Abkürzungsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Tabellenverzeichnis
1. Einführung
1.1 Problemstellung
1.2 Aufbau der Arbeit
2. Ökonomische Fundierung der Netzregulierung
2.1 Regulierungsbedarf in Netzindustrien
2.2 Regulierungsbedarf im deutschen Strom- und Gassektor
2.3 Ziele der Netzregulierung
2.4 Methoden der Netzentgeltregulierung
2.4.1 Kostenorientierte Regulierung
2.4.2 Investitionsanreize bei kostenorientierter Regulierung
2.4.3 Anreizorientierte Regulierung
2.4.4 Investitionsanreize bei anreizorientierter Regulierung
3. Darstellung der Anreizregulierung im deutschen Strom- und Gassektor
3.1 Regulierungsinstanz
3.2 Konzept der Anreizregulierung
3.2.1 Ausgangsniveau zur Bestimmung der Erlösobergrenze
3.2.2 Effizienzvergleich
3.2.3 Regulierungsformel
3.2.4 Berücksichtigung von Investitionen während der Regulierungsperiode
4. Auswirkungen der Anreizregulierung auf die Rentabilität von Netzinvestitionen
4.1 Gesetzlich vorgegebene Kapitalverzinsung im Netzbereich
4.1.1 Relevanz der Kapitalverzinsung
4.1.2 Determinanten der Kapitalverzinsung
4.1.3 Ermittlung der Eigenkapitalzinssätze durch die BNetzA
4.1.4 Ermittlung des Fremdkapitalzinssatzes durch die BNetzA
4.1.5 Kapitalkosten auf Basis der gesetzlich vorgegebenen Kapitalverzinsung
4.2 Effektive Kapitalverzinsung im Netzbereich
4.2.1 Investitionstheoretische Grundlagen
4.2.2 Übergreifende Prämissen
4.2.3 Szenariobeschreibung
4.2.4 Ergebnisse
4.2.5 Schlussfolgerungen
5. Zusammenfassung
Literaturverzeichnis
Rechtsprechungsverzeichnis
Anhang
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 1: Wertschöpfung und Regulierungsbedarf im deutschen Strom- und Gassektor
Abbildung 2: Berechnung der Netzkosten nach § 4 Abs. 2 StromNEV bzw. GasNEV
Abbildung 3: Security Market Line
Abbildung 4: Entwicklung der Erlöse bei vollständiger Kostenüberwälzung im Strom- und
Abbildung 6: Eigenkapitalkosten und -renditen für Basisszenario 1 im Stromsektor
Abbildung 7: Eigenkapitalkosten und -renditen für Basisszenario 1 im Gassektor
Abbildung 8: Eigenkapitalkosten und -renditen für Basisszenario 2 im Stromsektor
Abbildung 9: Eigenkapitalkosten und -renditen für Basisszenario 2 im Gassektor
Abbildung 10: Zusammensetzung des Einzelhandelspreises Strom und Gas für Haushaltskunden 2008
Abbildung 11: Zuverlässigkeit der deutschen Stromversorgung 2007
Abbildung 12: Investitionsbedarf im deutschen Energieversorgungsnetz
Abbildung 13: Entwicklung der Netzentgelte im deutschen Strom- und Gassektor von 2006 bis 2008
Abbildung 14: Marktrisikoprämie
Abbildung 15: Zusammensetzung der Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten
Abbildung 16: Inkonsistenz in der Bewertung der Fremdkapitalzinssätze
Abbildung 17: Graphische Veranschaulichung von Basisszenario 1
Abbildung 18: Graphische Veranschaulichung von Basisszenario 2
Tabelle 1: Empfehlungen für kalkulatorische Eigenkapitalzinssätze von KEMA und NERA
Tabelle 2: Berechnung der Cash Flows
Tabelle 3: Szenarien
Tabelle 4: Gesamt- und Eigenkapitalrendite bei vollständiger Kostenüberwälzung
Tabelle 5: Basisszenario 1 im Stromsektor
Tabelle 6: Basisszenario 1 im Gassektor
Tabelle 7: Basisszenario 2 im Stromsektor
Tabelle 8: Basisszenario 2 im Gassektor
Tabelle 9: Ermittlungsschema der kalkulatorischen Abschreibungen nach § 6 StromNEV bzw. GasNEV
Tabelle 10: Ermittlungsschema der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach § 7 StromNEV bzw. GasNEV
Tabelle 11: Ermittlungsschema der kalk. Gewerbesteuer nach § 8 StromNEV bzw. GasNEV
Tabelle 12: Ermittlung der Kapitalkostenannuitäten nach § 14 Abs. 2 ARegV
Tabelle 13: Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 ARegV
Tabelle 14: Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten
Tabelle 15: Verbraucherpreisindex für Deutschland (Jahreswerte)
Tabelle 16: Höchstgrenze anerkannter Fremdkapitalzinssatz für Investitionsbudgets 2008
Seit Ende der 90er Jahre vollzieht sich auf den europäischen Strom- und Gasmärkten ein kontinuierlicher Liberalisierungsprozess mit dem Ziel, die Energiepreise nachhaltig zu senken und die Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsraums zu erhöhen.1 Ausgangspunkt waren die Binnenmarktrichtlinien für Strom von 19962 und für Gas von 19983 der Europäischen Union (EU), mit denen in den Mitgliedsstaaten schrittweise Wettbewerb eingeführt und eine Vereinheitlichung der rechtlichen Rahmenbedingungen in den einzelnen Ländern erreicht werden sollte.4 Zur Umsetzung der EU-Richtlinien hat der deutsche Gesetzgeber das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) im Jahr 1998 bzw. 20035 grundlegend reformiert. Die kartellrechtliche Freistellung6 wurde für unzulässig erklärt und die bis dahin geschlossenen Versorgungsmonopole aufgehoben. Somit wurde eine wesentliche Voraussetzung für die Einführung von Wettbewerb geschaffen. Den Engpass bei der Liberalisierung des Energiemarktes stellen jedoch die als natürliche Monopole geltenden Versorgungsnetze dar. Damit der Wettbewerb funktionieren kann, muss Dritten ein diskriminierungsfreier Netzzugang gewährt werden, um Kunden den Wechsel zu anderen Anbietern zu ermöglichen.7 Deutschland entschied sich als einziges Mitgliedsland der EU zunächst für einen verhandelten Netzzugang und damit gegen eine Regulierungsbehörde. Dabei wurden die Netzbetreiber lediglich verpflichtet, anderen Unternehmen ihre Netze zur Durchleitung von Energie zur Verfügung zu stellen, ohne jedoch konkrete Vorgaben für die Preise und Bedingungen zu machen. Die Einzelheiten dazu wurden durch die Verbände der Energiewirtschaft und -verbraucher festgelegt (sog. Verbändevereinbarungen) und lediglich im Verdachtsfall einer kartellrechtlichen Missbrauchskontrolle unterzogen.
Im Ergebnis musste der Netzzugang mühsam und zeitraubend verhandelt bzw. vor Gericht geklärt werden. Eine Diskriminierung durch überhöhte Entgelte für die Netznutzung konnte jedoch nicht verhindert werden.8
Nachdem sich der Liberalisierungsprozess auf dem gesamten europäischen Energiemarkt nicht in dem erwarteten Umfang entwickelt hatte, wurden im Jahr 2003 die EU-Beschleunigungsrichtlinien Strom9 und Gas10 verabschiedet.11 Im Rahmen dieser Richtlinien wurden alle Mitgliedstaaten zu einer vollständigen Öffnung des Energiemarktes bis zum 1. Juni 2007, zu weitreichenden Entflechtungsmaßnahmen für vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen (EVU), zur Einführung eines regulierten Netzzugangs sowie zur Einrichtung einer Regulierungsbehörde verpflichtet. Als Folge dieser Vorgaben hat der deutsche Gesetzgeber das EnWG im Jahr 2005 erneut grundlegend geändert.12 Die zentralen Inhalte des neuen EnWG sind Vorgaben zur rechtlichen, organisatorischen, informatorischen sowie buchhalterischen Entflechtung zwischen Netzbetrieb und den übrigen
Tätigkeitsbereichen von vertikal integrierten EVUs13, Regelungen für die Netzzugangsbedingungen sowie die Verpflichtung der Netzbetreiber, ihre Netzentgelte im Voraus von einer Regulierungsbehörde genehmigen zu lassen14. Als Regulierungsbehörde sind die Bundesnetzagentur (BNetzA) sowie die Landesregulierungsbehörden vorgesehen.
