vorübergehend (KAvnb) und dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten (KAdnb) und den beeinflussbaren Kosten (KAb) ergibt. Weiter ist zu erkennen, dass zwei X-Faktoren in der Formel vorhanden sind. Zum einen die EV ind., welche den individuellen X-Faktor darstellt und zum anderen das Element PFt, welches den allgemeinen X-Faktor abbildet. Der Term Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthaltengibt die Verbraucherpreissteigerung wider.

Wie sich erkennen lässt, bezieht sich der individuelle X-Faktor (X-ind.) auf die beeinflussbaren Kosten und den allgemeine X-Faktor (X-gen.) auf die vorübergehend nicht beeinflussbaren und die beeinflussbaren Kosten.

Das Element EF entspricht einem hybriden Element, welches Mengenänderungen innerhalb der Regulierungsperiode berücksichtigen soll. Dies wird in Kapitel 4.3. intensiver thematisiert.

Die Addition des Elements Q ist eine Einbeziehung der Versorgungsqualität in die Erlösformel. Q kann die Erlösgrenze erhöhen oder reduzieren, abhängig von der gelieferten Versorgungsqualität. Hierauf wird in Kapitel 5.1. eingegangen.

Die Höhe der Erlösobergrenze (EO) ergibt sich aus den Kalkulationen der Unternehmen nach der NEV. Die BNetzA prüft jedoch in einer regulatorischen Kostenprüfung, ob die Vorgaben der NEV in der Kalkulation der Netzbetreiber eingehalten wurden.^[72]

Die Höhen der X-ind. werden in einem Effizienzvergleich (Benchmarking)^[73] ermittelt. In diesem Effizienzvergleich werden die Kosten der über 700 Netzbetreiber miteinander verglichen und Ineffizienzen ermittelt. Strukturelle Unterschiede zwischen den Gebieten der Netzbetreiber, wie z.B. Landschaft, Boden und Besiedlungsstruktur, die sich in den Kosten niederschlagen, werden bei dem Effizienzvergleich berücksichtigt.^[74] Zur Durchführung des Effizienzvergleichs und um zu ermitteln, in welcher Höhe die strukturellen Unterschiede berücksichtigt werden sollen, greift die BNetzA auf eine Reihe ökonometrischer und statistischer Methoden zurück. Diese werden im Bericht der BNetzA in den Kapiteln 10, 12 und 13 erläutert.

Die Höhe des X-gen. ergibt sich aus der Differenz zwischen dem allgemeinen Produktivitätsfortschritt und dem Produktivitätsfortschritt im Energiesektor.^[75]

Somit kann das Konzept der BnetzA insgesamt als ein Revenue Cap mit Elementen eines Vergleichswettbewerbs, ergänzt um ein hybrides Element und einer Qualitätskomponente, bezeichnet werden.

2.4.3. Der Entwicklungsprozess des Konzepts

Das novellierte EnWG trat am 13. Juli 2005 in Kraft. In dem Gesetz wurde festgeschrieben, dass der Bericht zur Anreizregulierung, der dieser Diplomarbeit als Grundlage dient, bis zum 1. Juli 2006 der Bundesregierung vorgelegt werden sollte.^[76] Somit war die Zeitspanne, in dem der Bericht anzufertigen war, geringer als ein Jahr. Zudem sollte die BNetzA vor Veröffentlichung des Endberichts einen Berichtsentwurf erstellen, der den betroffenen Wirtschaftskreisen Gelegenheit zu Stellungnahmen geben sollte. Dieser Berichtsentwurf wurde am 2. Mai 2006 veröffentlicht. Nach Vorgabe des Gesetzgebers sollte die Bundesnetzagentur den Bericht unter Beteiligung der Länder, der Wissenschaft und der betroffenen Wirtschaftskreise erstellen und die internationalen Erfahrungen mit Anreizregulierungssystemen berücksichtigen.^[77]