Die Regulierung der Netzentgelte erfolgte seitdem kostenorientiert auf Basis der Netzentgeltverordnungen für Strom (StromNEV) und Gas (GasNEV) aus dem Jahr 2005. Dieses Regulierungssystem garantierte den Netzbetreibern eine vollständige Deckung ihrer netzbetriebsspezifischen Kosten zuzüglich einer vorgegebenen Rendite auf das eingesetzte Kapital. Die Kostenorientierung verhindert übermäßige Renditen und verschafft den Netzbetreibern Planungssicherheit, was sich positiv auf die Investitionsbereitschaft zugunsten der Versorgungssicherheit auswirkt. Jedoch besteht für die Netzbetreiber kein Anreiz, ihre Kosten zu senken. Vielmehr besteht die Gefahr, dass überflüssige Kosten produziert und zulasten der Endverbraucher auf die Preise überwälzt werden.
Um Anreize für Effizienzsteigerungen zu schaffen, wurde die bisher angewandte Kostenregulierung zum 01.01.2009 durch eine Anreizregulierung auf Basis der im Jahr 2007 in Kraft getretenen Anreizregulierungsverordnung (ARegV) abgelöst. Durch die Vorgabe einer von den aktuellen Kosten weitgehend unabhängigen Obergrenze für den Gesamterlös aus den Netzentgelten werden die Netzbetreiber motiviert, ihre Kosten während einer Regulierungsperiode zu senken, um höhere Gewinne zu realisieren. Dabei besteht allerdings die Gefahr, dass die Effizienzsteigerungen zulasten der Versorgungssicherheit durch Unterlassen oder Verzögerung notwendiger Netzinvestitionen generiert werden. Die Gewährleistung einer sicheren sowie zuverlässigen Energieversorgung ist jedoch eine wesentliche Voraussetzung für die Wettbewerbsfähigkeit eines Landes und baut auf einer intakten sowie dauerhaft belastbaren Netzinfrastruktur auf.
Damit die Versorgungssicherheit im deutschen Strom- und Gassektor auch zukünftig aufrecht erhalten werden kann, ist der Regulierer gefordert, ausreichende Anreize zu schaffen, damit notwendige Instandhaltungs- und Ausbauinvestitionen weiterhin erstrebenswert sind. Für die deutschen EVU s, die seither durch eine hohe Kapital- und Fixkostenintensität gekennzeichnet sind, bringen die veränderten Rahmenbedingungen eine deutliche Zunahme von Risiken hinsichtlich der Auslastung und Amortisation mit sich.15 Dies liegt zum einen darin begründet, dass aufgrund der (zeitlich begrenzten) Kostenunabhängigkeit der Erlöse in einem anreizorientierten Regulierungssystem deutlich höhere Renditeschwankungen zu erwarten sind als in einem kostenorientierten Regulierungssystem, bei dem sich die Erlöse eng an den Kosten orientieren. Zum anderen ist das System der Anreizregulierung in Deutschland noch relativ neu und unerprobt, weshalb eine hohe Unsicherheit hinsichtlich der Vergütung von Investitionen besteht.16 Um Investitionshemmnissen zu begegnen, sollte den Unternehmen daher insbesondere die Möglichkeit gegeben werden, langfristig eine dem höheren Risiko angemessene Kapitalverzinsung zu erzielen.
Für die EVUs, die ihre Investitionsentscheidungen in der Vergangenheit aufgrund der bislang relativ hohen Planungssicherheit vielfach mittels statischer Investitionsrechenverfahren trafen, ergibt sich aus den neuen Rahmenbedingungen die Erfordernis, ihre bestehenden Investitionskalküle und -planungsprozesse zu überprüfen und evtl. anzupassen.17 Dabei müssen die Vorgaben der ARegV, der Strom- und GasNEV sowie die Genehmigungspraxis der Regulierungsbehörden berücksichtigt werden18. Durch die Länge einer Regulierungsperiode von fünf Jahren und dem zeitlichen Vorlauf von Kostenprüfungen können erhebliche zeitliche Verzögerungen zwischen den Investitionsauszahlungen und der Berücksichtigung in der Erlösobergrenze auftreten. Dadurch wird die Rentabilität einer Investition maßgeblich vom Jahr der Durchführung beeinflusst. Statische Verfahren der Investitionsrechnung sind daher als Planungsgrundlage für Investitionsentscheidungen weniger geeignet. Vielmehr erfordern die neuen Rahmenbedingungen eine dynamische Investitionsrechnung, die auf den mit der Investition verbundenen Ein- und Auszahlungen basiert und den zeitlichen Anfall der Zahlungen berücksichtigt.19 Ziel der vorliegenden Arbeit ist die analytische Betrachtung, inwieweit es einem Verteilnetzbetreiber unter den Vorgaben der genannten Verordnungen sowie der Regulierungspraxis der BNetzA möglich ist, eine angemessene Rendite auf Netzinvestitionen im Strom- und Gassektor zu erwirtschaften.
Die vorliegende Arbeit ist in 5 Kapitel aufgebaut. Im Anschluss an die Einführung in Kapitel 1 konzentriert sich das Kapitel 2 auf die ökonomische Fundierung der Netzregulierung. Dabei wird zunächst der Regulierungsbedarf in Netzindustrien allgemein und anschließend speziell im Strom- und Gassektor auf Basis des disaggregierten Regulierungsansatzes verdeutlicht. Insbesondere wird die potenzielle Marktmacht sog. monopolistischer Bottlenecks analysiert und der daraus resultierende Regulierungsbedarf zur Schaffung eines wirksamen Wettbewerbs in den vor- und nachgelagerten Märkten erläutert. Darauf aufbauend werden die Ziele der Regulierung von Energieversorgungsnetzen sowie der damit verbundene Zielkonflikt beschrieben. Weiterhin werden die Grundprinzipien sowie die wesentlichen Instrumente kosten- und anreizorientierter Regulierungsmethoden dargestellt und jeweils Überlegungen zu den Investitionsanreizen der beiden Regulierungsmethoden angestellt.
Im Kapitel 3 wird die Ausgestaltung der Anreizregulierung im deutschen Strom- und Gassektor näher erläutert. Einleitend wird zunächst auf die institutionellen Zuständigkeiten und Kompetenzen der Regulierungsbehörden - vor allem der BNetzA - eingegangen. In den nachfolgenden Gliederungspunkten werden die Mechanismen der Anreizregulierung für Verteilnetzbetreiber im regulären Verfahren beschrieben. Für Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber sowie für kleinere Netzbetreiber mit bis zu 30.000 angeschlossenen Kunden im Stromsektor bzw. 15.000 angeschlossenen Kunden im Gassektor trifft die hier beschriebene Ausgestaltung nur teilweise zu. Gerade im Bereich des Effizienzvergleichs sowie der Berücksichtigung von Investitionen während einer Regulierungsperiode gelten für diese Netzbetreiber abweichende Regelungen, die im Rahmen dieser Arbeit nicht weiter erläutert werden.
Im Kapitel 4 werden die Auswirkungen der Anreizregulierung auf die Rentabilität von Netzinvestitionen im deutschen Strom- und Gassektor analysiert. Dabei ist für die Beurteilung von Netzinvestitionen zwischen der vom Gesetzgeber bzw. vom Regulierer zugestandenen Kapitalverzinsung und der aus den regulatorischen Vorgaben resultierenden effektiven Kapitalverzinsung zu unterscheiden. Im ersten Abschnitt dieses Kapitels werden zunächst die grundlegende Relevanz sowie die wesentlichen Determinanten (Inflation, Ertragssteuern und Risiken) der Kapitalverzinsung analysiert und anschließend die Methodik der BNetzA zur Ermittlung der zulässigen Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals (EK) sowie Fremdkapitals (FK) erläutert. Darauf aufbauend werden die auf Basis der Regulierung normierten Kapitalkosten abgeleitet. Im zweiten Abschnitt dieses Kapitels werden zunächst die investitionstheoretischen Grundlagen - speziell der dynamischen Investitionsrechenverfahren - vorgestellt. Anschließend wird anhand eines Idealfalls sowie verschiedener Szenarien untersucht, wie sich die Regelungen der ARegV, der Strom- und GasNEV sowie die aktuelle und erkennbare Regulierungspraxis der BNetzA auf die zu erwartenden Eigen- und Gesamtkapitalrenditen von Neuinvestitionen im Strom- und Gassektor auswirken. Grundlage der Berechnungen ist ein Excel-Modell des Bundesverbands der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), das für die vorliegende Arbeit auf rechnerische Richtigkeit und Verordnungskonformität überprüft und an die aktuelle Rechtsprechung sowie Vorgaben der BNetzA angepasst wird.
Im abschließenden Kapitel 5 werden die Ergebnisse der vorliegenden Arbeit zusammengefasst.
Regulatorische Eingriffe in das Wirtschaftsgeschehen können aus unterschiedlichen Gründen und in vielfältiger Weise erfolgen. Das Spektrum staatlicher Interventionen reicht von der übergreifenden ordnungspolitischen Rahmensetzung bis hin zur sektorspezifischen Eingrenzung der Gewerbe- und Vertragsfreiheit sowie Kontrolle einzelner Unternehmen oder der direkten Durchführung wirtschaftlicher Aktivitäten durch den Staat selbst.20
In der Vergangenheit wurde überwiegend die Auffassung vertreten, dass ein Wettbewerb in Netzsektoren21 wegen des natürlichen Monopolcharakters nicht funktionsfähig22 sei und somit einer globalen „End-zu-End-Regulierung" bedarf.23 Bündelungsvorteile in Form von Skalen- und Verbunderträgen (economies of scale and scope) führen dazu, dass die Gesamtnachfrage durch einen Anbieter kostengünstiger als durch mehrere konkurrierende Anbieter befriedigt werden kann und folglich die Kostenfunktion zumindest im relevanten Nachfragebereich subadditiv verläuft. Gleichzeitig ist der Markteintritt mit hohen irreversiblen Investitionen in eigene Produktionsfaktoren (z.B. Kraftwerke und Leitungsnetze im Stromsektor) verbunden, die bei einem Marktaustritt unwiederbringlich verloren sind (sunk costs). Für den etablierten Anbieter stellen diese irreversiblen Kosten keine Opportunitätskosten mehr dar, wohl dagegen für die potenziellen Wettbewerber. Diese bedeutende Asymmetrie eröffnet dem etablierten Anbieter einen strategischen Verhaltensspielraum, so dass potenzielle Wettbewerber trotz ineffizienter Produktion oder Überschussgewinne vor einem Marktzutritt abgeschreckt werden24. Aufgrund von Marktversagen würden folglich viele Versorgungsleistungen unter reinen Wettbewerbsbedingungen nicht in ausreichender Menge oder Qualität angeboten werden, was dem sozialstaatlichen Prinzip einer Gleichbehandlung der Bürger widerspricht. Um dennoch eine flächendeckende Versorgung für die Allgemeinheit zu einem sozialverträglichen Preis zu garantieren, übernahm der Staat die Bereitstellung mittels öffentlicher Unternehmen und/oder hat für private Unternehmen wettbewerbsrechtliche Ausnahmebehandlungen vorgenommen sowie deren monopolistische Strukturen unter der Auflage einer flächendeckenden Versorgung durch Marktzutrittsschranken geschützt.25 Die monopolistischen Strukturen sollten eine langfristige Planungssicherheit bieten, langfristige Investitionen ermöglichen und Investitionen in parallele Leitungsnetze verhindern. Zur Disziplinierung der Marktmacht wurden die Unternehmen einer Preis- und Gewinnregulierung unterzogen26, wobei ihnen die erwirtschafteten Überschussgewinne aus profitablen Leistungen (z.B. Anschluss einer dicht bebauten Siedlung) teilweise zur internen Subventionierung defizitärer Leistungen (z.B. Anschluss eines Einsiedlerhofes) im Interesse eines Einheitstarifes zugestanden wurden27. Gleichwohl haben sich in der jüngeren Vergangenheit die technologischen Bedingungen in bestimmten Bereichen der Wertschöpfungskette (z.B. Energieerzeugung) derart geändert, dass die Subadditivität bzw. Irreversibilität der Kosten nicht mehr besonders ausgeprägt ist und somit die Möglichkeit zur Innovation und folglich zum Wettbewerb besteht. Folglich waren die traditionellen Regulierungsmaßnahmen insbesondere in diesen Bereichen überflüssig und es wurde begonnen, die Märkte der Netzindustrien zu liberalisieren sowie die öffentlichen Unternehmen zu privatisieren (z.B. Deutsche Telekom AG)28. Die einhergehende Deregulierungspolitik zielt in erster Linie darauf ab, das Wohlfahrtsniveau zu erreichen, dass sich in einem perfekt funktionierenden Markt bei vollkommener Konkurrenz29 ergeben würde. Jedoch birgt sie auch die Gefahr in sich, dass die interne Subventionierung im Interesse eines Einheitstarifes nicht mehr möglich ist. Ein freier Marktzutritt und Wettbewerb in den lukrativen Bereichen (sog. Rosinenpicken) würde die Überschüsse verzehren, die zum Ausgleich defizitärer Bereiche notwendig sind30. Somit widerspricht die generell erwünschte Liberalisierung der Märkte der traditionellen globalen „End-zu-End-Regulierung".
Für eine ökonomisch fundierte Beurteilung des verbleibenden sektorspezifischen Regulierungsbedarfs in Netzindustrien bietet der Bottleneck-Ansatz einen möglichen Beurteilungsmaßstab. Dabei muss grundsätzlich zwischen denjenigen Teilbereichen der Wertschöpfungskette unterschieden werden, in denen weiterhin eine stabile Marktmacht des Alteingesessenen vorliegt (monopolistischer Bottleneck), und solchen Teilbereichen, die durch aktiven bzw. potenziellen Wettbewerb gekennzeichnet sind. Ausschließlich in den Bereichen, die gleichzeitig durch eine stark ausgeprägte Subadditivität und Irreversibilität der Kosten sowie eine wesentliche Einrichtung geprägt sind, ist eine sektorspezifische Regulierung zur Disziplinierung der Marktmacht gerechtfertigt. Eine Einrichtung ist nur dann als wesentlich anzusehen, wenn sie für den Zugang zu einer komplementären Stufe weder aktiv noch passiv zu substituieren ist, keine vergleichbare Einrichtung besteht, noch diese in absehbarer Zeit mit angemessenem Aufwand zu duplizieren ist31. Um die Effizienzvorteile eines funktionsfähigen Wettbewerbs auszuschöpfen, müssen die regulatorischen Eingriffe auf ein absolutes Mindestmaß beschränkt bleiben (disaggregierter Regulierungsansatz).32 Selbst wenn Anreize zu einer möglichen Übertragung der Marktmacht auf komplementäre Teilbereiche bestehen, lässt sich hieraus nicht die Notwendigkeit einer End-zu-End-Regulierung und eines pauschalen Einsatzes der Regulierungsinstrumente ableiten. Vielmehr muss der Zugang zum monopolistischen Bottleneck für sämtliche aktiven und potenziellen Wettbewerber diskriminierungsfrei und zu angemessenen Kosten ermöglicht werden, damit die Wettbewerbspotenziale auf den komplementären Märkten vollständig ausgenutzt werden können. Die Zugangsbedingungen müssen so ausgestaltet sein, dass genügend Anreize für technologischen Fortschritt und Investitionen gesetzt werden und somit der potenzielle Wettbewerb auf der Bottleneck-Ebene nicht behindert wird. Darüber hinaus sollte die Notwendigkeit von Regulierungseingriffen periodisch überprüft werden, da der rasche technologische Fortschritt insbesondere in dynamischen Sektoren (z.B. Telekommunikation) schrittweise zu einer Auflösung monopolistischer Bottlenecks führen kann (sog. Phasing-out) und somit die entsprechende Regulierung nicht mehr gerechtfertigt und folglich abzubauen ist.33 In den Bereichen, in denen mindestens eine der Bedingungen für einen monopolistischen Bottleneck nicht (mehr) erfüllt ist, ist sowohl der potenzielle als auch der aktive Wettbewerb als funktionsfähig anzusehen. Eine Regulierung wäre in diesem Fall nicht nur überflüssig, sondern auch mit hohen administrativen Kosten und Anreizverzerrungen (z.B. hinsichtlich der Investitionsbereitschaft) verbunden. Wie in allen anderen wettbewerblich organisierten Märkten ist hier eine Missbrauchsaufsicht im Sinne des allgemeinen Kartellrechts völlig ausreichend.34
Entsprechend des Bottleneck-Ansatzes sollte sich die Identifikation monopolistischer Bottlenecks nicht auf einen Netzsektor als Ganzes (End-zu-End-Netzphilosophie ohne Schnittstellen) beziehen, sondern vielmehr auf eine ökonomisch sinnvolle Disaggregierung der Wertschöpfungskette. Dabei muss zur Beurteilung des verbleibenden sektorspezifischen Regulierungsbedarfs untersucht werden, ob auf einer Stufe ein nicht angreifbares natürliches Monopol vorliegt, dessen Zugang unabdingbar ist, um eine komplementäre Leistung auf einer vor- bzw. nachgelagerten Stufe zu erbringen.35
Die disaggregierte Betrachtungsweise des deutschen Strom- und Gassektors lässt sich mit Hilfe der folgenden Abbildung einfach und übersichtlich darstellen:
Abbildung 1: Wertschöpfung und Regulierungsbedarf im deutschen Strom- und Gassektor
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
(Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an: PricewaterhouseCoopers, 2008, S. 477)
Die Wertschöpfungsstufen Beschaffung/Erzeugung, Großhandel und Vertrieb sind grundsätzlich wettbewerbsfähig. Sie unterliegen der Wettbewerbsaufsicht durch die Kartellbehörden und stellen kein natürliches Monopol dar, das einer spezifischen Regulierung bedarf.36 Strom wird überwiegend im Inland durch verschiedenste Kraftwerke (z.B. Kern-, Gasturbinen-, Heizkraftwerke) produziert, deren einzelne Kapazitäten im Vergleich zur Gesamtnachfrage jedoch relativ gering sind. Zudem lässt sich Strom im Gegensatz zu Gas nicht speichern, so dass sich das Angebot an dem zyklisch schwankenden Nachfrageverhalten der Verbraucher orientieren muss.