Der knapp bemessene Zeitrahmen für die Erstellung von Bericht und Berichtsentwurf führte dazu, dass die Vorbereitungen zur Anfertigung unmittelbar nach Inkrafttreten des EnWG beginnen mussten. Um die Beteiligung der Länder und der Wirtschaft sicherzustellen, wurden noch im Sommer 2005 zwei Gremien gegründet. Zum einen der Arbeitskreis Anreizregulierung (AK), in dem mit den Vertretern der Landesregulierungsbehörden und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie diskutiert wurde und zum anderen der Konsultationskreis Anreizregulierung (KK), in dem sich die BNetzA mit Vertretern der Verbände und Unternehmen austauschte.^[78]

Begleitet wurden der AK und KK von vier Referenzberichten zu speziellen Themen, die zur Diskussion gestellt wurden. Auf diese Referenzberichte wird im Verlauf dieser Arbeit zurückgegriffen, da sie eine wichtige Grundlage für die Argumentation der BNetzA in dem Endbericht bilden.

Um die Einbeziehung von Verbänden und Unternehmen vollständig zu gewährleisten, wurde im EnWG festgehalten, dass allen Beteiligten die Möglichkeit gegeben wird, Stellungnahmen zu dem Berichtsentwurf abzugeben.^[79] Diese werden auf der Homepage der BNetzA veröffentlicht.^[80]

Insgesamt wurden 38 Stellungnahmen von betroffenen Wirtschaftskreisen zu dem Berichtentwurf auf der Homepage der BNetzA veröffentlicht. Diese weisen große Unterschiede in Inhalt, Umfang und Qualität auf. Im Rahmen dieser Arbeit wird auf diese Stellungnahmen intensiv zurückgegriffen, da sie Probleme im Konzept der BNetzA sowie alternative Sichtweisen und Lösungsvorschläge präsentieren.

Die Wissenschaft und internationale Erfahrungen wurden durch einen „Wissenschaftlichen Arbeitskreis Regulierungsfragen“, einer „Wissenschaftskonferenz Anreizregulierung“, das CEER und durch die Vergabe von Gutachten, bzw. Beratungsprojekten einbezogen.

Innerhalb der Bundesnetzagentur wurde der Bericht von dem Projektteam „Anreizregulierung“ bearbeitet. Federführend für dieses Projekt war das Referat Energiewirtschaftliche Grundsatzfragen unter der Leitung von Dr. Müller-Kirchenbauer. Die Abteilung Energieregulierung ist innerhalb der BNetzA eine relativ neue Abteilung, gegründet mit dem Inkrafttreten des neuen EnWG’s am 13. Juli 2005. Der Mitarbeiterstamm wuchs in dieser Zeit kontinuierlich an und die Strukturen innerhalb der Abteilung waren noch nicht gefestigt und erprobt. Hieraus entstanden Vor- und Nachteile, die sich bei neu gegründeten Organisationen ergeben. Zum Beispiel waren die Strukturen, wie sie in Bundesministerien vorgeschrieben sind, noch nicht ansatzweise erreicht.^[81] In dem Referat Energiewirtschaftliche Grundsatzfragen waren 16 Mitarbeiter beschäftigt, jedoch war für das Thema Anreizregulierung noch kein eigenes Referat eingerichtet. Die Mitarbeiter im „Team Anreizregulierung“ wurden aus verschiedenen Referaten zusammengezogen, was bei teilweise komplizierten Detailfragen dem Arbeitsfortschritt nicht förderlich war. Erst im Laufe des Jahres 2006 wurde ein eigenes Referat „Anreizregulierung“ gegründet, in dem sich die Mitarbeiter ausschließlich mit der Ausgestaltung der Anreizregulierung befassen.

Unter diesen Erschwernissen ist der Bericht zur Anreizregulierung eine außerordentliche Leistung des administrativen Systems.

Insgesamt sollte das Vorgehen zur Einführung der Anreizregulierung ein transparenter Vorgang sein. Bis zur Veröffentlichung des Berichts kann dies durchaus als gegeben gesehen werden, wobei allerdings in der Stellungnahme von RWE scharfe Kritik an der Transparenz geübt wurde.^[82]

Auch wenn diese Äußerung übertrieben erscheint, ist jedoch fraglich, warum in dem Gesetz explizit vorgegeben wurde, dass nur zu dem Berichtsentwurf Stellungnahmen veröffentlicht werden sollten. Es ist eine juristische Fragestellung, den Sinn dieser Aussage zu interpretieren, bzw. auszulegen. Auch lässt sich darüber, welche Auswirkungen dies auf die Verordnung hat, nur spekulieren. Für die Transparenz des Prozesses wäre eine Veröffentlichung der Stellungnahmen nach Erscheinen des Berichts sicherlich hilfreich gewesen.