Dabei werden zur Deckung von Bedarfsspitzen meist kleinere Kraftwerke eingesetzt, deren Rentabilität aufgrund neuer Erzeugungstechnologien deutlich gestiegen ist. Größenvorteile bestimmen somit nicht (mehr) vorrangig die Effizienz, so dass viele Erzeuger Strom anbieten und zu minimalen Stückkosten produzieren können37.
Im Gegensatz zu Strom wird Erdgas38 aus Naturvorkommen gefördert und muss in Deutschland zu mehr als 80% aus dem Ausland (z.B. Russland, Norwegen, Niederlande) 39 über große Pipelines oder in verflüssigter Form (LNG, Liquified Natural Gas) mittels Tankschiffen importiert werden.40 Die Zahl der bisherigen Förderländer ist begrenzt, jedoch eröffnen sich mit der verstärkten Verbreitung von Flüssiggas zunehmend neue Bezugsmöglichkeiten, sodass zukünftig von einer Steigerung der Wettbewerbsintensität auf der Importebene auszugehen ist. Allerdings wird der Markteintritt neuer Unternehmen durch langfristige und über große Mengen abgeschlossene Lieferverträge zwischen den Produzenten und Importeuren erschwert41. Da sich die wesentlichen Förderländer jedoch im außereuropäischen
Ausland befinden, ist eine Regulierung nach europäischem Recht nicht möglich42
.Die Wertschöpfungsstufen Großhandel und Vertrieb haben sich erst mit der Liberalisierung des Strommarktes und allmählich auch im Gasmarkt als eigenständige wettbewerbsfähige Stufen etabliert.43 Auf der Großhandelsstufe haben industrielle Großkunden und Weiterverteiler ihren gesamten Strom- bzw. Gasbedarf vor der Liberalisierung in der Regel mittels langfristigen Lieferverträgen mit den vorgelagerten Netzbetreibern gedeckt. Mittlerweile werden zumindest im Strommarkt vermehrt kurz- und mittelfristige Handelsgeschäfte über Energiebörsen wie die Leipziger EEX (European Energy Exchange)44 oder auch bilaterale
Geschäfte (sog. OTC-Geschäfte) per Telefon bzw. Internet getätigt. Dadurch sinkt die Abhängigkeit von einzelnen Lieferanten und es kann schneller auf Preisentwicklungen reagiert werden. Zudem haben reine Handelsunternehmen ohne eigene Netz- bzw. Erzeugungskapazitäten die Möglichkeit, auf der Großhandelsstufe tätig zu werden.45 Der Vertriebsstufe kommt eine rein wirtschaftliche Funktion zu. Während die Netzbetreiber weiterhin für den physikalischen Anschluss der Endkunden an das Verteilnetz zuständig sind, kaufen die Unternehmen auf der Vertriebsstufe den Strom bzw. das Gas im Rahmen von Lieferverträgen beim Produzenten bzw. Importeur oder über Energiebörsen ein und verkaufen diese anschließend an die Endkunden (Industrie-, Haushalts- und Kleingewerbekunden) weiter. Zudem werden die Zähler abgelesen und sonstige Dienstleistungen erbracht. Die Vertriebsstufe nimmt dadurch eine klassische Vermittlerrolle zwischen den einzelnen Wertschöpfungsstufen ein.46 Da keine irreversiblen Kosten entstehen und auftretende Skaleneffekte (z.B. beim Strom-/Gaseinkauf) vernachlässigbar gering sind, ist die Großhandels- und die Vertriebsstufe grundsätzlich wettbewerbsfähig, was sich auch in der großen Anzahl von Anbietern und Nachfragern widerspiegelt.47
Die Wertschöpfungsstufen Transport und Verteilung weisen aufgrund der Notwendigkeit eines Leitungsnetzes zur Strom- und Gasversorgung die typischen Merkmale eines nicht angreifbaren natürlichen Monopols auf. Das innerdeutsche Transportnetz ist in die internationale Transportebene integriert und verbindet die Wertschöpfungsstufen Beschaffung/Erzeugung und Großhandel mit der Verteilungsstufe sowie mit einzelnen industriellen Großkunden. Der Stromtransport (sog. Übertragung) findet ausschließlich im Höchstspannungsnetz (380 kV bzw. 220 kV) statt, wodurch mit zunehmender Transportmenge und -entfernung auftretende Energieverluste sowie Netzzusammenbrüche relativ gering gehalten werden können. Über das Höchstspannungsnetz werden alle Erzeugungsanlagen horizontal miteinander verknüpft, um Systemgrößenvorteile48 auszunutzen. Für den Gastransport49 (sog. Ferntransport) werden Hochdruckpipelines (1 bis 100 bar) eingesetzt. Da beim Transport der Gasdruck mit zunehmender Entfernung abnimmt, muss der Druckabfall alle 100 bis 200 km an sog. Verdichterstationen kompensiert werden. Der Übergang von der Transport- zur Verteilungsstufe erfolgt in sog. Umspannstationen bzw. Regelanlagen, wo die Stromspannung bzw. der Gasdruck auf das nächst niedrigere Niveau herabgesetzt wird. Auf der Verteilungsstufe wird der Strom bzw. das Gas von der Transportstufe über mehrere Netzebenen zu den lokalen Endverbrauchern transportiert. Dabei kann zwischen Hoch- (110 kV), Mittel- (6 bis 60 kV) sowie Niederspannungsnetzen (230 bis 400 kV) im Stromsektor und zwischen Mittel- (100 mbar bis 1 bar) sowie Niederdruckpipelines (bis zu 100 mbar) im Gassektor unterschieden werden. Die einzelnen Netzebenen werden dabei ausgehend von der höheren Spannungs- bzw. Druckstufe über weitere Umspannstationen bzw. Regelanlagen untereinander geschaltet und sind nur indirekt über das Transportnetz miteinander verbunden.50
Bei Planung, Bau und Betrieb von Transport- und Verteilnetzen fallen hohe Fixkosten an, die sich nur langfristig amortisieren und zum Großteil irreversible Kosten darstellen. Die variablen Kosten für die Durchleitung von Strom und Gas sind hingegen relativ gering, so dass die Durchschnittskosten im relevanten Bereich der Nachfrage abnehmen und somit subadditiv verlaufen. Parallele Leitungsnetze unterschiedlicher Netzbetreiber lassen sich - von Ausnahmen abgesehen51 - innerhalb eines Versorgungsgebiets nicht beobachten und stellen aus ökonomischer Sicht eine unsinnige Doppelinvestition dar. Die Netze sind für Wettbewerber auf den vor- und nachgelagerten Märkten (Wertschöpfungsstufen) nicht aktiv oder passiv zu substituieren, so dass jedes Teilnetz innerhalb des verbundenen Versorgungsgebietes einen monopolistischen Bottleneck darstellt.52
Bei der soeben skizzierten disaggregierten Betrachtung wird deutlich, dass ein funktionsfähiger Wettbewerb auf den Stufen Beschaffung/Erzeugung, Großhandel und Vertrieb einen ungehinderten Zugang zu den Transport- und Verteilnetzen voraussetzt. Die Besonderheit im deutschen Strom- und Gasmarkt besteht nun darin, dass viele Versorgungsunternehmen durch ein hohes Maß an vertikaler Integration von monopolistischen und wettbewerbsfähigen Bereichen gekennzeichnet sind. So haben sich auf dem deutschen Strommarkt bis heute vier große Verbundunternehmen (RWE, E.ON, Vattenfall, EnBW) etabliert, die im Besitz des Transportnetzes sind und den Großteil der Kraftwerkskapazitäten auf sich vereinen. Die Verteilung und der Vertrieb entfallen auf rund 60 regionale und über 800 lokale Versorger (meist Stadtwerke). Gleichwohl sind auch die Verbundunternehmen direkt oder indirekt über Beteiligungen an regionalen und lokalen Versorgern in der Verteilung und im Vertrieb aktiv, während die Versorger zum geringen Teil auch in der Stromerzeugung tätig sind.53 Auf dem deutschen Gasmarkt sind derzeit ca. sieben Ferngasgesellschaften (z.B. E.ON Ruhrgas, Exxon Mobil, RWE Energy, Shell Erdgas, Wingas) aktiv, die den Großteil der Förderkapazitäten sowie Importmengen auf sich vereinen und zusammen mit etwa acht weiteren sog. regionalen Ferngasgesellschaften im Transport tätig sind. Die Verteilung und der Vertrieb entfallen wiederum auf ca. 40 regionale und etwa 650 lokale Versorger. Eine lokale Gasproduktion seitens der Versorger erfolgt nicht. Allerdings sind auch die Ferngasgesellschaften direkt oder indirekt über Beteiligungen in der Verteilung und im Vertrieb aktiv.54
Aus wettbewerbsorientierter Sicht ist die vorliegende vertikale Struktur als problematisch zu betrachten. Die vertikale Integration gehört zwar allgemein zur angestrebten und wirtschaftlich sinnvollen Unternehmensstrategie, um Effizienzvorteile in Form von Synergieeffekten zu realisieren. Liegt jedoch auf einer Wertschöpfungsstufe eine marktbeherrschende Stellung oder sogar ein Monopol vor, dann sind die konkreten Folgen für die anderen Marktteilnehmer intransparent und die Monopolstellung kann aufgrund des fehlenden Wettbewerbsdrucks zu Ineffizienzen und zu überhöhten Preisen führen. Darüber hinaus ist eine wettbewerbsschädliche Diskriminierung anderer Marktteilnehmer zu befürchten. Aufgrund der Monopolstellung im Netzbereich verfügen die Netzbetreiber über eine beträchtliche Marktmacht gegenüber anderen Wettbewerbern, die auf den Zugang zu den wesentlichen Einrichtungen angewiesen sind, um potenzielle Kunden zu beliefern. Somit besteht die Gefahr, dass Konkurrenten der Netzzugang verweigert oder nur zu überhöhten Entgelten gewährt wird. Gerade vertikal integrierte Netzbetreiber neigen zu einem solchen Verhalten, da der neue Marktteilnehmer nicht nur Kunde im Leitungsnetz, sondern zugleich auch Konkurrent im vorherigen Gebietsmonopol ist. Zudem ist zu befürchten, dass die mittels überhöhter Netzentgelte erzielten Monopolgewinne zur Quersubventionierung der wettbewerbsfähigen Geschäftsbereiche des vertikal integrierten Netzbetreibers genutzt werden.55 Gerade die aus dem monopolistischen Netz resultierenden Diskriminierungspotenziale haben bis in die jüngste Vergangenheit zu beträchtlichen Markteintrittsbarrieren geführt und die mit der Liberalisierung des Energiemarktes erhoffte Wettbewerbsintensivierung erheblich beeinträchtigt. Daher sah sich der europäische Gesetzgeber gezwungen, neben weitreichenden Entflechtungsmaßnahmen für vertikal integrierte EVUs vor allem die Netzentgelte einer Vorab-Kontrolle durch eine Regulierungsbehörde zu unterstellen. Die damit verbundenen Regulierungsziele und die möglichen Regulierungsmethoden werden in den nachfolgenden Gliederungspunkten erläutert.
Da sich der Wettbewerb auf dem gesamten europäischen Energiemarkt seit Beginn der Liberalisierung im Jahr 1998 nur zögerlich entwickelt hat, erließ die Europäische Gemeinschaft am 26. Juni 2003 die Beschleunigungsrichtlinien für Elektrizität und Gas. Diese Richtlinien waren von den Mitgliedsstaaten bis zum 1. Juni 2004 in nationales Recht umzusetzen, um so die Öffnung der nationalen Energiemärkte sowie die Steigerung des Wettbewerbs zu fördern. Dies brachte für den deutschen Gesetzgeber einen klaren Paradigmenwechsel mit sich, da allein der regulierte Netzzugang sowie die Einrichtung einer nationalen Regulierungsbehörde für verbindlich erklärt und damit der bis dahin praktizierte verhandelte Netzzugang ausdrücklich ausgeschlossen wurde. Als Folge dieser Vorgabe wurde das EnWG im Jahr 2005 grundlegend novelliert. Neben Vorgaben zur Entflechtung des Netzbetriebs von den anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung, zum Netzbetrieb selbst sowie zu den übrigen elektrizitäts- und gaswirtschaftlichen Aktivitäten steht vor allem die Ex-Ante-Regulierung der Netzentgelte im Mittelpunkt der neuen Regelungen.56 Zweck des neuen EnWG ist nach § 1 Abs. 1 „eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas".