Weiter zeigt sich jedoch, dass die BNetzA einen gewissen Ermessensspielraum bei der Transparenz hat. Das Gesetz enthält keine Aussagen zu der Veröffentlichung der Stellungnahmen zu den Referenzberichten. Diese wurden trotzdem veröffentlicht.^[83]

Weiter ist es unverständlich, dass die Ergebnisse der WKA veröffentlicht werden, dies aber bei den Ergebnissen der in Auftrag gegebenen Gutachten nur zum Teil der Fall ist.

Im Grunde wurde nur ein kleines Zeitfenster geöffnet, in dem Stellungnahmen veröffentlicht wurden. Die Auswirkungen auf den Prozess der Implementierung der Anreizregulierung kann sowohl positiv (weniger Beeinflussung des Verordnungsgebers durch Interessengruppen) als auch negativ (geringere Transparenz) sein. Für die wissenschaftliche Aufbereitung und Dokumentation des Prozesses ist es in jedem Fall von Nachteil.

2.4.4. Ungelöste Probleme innerhalb des Konzepts

Es gibt neben der Behandlung von Investitionen und der Gewährleistung der Versorgungsqualität noch einige andere offene Fragen und Diskussionspunkte in dem Konzept der BNetzA.

Es sollen hier drei Problemfelder, die in den Stellungnahmen besonders kontrovers diskutiert wurden, kurz vorgestellt und erläutert werden, um ein besseres Gesamtverständnis für das Konzept der BNetzA zu ermöglichen:

1. Methodisches Vorgehen beim Effizienzvergleich
2. Die Höhe des X-gen.
3. Die Länge der Regulierungsperioden

Auf eine tiefergehende Analyse der Problemfelder muss jedoch aufgrund des Rahmens der Arbeit verzichtet werden. Es gibt noch weitere kritische Punkte wie z.B. die Durchführung der regulatorischen Kostenprüfung oder die Interpretierbarkeit der Erlösformel. Die drei ausgewählten Punkte sind jedoch auch für das Verständnis der Investititions- und Versorgungsqualitätsproblematik von großer Bedeutung.

Methodisches Vorgehen beim Effizienzvergleich

Die Hauptstreitpunkte beim Effizienzvergleich sind unterschiedliche Ansichten über die Robustheit und Belastbarkeit der Ergebnisse.^[84] Die Belastbarkeit der Ergebnisse wird wegen der Datenverfügbarkeit, der Datenunschärfe und wegen Ausreißern bei den ermittelten Daten angezweifelt.

Um diese Kritik zu entkräftigen, kombiniert die BNetzA die Methoden der Data Envelopment Analysis (DEA) und die Stochastische Effizienzgrenzen Analyse (SFA) zur Durchführung des Effizienzvergleichs.^[85]

Die BNetzA und die Wissenschaft halten dieses Vorgehen für sachgerecht, um robuste Ergebnisse zu erlangen.^[86]

Weitere Kritikpunkte an den Methoden der BNetzA bestehen u.a. darin, dass nur absolute Größen verwendet werden, die Absatzdichte nicht fachgerecht berücksichtigt wird und dass keine Tiefbauparameter in die Berechnungen einfließen.^[87]

Dies führt zu dem Punkt, dass Benchmarkingmethoden auch eingesetzt werden sollen, um Kostentreiber zu identifizieren.^[88] Hierbei wird kritisiert, dass die Methoden nicht geeignet sind, alle Kostentreiber zu identifizieren.^[89]

Man muss bedenken, dass Benchmarking relativ neu ist. Noch vor zehn Jahren wäre es wegen Rechnerkapazitäten und fehlender Methodik kaum möglich gewesen. In Deutschland sollten, trotz der Probleme, die Möglichkeiten genutzt werden, die die Vielzahl der Unternehmen auf der Verteilnetzbetreiberebene bieten. Es sollte möglich sein, die Probleme durch praktische Erfahrungen und einer Zusammenarbeit zwischen der BNetzA und den Verbänden und Unternehmen zu lösen.