Die Regulierung der Strom- und Gasversorgungsnetze dient gemäß § 1 Abs. 2 EnWG einerseits dem Ziel „der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas". Aufgrund des natürlichen Monopolcharakters der Netze sowie der potenziellen Marktmacht vertikal integrierter EVUs besteht auch nach der Marktöffnung ein hohes Diskriminierungspotenzial gegenüber Dritten verbunden mit der Möglichkeit hoher Monopolgewinne. Die Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs ist somit eine wesentliche Voraussetzung für die Schaffung eines wirksamen Wettbewerbs und zugleich von erheblicher Bedeutung für die allgemeinen Zielsetzungen des EnWG57. Insbesondere das Ziel der preisgünstigen Energieversorgung setzt eine effiziente und kostensparende Leistungserbringung voraus, wodurch die Energiepreise für den Endverbraucher nachhaltig gesenkt und damit der Wirtschaftsstandort Deutschland im internationalen Standortwettbewerb insgesamt gestärkt werden soll. Dieses Ziel ist durch den Einsatz von Regulierungsinstrumenten allein nicht zu erreichen.58 So beträgt der Anteil der Netzentgelte an dem vom Haushaltskunden zu zahlenden Energiepreis im April 2008 lediglich 27,4% im Stromsektor bzw. 18,3% im Gassektor (siehe Anhang Anlage 1).59 Der Energiepreis wird neben staatlichen Steuern und Abgaben erheblich von der Funktionsfähigkeit des Wettbewerbs auf den Märkten für Energieerzeugung, -handel und -vertrieb beeinflusst.60 Nur durch einen diskriminierungsfreien Netzzugang können neue Marktteilnehmer mit effizienteren Produktionskapazitäten oder eingekauften Energiemengen in den Wettbewerb um Kunden eintreten und damit kostensenkenden Wettbewerbsdruck auf andere Anbieter ausüben. Dies schließt eine wirksame Netzentgeltregulierung ein, denn überhöhte Netzentgelte verhindern den Markteintritt potenzieller Wettbewerber und halten die traditionellen Monopolstellungen aufrecht. Folglich besteht das Hauptziel eines effizienten Regulierungssystems darin, einen funktionsfähigen Wettbewerb zu fördern und gleichzeitig die Verbraucher vor dem Missbrauch von Monopolanbietern zu schützen.61
Andererseits dient die Regulierung der Strom- und Gasversorgungsnetze gemäß § 1 Abs. 2 EnWG dem Ziel „der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen". Die Sicherheit der Energieversorgung sowie die Vermeidung von volkswirtschaftlich schädlichen Versorgungsunterbrechungen zählen ebenso wie die Höhe der Energiepreise zu den wesentlichen Faktoren im internationalen Standortwettbewerb.62 Speziell in der Stromversorgung nimmt Deutschland mit einer durchschnittlichen Versorgungsunterbrechung von 19 Minuten pro Kunde im Jahr 2007 im Bereich der Versorgungssicherheit eine Spitzenposition im europäischen Vergleich ein (siehe Anhang Anlage 2).63 Entscheidendes Kriterium für die Versorgungssicherheit ist eine intakte und dauerhaft belastbare Netzinfrastruktur, dessen ausreichende Bereitstellung sich nicht allein an Renditerationalitäten privater Kapitalgesellschaften orientieren sollte. Die Versorgung mit Strom und Gas stellt ein meritorisches Gut dar, von dessen Nutzung niemand ausgeschlossen werden und dessen Konsum keiner Rivalität unterliegen darf.64 Daher werden die Netzbetreiber gemäß § 11 Abs. 1 EnWG zu einem sicheren und zuverlässigen Betrieb, zur Instandhaltung sowie zum bedarfsgerechten Ausbau der Versorgungsnetze verpflichtet, soweit dies wirtschaftlich zumutbar ist. Vor dem Hintergrund des hohen Erneuerungsbedarfs im Netz, das größtenteils in den 1960er und 1970er Jahren errichtet wurde, der verstärkten Einspeisung erneuerbarer Energien (z.B. aus Windparks in Norddeutschland), der räumlichen Verlagerung von Erzeugungsschwerpunkten (siehe Anhang Anlage 3) sowie des zunehmenden internationalen Energiehandels besteht in den nächsten Jahrzehnten ein erheblicher Investitionsbedarf in die Modernisierung, den Ausbau und die Umstrukturierung der deutschen Netzinfrastruktur.65 Insbesondere für die Aufrechterhaltung der hohen Versorgungsqualität im Strombereich sind bis zum Jahr 2020 mehr als 40 Mrd. Euro für den Ausbau und Erhalt der Netze erforderlich.66 Aufgabe staatlicher Regulierung ist es daher auch, die notwendigen Investitionen durch angemessene Netzentgelte zu ermöglichen und die Investitionsbereitschaft der Netzbetreiber zu kontrollieren, um eine dauerhafte Versorgungssicherheit zu gewährleisten.67
Die Herausforderung der Entscheidungsträger innerhalb der Energiepolitik besteht darin, eine ausgewogene Balance zwischen den Zielvorgaben des EnWG sicherzustellen und nicht durch strikte Verfolgung eines Zieles andere zu gefährden. Speziell am Beispiel der Netzregulierung wird angesichts der strukturellen Erfordernisse und der aktuellen Entwicklungen die Gefahr von Zielkonflikten deutlich. Einerseits besteht die Notwendigkeit, marktbeherrschende Stellungen und damit verbundene Monopolgewinne sowie Diskriminierungen anderer Marktteilnehmer durch eine wirksame Regulierung des Netzzugangs und der Netzentgelte zu verhindern, um einen funktionsfähigen Wettbewerb im Energiemarkt sicherzustellen. Andererseits muss den Netzbetreibern eine gewisse Flexibilität in der Netzentgeltgestaltung zugestanden werden, um die anstehenden Investitionen in die Netzinfrastruktur zu ermöglichen und die Versorgungssicherheit nicht zu gefährden. Diese Gratwanderung stellt für die Regulierungspraxis auch zukünftig die bedeutendste Herausforderung auf dem deutschen Energiemarkt dar.68
Wie in den vorherigen Gliederungspunkten deutlich wurde, können Netzbetreiber ihre Monopolmacht dazu verwenden, durch überhöhte Netzentgelte andere Marktteilnehmer zu diskriminieren und Monopolgewinne zu realisieren. Im Netzbereich besteht daher im Gegensatz zu wettbewerblichen Märkten kein eigenes Interesse der Unternehmen, die Kosten und damit die Netzentgelte zu senken, um Vorteile gegenüber anderen Unternehmen in Form von höheren Gewinnen und Marktanteilen zu erzielen. Daher bedarf es einer Regulierung, um die Ineffizienz monopolistischer Preise zu beseitigen und die gesamtwirtschaftliche Wohlfahrt zu maximieren.69
Das Ziel der Regulierung von Netznutzungsentgelten besteht darin, „missbräuchlich hohe Netzentgelte zu verhindern und den Netzbetreibern gleichzeitig ausreichende Erlöse zur Finanzierung der im Rahmen des Netzbetriebs anfallenden Betriebs- und Kapitalkosten zu ermöglichen. Die Regulierungsbehörde steht dabei vor einem grundsätzlichen Informationsproblem, das daraus resultiert, dass keine wettbewerblichen Vergleichsmaßstäbe zur Beurteilung der Netznutzungsentgelte zur Verfügung stehen und sie gezwungen ist, die Angemessenheit der Netzentgelte anhand der Kosten des Netzbetreibers zu überprüfen"70. Der Netzbetreiber ist jedoch grundsätzlich besser über seine Kosten- und Nachfragebedingungen informiert als die Regulierungsbehörde und kann diese Informationsasymmetrie zu seinem Vorteil nutzen. Somit kommt es zum klassischen Principal-Agency-Problem, welches nur gelöst werden kann, wenn dem Netzbetreiber Anreize gegeben werden, seine wahren Kostenstrukturen zu offenbaren71 und seine Effizienz zu steigern.72 Da eine Regulierung in der Regel aber nicht kostenlos ist, muss darauf hingewiesen werden, dass ein Regulierungsinstrument, so geeignet es erscheint, in der Praxis niemals zu den optimalen Gleichgewichtspreisen wie bei vollkommener Konkurrenz führen kann73.
In der ökonomischen Regulierungstheorie werden kostenorientierte und anreizorientierte Regulierungsmethoden unterschieden, wobei in der Praxis häufig auch Mischformen angewendet werden74. Im Folgenden werden die Grundprinzipien sowie die wesentlichen Instrumente der beiden Regulierungsarten kurz dargestellt 75 und jeweils Überlegungen zu den Investitionsanreizen angestellt.
Die kostenorientierte Regulierung gehört zu den traditionellen Formen der Netzentgeltregulierung und orientiert sich am Prinzip der Kostendeckung. Das bedeutet, dass jeder Netzbetreiber seine betriebsnotwendigen Kosten ausweist, die vom Regulierer ggf. geprüft und genehmigt werden. Der Netzbetreiber hat daraufhin seine Netzentgelte so festzulegen, dass die Erlöse maximal den ausgewiesenen Kosten zzgl. einer vom Regulierer vorgegebenen Rendite entsprechen. Eventuell auftretende Übergewinne werden zeitnah an die Kunden in Form von Preissenkungen weitergegeben.76
Die zwei bekanntesten Methoden der kostenorientierten Regulierung sind die Renditeregulierung (sog. Rate-of-Return-Regulierung) und die Kostenzuschlagsregulierung (sog. Cost-Plus- bzw. Mark-Up-Regulierung). Bei der Renditeregulierung, die vor allem in den USA zum Einsatz kam, bezieht sich die vom Regulierer vorgegebene Rendite auf eine angemessene Kapitalverzinsung. Die Kostenzuschlagsregulierung wurde eher im europäischen Energiemarkt, darunter auch Deutschland, eingesetzt. Hierbei entspricht die vom Regulierer vorgegebene Rendite einem Gewinnaufschlag auf die ausgewiesenen Gesamtkosten.77
Die kostenorientierte Regulierung hat zum einen den Vorteil, dass durch die Kostenabhängigkeit der Erlöse übermäßige Renditen verhindert werden. Zum anderen verschafft die Kostendeckungsgarantie den Netzbetreibern Planungssicherheit, was sich positiv auf die Investitionsbereitschaft zugunsten der Versorgungssicherheit und -zuverlässigkeit auswirkt. Zudem können sich die Unternehmen aufgrund des regulierungsbedingt niedrigen Branchenrisikos zu günstigen Konditionen am Kapitalmarkt finanzieren.78 Problematisch ist an dieser Art der Regulierung jedoch, dass die Netzbetreiber nicht von Effizienzsteigerungen profitieren und somit kein Interesse daran haben, ihre Kosten zu reduzieren.
Vielmehr besteht die Gefahr, dass überflüssige Kosten produziert („moral hazard")79 und zulasten der Verbraucher auf die Netzentgelte überwälzt werden. Die regulierten Unternehmen „neigen dazu, eher teurere Lösungen zu wählen („gold plating") und auf kostensenkende Massnahmen zu verzichten". Insbesondere bei der Renditeregulierung besteht der Anreiz (falls der Marktzins unter der vorgegebenen Rendite liegt), den Gewinn durch einen überhöhten Kapitaleinsatz zu steigern (sog. „Average-Johnson-Effekt"), da lediglich die Kapitalrendite und nicht der Gewinn selbst begrenzt. Im Ergebnis ergibt sich ein Investitionsniveau, welches über dem gesamtwirtschaftlichen Optimum liegt („overinvestment").
Inwieweit die getätigten Investitionen erforderlich sind bzw. die Unternehmen kosteneffizient produzieren, ist für eine Regulierungsbehörde nur schwer zu beurteilen, so dass derartige Probleme bei einer kostenorientierten Regulierung im Allgemeinen nicht vermieden werden können. Daher wurden anreizorientierte Regulierungsmethoden entwickelt, die dem Informationsdefizit des Regulierers Rechnung tragen.80
Die Grundidee der anreizorientierten Regulierung besteht darin, dem Netzbetreiber verstärkt Anreize zur Effizienzsteigerung zu geben, indem die Erlösentwicklung weitgehend von der Kostenentwicklung entkoppelt wird. Der Netzbetreiber hat dadurch die Möglichkeit, durch Kostensenkung höhere Gewinne zu erwirtschaften, die er während einer mehrjährigen Regulierungsperiode (sog. regulatory lag) einbehalten darf.81 Dabei können folgende drei Arten von anreizorientierten Regulierungsmethoden unterschieden werden.
Die Preisobergrenzenregulierung wurde erstmals 1984 durch Littlechild im Rahmen der Regulierung von British Telecom bekannt. Dabei wird zu Beginn jeder Regulierungsperiode eine Preisobergrenze (Einzelpreis bzw. ein gewichteter Durchschnittspreis für einen Produktkorb)82 festgesetzt und jährlich um den Faktor RPI - X angepasst, wobei RPI die Veränderung des Verbraucherpreisindexes (Inflation) und X eine Zielvorgabe des Regulierers hinsichtlich der Produktivitätssteigerung widerspiegelt. Übertrifft der Netzbetreiber diese Produktivitätsvorgabe, verbleiben ihm die daraus resultierenden Gewinne während der Regulierungsperiode, deren Länge (i.d.R. 3 - 5 Jahre) 83 somit von wesentlicher Bedeutung für den Effizienzanreiz ist. Die Anpassungsformel enthält zudem in der Praxis häufig einen Korrekturfaktor Z (sog. hybrides Element) 84, wodurch Kosten oder Gewinne aus unerwarteten Ereignissen während der Regulierungsperiode direkt an die Kunden weitergereicht werden und somit das unternehmerische Risiko gemindert wird. Nach Ablauf einer Regulierungsperiode werden von der Regulierungsbehörde neue Preisobergrenzen bestimmt, die auf dem aktuellen Kostenniveau des Netzbetreibers basieren. Dadurch werden die Kunden an den Effizienzgewinnen der Vorperiode beteiligt.85
Die Erlösobergrenzenregulierung ist methodisch der Preisobergrenzenregulierung sehr ähnlich. Die Regulierungsbehörde gibt jedoch keine Preisobergrenze sondern eine Obergrenze für den zulässigen Gesamterlös des Netzbetreibers vor. Da im Grundmodell keine automatische Mengenanpassung vorgesehen ist, wird die Anpassungsformel in der Praxis häufig durch einen Ausgleichsfaktor86 ergänzt, um Kostenveränderungen bei Kundenfluktuation zu berücksichtigen. Dadurch werden Netzbetreiber, die während einer Regulierungsperiode einem stärkeren Kundenwachstum unterliegen und demzufolge vermehrt in den Netzausbau investieren, nicht benachteiligt.87 Der Vorteil der Erlösobergrenze gegenüber der Preisobergrenze liegt in der einfacheren Durchführbarkeit, da keine Einzeltarife festgelegt werden88 und die Regulierungsbehörde somit keine detaillierten Kenntnisse über einzelne Produktmengen und -preise benötigt. Der Netzbetreiber kann daher auf Basis der vorgegebenen Erlösbegrenzung sowie einer Absatzprognose (Durchleitungsvolumina) seine Preise zu Beginn eines Jahres relativ frei festlegen. Mit Ablauf des jeweiligen Jahres kann es jedoch aufgrund von Fehlschätzungen zu erheblichen Abweichungen von der Erlösobergrenze kommen, so dass die Regulierungsbehörde erst im Nachhinein die Einhaltung der Beschränkung kontrollieren kann.89 Daher handelt es sich bei der Erlösobergrenze im Gegensatz zur Preisobergrenze um eine Ex-Post-Regulierung.90 Bei Nichteinhaltung der Beschränkung muss der Netzbetreiber seine Preise, die sich aus der Absatzprognose für das kommende Jahr ergeben, um die zuvor aufgetretenen Minder- oder Mehrerlöse korrigieren. Um dies zu vermeiden und eine Ex-Ante-Regulierung zu ermöglichen, können die Abweichungen auch über den Zeitraum der Regulierungsperiode auf ein virtuelles Regulierungskonto aufsummiert und ggf. durch Einmalzahlungen der Kunden bzw. des Netzbetreibers kompensiert werden.91
Bei den zuvor dargestellten Methoden der Anreizregulierung ergibt sich für die Regulierungsbehörde das Problem, angemessene Produktivitätsvorgaben (X-Faktor) zu ermitteln.92 Abhilfe schafft das Konzept des Vergleichswettbewerbs, das sich auf Shleifer (1985) zurückführen lässt. Shleifer schlägt vor, „den regulierten Unternehmen eine Preissenkungsrate vorzugeben, die sich am durchschnittlichen Produktivitätsfortschritt einer Branche orientiert". In der Praxis müssen hierfür die Preise aller Unternehmen in der Regel zunächst an das Kostenniveau effizienter Unternehmen herangeführt werden, da sonst „relativ ineffiziente Unternehmen von bisher unterlassenen Rationalisierungsinvestitionen profitieren und relativ effiziente Unternehmen gegebenenfalls unter zu großen Kostensenkungsdruck gestellt würden" 93. Das entsprechende Kostenniveau wird auf Basis eines Effizienzvergleichs (Benchmarking) strukturell vergleichbarer Unternehmen ermittelt, dessen Ergebnis zur Festlegung von Entgelten in einer YardstickRegulierung oder zur Festlegung des Kostenniveaus bzw. des X-Faktors in einer Preis- oder Erlösobergrenzenregulierung herangezogen werden kann94.95 Durch die Implementierung des Vergleichswettbewerbs wird das Informationsdefizit des Regulierers verringert und die Netzbetreiber können stärker von ihren Produktivitätssteigerungen profitieren, da sich die Vorgaben in der Folgeperiode nicht an ihrem individuellen Kostenniveau, sondern am Kostenniveau der Branche orientieren. Dadurch wird dem Anreiz der Netzbetreiber in der Preis- bzw. Erlösobergrenzenregulierung entgegengewirkt, ihre Kosteneinsparungen gegen Ende der Regulierungsperiode zu reduzieren, um strikte Produktivitätsvorgaben für die Folgeperiode zu verhindern („adverse selection")96. Durch den direkten Vergleich mit anderen Netzbetreibern stellt der Vergleichswettbewerb das anreizstärkste Regulierungsinstrument dar, da er den Wettbewerb am besten simuliert. Ein weiterer Vorteil liegt in der Eindeutigkeit der Effizienzvorgaben, die sich durch das Verhalten des Netzbetreibers selbst und nicht durch eine Schätzung des Regulierers ergeben. Die Gefahr, dass Netzbetreiber unangemessene Gewinne oder Verluste erzielen, ist gegenüber den anderen Methoden der Anreizregulierung relativ gering.97
Insgesamt zeigt sich, dass bei den anreizorientierten Regulierungsinstrumenten Anreize zu Effizienzverbesserungen in Form höherer Gewinne gegeben sind. Allerdings können sich gewisse Probleme hinsichtlich der Investitionsanreize ergeben. Dies umfasst einerseits Investitionshemmnisse aufgrund einer fehlenden Rechtssicherheit. Besteht die Gefahr, dass vom Regulierer vorher zugesicherte Renditen nach einer Investition durch strikte Effizienzvorgaben wieder abgeschöpft werden (sog. „Hold-up-Problem"), sinken die Investitionsanreize bzw. steigen die Renditeforderungen der Kapitalgeber aufgrund des höheren Regulierungsrisikos. Daher sollte bei der Ausgestaltung einer anreizorientierten Regulierung ein langfristig stabiler Regulierungsrahmen (regulatory commitment) geschaffen werden, in dem das Regulierungsrisiko für den Investor beschränkt und in der zugesicherten Kapitalrendite reflektiert wird98.