Die Höhe des X-gen.

Die Höhe des X-gen. ist stark umstritten. Im Referenzbericht zur sektoralen Produktivitätsentwicklung wurde ein Wert von 2,54% vorgeschlagen.^[90] Dieser wurde jedoch wegen Mängeln in der Berechungsmethodik stark kritisiert.^[91] Die BNetzA reagierte auf die Kritik und nahm den Wert auf 1,5% bis 2% zurück.^[92] Die Berechnungen in Gutachten, die von Netzbetreibern in Auftrag gegeben wurden, stellen einen geringeren oder sogar negativen X-gen. fest.^[93] Dies würde bedeuten, dass bspw. der im Benchmarking effizienteste Netzbetreiber, da er kein X-ind. auferlegt bekommt, seine Erlöse innerhalb einer Regulierungsperiode höher als die allgemeine Inflation steigern dürfte. Zusammenfassend ist die Diskussion bei Stronzik oder Brunekreeft / Müller zu verfolgen.^[94]

International sind generelle X-Faktoren von 1,5% bis 2% bei der Einführung einer Anreizregulierung üblich, wobei die Übertragbarkeit kritisch gesehen werden muss. Da der X-gen. ein gewisses politisches Prestige besitzt, wird sich jedoch nicht die volkswirtschaftlich richtige Berechnung, sondern wohl eher ein politisch gesetzter Wert durchsetzen.

Länge der Regulierungsperioden

Die BNetzA schlägt in ihrem Konzept zwei Regulierungsperioden vor. Die erste soll eine Dauer von drei Jahren haben, die zweite von vier Jahren. Nach diesen beiden Regulierungsperioden sollen Ineffizienzen vollständig abgebaut sein.^[95] In einzelnen Fällen kann die Frist zur Senkung verlängert werden.^[96]

Die Netzbetreiber und Verbände fordern in ihren Stellungnahmen drei Perioden über jeweils fünf Jahre, um Ineffizienzen abzubauen.^[97] Eine Sonderstellung nimmt EnBW ein, die schon nach fünf Jahren die Einführung des Vergleichswettbewerbs fordert, ob dann auch schon die Ineffizienzen abgebaut sein sollen, bleibt unklar.^[98]

Theoretisch gilt: Je länger die Regulierungsperiode ist, desto höher sind die Anreize, die Effizienz zu steigern, da die Gewinne länger einbehalten werden können.^[99] Im deutschen Beispiel dürfte wohl eher von Bedeutung sein, dass für die Unternehmen bei längeren Regulierungsperioden die Vorgaben pro Jahr geringer werden und somit den Unternehmen länger Zeit gegeben wird, ihre Effizienz zu steigern.

International liegen die Zeiträume der Regulierungsperioden im Durchschnitt. Der Abbau der Ineffizienzen soll in den Niederlanden sogar schon in sechs Jahren abgeschlossen sein. Wichtig ist jedoch zu berücksichtigen, dass schon eine Regulierungsperiode ohne individuelle X-Faktoren durchgeführt wurde.^[100]

2.4.5. Ausblick auf zukünftige Regulierungsperioden

Nach den ersten beiden Regulierungsperioden, die die Grundlage für diese Arbeit bilden, schlägt die BNetzA die Implementierung eines reinen Vergleichswettbewerbs, siehe Kapitel 2.3.2., vor.^[101] Die Theorie des Vergleichswettbewerbs ist sehr bestechend. Ein Unternehmen, das im Vergleich zu anderen Unternehmen effizient agiert, kann seine Effizienzvorteile periodenübergreifend einbehalten.

Es ist wichtig, darauf hinzuweisen, dass im Moment auch schon viele Yardstick-Elemente im Konzept der BNetzA enthalten sind, wie zum Beispiel der individuelle X-Faktor, der durch das Benchmarking (Unternehmensvergleich) bestimmt wird. Von daher wäre eine Umstellung zu einem reinen Vergleichswettbewerb nicht zu groß.

Trotzdem stellt Bauer fest, dass ein reiner Vergleichswettbewerb nicht mit dem EnWG Grundsatz der kostenorientierten Entgeltbildung vereinbar wäre. Anders als im Konzept für die ersten zwei Perioden, in denen vor einer Periode eine regulatorische Kostenprüfung durchgeführt wird, würde der Erlös eines Unternehmens allein aufgrund eines Vergleichs mit anderen Netzbetreibern festgelegt werden, ohne dass die individuelle Kostensituation Berücksichtigung findet.^[102]

[...]

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^[1] Vgl. Joskow (2005), S. 2.

^[2] Vgl. Europäische Kommission (2003), S. 5.

^[3] Vgl. Brunekreeft / Twelemann (2004), S. 168; Heck (2006), S. 38.

^[4] Vgl. VDN (2006a), S. 9.

^[5] Es werden unzulängliche Quellenangaben gemacht, zudem vertreten die Quellen subjektive Interessen.

^[6] Vgl. Borszcz (2003), S. 8.

^[7] Vgl. Heck (2006), S. 31.

^[8] Vgl. Borszcz (2003), S. 48.

^[9] Vgl. Brunekreeft / Keller (2003), S. 149.

^[10] Vgl. Kuhlmann / Vogelsang (2005), S. 33.

^[11] Vgl. Borszcz (2003), S. 32.

^[12] Vgl. Kuhlmann / Vogelsang (2005), S. 34.

^[13] Vgl. Growitsch (2005), S. 62.

^[14] Vgl. Borszcz (2003), S. 36.

^[15] Vgl. Kuhlmann / Vogelsang (2005), S. 37; Borszcz (2003), S. 27.

^[16] Vgl. Borszcz (2003), S. 46.

^[17] Vgl. Bauer (2006), S. 51.

^[18] Vgl. Heck (2006), S. 34.

^[19] Genauere Erläuterung zu Gründen der Liberalisierung in UK, vgl. Armstrong et al. (1994), S. 163ff..

^[20] Vgl. Heck (2006), S. 33.

^[21] Sicherlich gibt es auch andere Gründe, die zu den genannten Resultaten beigetragen haben, aber das Regulierungsregime ist sachgerecht als ein Hauptgrund zu nennen.

^[22] Vgl. Europäische Kommission (2003), S. 15; Kutschke (2006), S. 29.

^[23] Vgl. Börninck (2003), S. 24; VIK (2006), S. 3f.

^[24] Vgl. Fritsch et al. (2003), S. 179.

^[25] Vgl. Knieps (2005), S. 25.

^[26] Vgl. Borszcz (2003), S. 17.

^[27] Vgl. Fritsch et al. (2003), S. 180.

^[28] Vgl. Varian (2004), S. 574f.; Knieps (2005), 9f.

^[29] Weiter ist zu Bedenken, dass die Nachfrage nach Strom relativ unelastisch ist. Dies hat zur Folge, dass die Mengenallokation bei Stromnetzen von sekundärer Bedeutung ist.

^[30] Vgl. Varian (2004), S. 445.

^[31] Vgl. Fritsch et al. (2003), S. 227.

^[32] Vgl. Laffont / Tirole (1993), S. 14f.

^[33] Vgl. Kunz (2003), S. 53.

^[34] Vgl. Fritsch et al. (2003), S. 237.

^[35] Vgl. Averch / Johnson (1962), S. 1067.

^[36] Vgl. Joskow (2005), S. 8.

^[37] Vgl. Varian (2004), S. 692.

^[38] Vgl. ebenda, S. 690.

^[39] Vgl. Franz et al. (2005b), S. 7.

^[40] Vgl. Armstrong / Sappington (2006), S. 330.

^[41] Vgl. Laffont / Tirole (1993), S. 10ff..

^[42] Vgl. Laffont / Tirole (1993), S. 137; Armstrong / Sappington (2006), S. 333.

^[43] Vgl. Joskow (2005), S. 27.

^[44] Vgl. Franz et al. (2005b), S. 16.

^[45] Es wird „reiner“ Vergleichswettbewerb benutzt, weil bei der Festlegung der X-ind. durch Benchmarking auch Vergleichselemente vorhanden sind.

^[46] Vgl. Shleifer (1985), S. 319.

^[47] Vgl. Bauer et al. (2006), S. 36.

^[48] Vgl. BNetzA (2006a), Rz. 8.

^[49] Vgl. Leprich (2006), S. 196.

^[50] Vgl. Joskow (2005), S. 24 und 36f..

^[51] Vgl. Armstrong et al. (1994), S. 99f..

^[52] Vgl. Sappington (2003), S. 357.

^[53] Vgl. Kinnunen (2004), S. 258.

^[54] Vgl. Parker et al. (2006), S. 118.

^[55] Vgl. Jamasb et al. (2004).

^[56] Vgl. Joskow (2006), S. 7.

^[57] Vgl. Dohmah / Pollitt (2001), S. 121.

^[58] Vgl. Elliott (2006), S. 99f..

^[59] Vgl. Ter-Martirosyan (2003), S. 12f..

^[60] Vgl. Jamasb et al. (2004), S. 46f..

^[61] Vgl. Ai / Sappington (2002).

^[62] Vgl. Banerjee (2002).

^[63] Vgl. Burns / Riechmann (2004a), S. 8f..

^[64] Vgl. Burns et. al. (2005), S. 105.

^[65] Vgl. Kinnunen (2004), S. 267ff..

^[66] Ebenso Joskow (2005), S. 85.

^[67] Vgl. BNetzA (2006a), S. 13, erster Satz des Berichts, vor Rz. 1.

^[68] Vgl. ebenda, Rz. 3.

^[69] Vgl. ebenda, Rz. 4.

^[70] Vgl. Böwing / Litpher (2006), S.34f..

^[71] Vgl. BNetzA (2006a), Rz. 337.

^[72] Vgl. ebenda, Rz. 730.

^[73] Die Begriffe Effizienzvergleich und Benchmarking werden im folgendem synonym verwendet.

^[74] Vgl. BNetzA (2006a), Rz. 107.

^[75] Vgl. ebenda, Rz. 776.

^[76] EnWG §112a (1).

^[77] EnWG §112a (2).

^[78] Vgl. BNetzA (2006a), Rz. 396ff..

^[79] EnWG §112a (2).

^[80] http://www.bundesnetzagentur.de/export/3475.html

^[81] Üblicherweise haben Referate in Bundesministerien die Größe von sechs bis sieben Beamten.

^[82] Vgl. RWE (2006a), S. 4f..

^[83] http://www.bundesnetzagentur.de/export/3472.html

^[84] Vgl. VRE – VDN – VDEW (2006), S. 57; RWE (2006a), S. 15.

^[85] Vgl. BNetzA (2006a), Rz. 278.

^[86] Vgl. Parker et al. (2006), S. 122 ; Schaefer / Schönefuss (2006), S. 179; BNetzA (2006a), Rz 1388.

^[87] Vgl. Steinbach / Kremp (2006), S. 35ff..

^[88] Vgl. BNetzA (2006a), Rz. 274.

^[89] Vgl. Richmann / Rodgarkia-Dara (2006), S. 207f..

^[90] Vgl. BNetzA (2006d), Rz. 9.

^[91] Vgl. PwC (2006), S. 11ff..

^[92] Vgl. BNetzA (2006a), Rz. 825.

^[93] Vgl. Nera Consulting (2006), S. 32; PwC (2006), S. 17.

^[94] Vgl. Stronzik (2006); Brunekreeft / Müller (2006)

^[95] Vgl. BNetzA (2006a), Rz. 131.

^[96] Vgl. Ebenda, Rz. 110.

^[97] Vgl. E.ON AG (2006), S. 7; VRE – VDN – VDEW (2006a), S. 8.

^[98] Vgl. EnBW AG (2006), S. 6.

^[99] Vgl. Joskow (2005), S. 29.

^[100] Vgl. Hesseling (2006), S.56f.

^[101] Vgl. BNetzA (2006a), Rz. 341ff..

^[102] Vgl. Bauer et al. (2006), S. 72.