Andererseits können sich auch Investitionshemmnisse aufgrund einer unzureichenden Kapitalverzinsung ergeben. Die von privaten Kapitalgebern geforderte Rendite setzt sich aus einem risikolosen Zinssatz sowie einer Risikoprämie zusammen und entspricht den Opportunitätskosten des Kapitals, d.h. der erwarteten Rendite einer vergleichbaren Alternativinvestition. Im Gegensatz zur kostenorientierten Regulierung wird die effektiv realisierbare Kapitalrendite bei der anreizorientierten Regulierung nicht direkt bestimmt, sondern ergibt sich aus der Differenz der Preis- bzw. Erlösvorgaben und den realisierten Kosten. Dabei besteht die Gefahr, dass die effektive Rendite nicht zur Deckung der Opportunitätskosten genügt. Die betroffenen Unternehmen wären somit hinsichtlich der Kapitalbeschaffung und folglich ihrer Investitionsmöglichkeiten benachteiligt. Eine mögliche Ursache hierfür ist eine falsche Bewertung des Kapital stocks. Erfolgt die Bewertung vergangenheits- anstatt zukunftsorientiert auf Basis von Buchwerten, wird der ökonomische Wert des Kapitalstocks unterschätzt. Demzufolge wird die vom Regulierer zugesicherte und für zukünftige Investitionen relevante Kapitalverzinsung unterhalb der Opportunitätskosten des Kapitals liegen. Eine weitere mögliche Ursache ist eine unzureichende Risikoprämie. Mit dem Wechsel von einer kosten- zu einer anreizorientierten Regulierung besteht die Gefahr, dass die tatsächlichen Kosten nicht durch die realisierbaren Erträge gedeckt werden können. Dieses höhere Risiko muss bei der zugestandenen Kapitalverzinsung berücksichtigt werden. Ferner kann auch eine Vernachlässigung von nicht beeinflussbaren Kostentreibern (z.B. ungünstige Struktur eines Versorgungsgebietes) beim Effizienzvergleich eine unzureichende Kapitalverzinsung zur Folge haben. Der Netzbetreiber wird dann fälschlicherweise als zu ineffizient bewertet und evtl. mit Preis- bzw. Erlösvorgaben konfrontiert, die selbst bei einer vollständigen Effizienz des Unternehmens nicht erreichbar wären. Daher sollte beim Effizienzvergleich „eine Methode gewählt werden, die den Einfluss unterschiedlicher Umfeldbedingungen, die nicht unter der Kontrolle der Netzbetreiber stehen, klar von produktiver Ineffizienz unterscheiden kann".99
Schließlich besteht die Gefahr, dass die Netzbetreiber ihre Investitionen zu Lasten der Versorgungsqualität reduzieren. Kurzfristig steigt dadurch ihr Gewinn, mittelfristig verbessert sich ihr Ergebnis im Effizienzvergleich und langfristig verringert sich das Risiko von zu geringen Renditen auf das investierte Kapital. Die Kunden können aufgrund des lokalen Monopols der Netzbetreiber in der Regel nur schwer auf eine schlechte Netzqualität reagieren. Daher sollte ergänzend eine Qualitätsregulierung angewendet werden, die dem Netzbetreiber Anreize setzt, gesellschaftlich gewünschte Qualitätsstandards einzuhalten. Mögliche Lösungsansätze sind die Veröffentlichung von Qualitätskennzahlen, die Einführung eines Bonus/Malus-Systems bei Über-/Unterschreitung von Qualitätsvorgaben und/oder Kompensationszahlungen an die Kunden bei ungenügender Versorgungsqualität (z.B. häufige Versorgungsstörungen).100
Mit der Novellierung des EnWG am 13. Juli 2005 hat die ehemalige Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post die Regulierung im Bereich der Elektrizitäts- und Gasversorgung übernommen und wurde in „Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation und Eisenbahnen" (BNetzA) umbenannt. Sie ist eine unabhängige Bundesoberbehörde im Geschäftsbereich des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie und hat ihren Sitz in Bonn.101 Die BNetzA soll im Bereich der Energieversorgung einen diskriminierungsfreien Netzzugang nach § 20 EnWG sicherstellen und somit Voraussetzungen für einen funktionsfähigen Wettbewerb auf den Märkten für Energieerzeugung, -handel und -vertrieb schaffen. Hierfür nimmt sie nach § 54 Abs. 2 EnWG im Wesentlichen folgende Aufgaben wahr:102
- Genehmigung der Netzentgelte nach § 23 a EnWG oder deren Festlegung im Wege einer Anreizregulierung nach § 21a EnWG
- Genehmigung individueller Netzentgelte, soweit diese durch eine Rechtsverordnung nach § 24 Satz 1 Nr. 3 EnWG vorgesehen sind
- Überwachung der Vorschriften zur Entflechtung des Netzbetriebs nach § 6 Abs. 1 i.V.m. §§7-10 EnWG und zur Systemverantwortung der Versorgungsnetzbetreiber nach den §§ 14 - 16a EnWG
- Überwachung der Vorschriften zum Netzanschluss nach den §§ 17 und 18 EnWG sowie der technischen Vorschriften nach § 19 EnWG
- Missbrauchsaufsicht nach den §§ 30 und 31 EnWG sowie die Vorteilsabschöpfung nach § 33 EnWG
- Entscheidung, ob ein Objektnetz nach § 110 Abs. 1 EnWG vorliegt
Die BNetzA übernimmt die ihr übertragenden Aufgaben und Befugnisse gegenüber allen Energienetzbetreibern mit mehr als 100.000 angeschlossenen Kunden sowie länderübergreifenden Netzen. Für alle Verteilnetzbetreiber, die weniger als 100.000 Kunden versorgen und deren Netz nicht über die Grenze eines Bundeslandes hinausreicht, sind die jeweiligen Landesregulierungsbehörden zuständig. Jedoch lassen einzelne Bundesländer ihre Aufgaben durch die BNetzA im Wege der Organleihe durchführen.103 Die Regulierungstätigkeit der einzelnen Behörden wird nach § 60a Abs. 1 EnWG über einen Länderausschuss koordiniert, um einen bundeseinheitlichen Vollzug sicherzustellen.104
In den Märkten, die den Netzen vor- und nachgelagert sind, wird die Ex-PostAufsicht hingegen weiterhin durch das Bundeskartellamt (BKartA) bzw. die Landeskartellbehörden ausgeübt.105 Das EnWG sieht jedoch eine weitgehende Kooperation zwischen Regulierungs- und Kartellbehörden vor. Dabei sind beide Organe aufgefordert, auf eine einheitliche, am GWB angelehnte Auslegung des EnWG hinzuwirken.106
Entsprechend den Regelungen des § 112a EnWG hat die BNetzA am 30. Juni 2006 einen Bericht zur Einführung einer Anreizregulierung nach § 21a EnWG vorgelegt.107 In diesem Bericht schlägt die BNetzA für die ersten zwei Regulierungsperioden eine Revenue-Cap-Regulierung mit Mengenanpassung vor. Vorteile gegenüber der Price-Cap-Regulierung sah sie in dem geringeren
Informationsbedarf und der besseren Übereinstimmung mit den Vorgaben des EnWG, der StromNEV sowie der GasNEV108. Ab der dritten Regulierungsperiode sollte mit dem Übergang zu einem Vergleichswettbewerb (Yardstick-Competition) die größtmögliche Wettbewerbsnähe der Netzentgeltregulierung angestrebt werden.109
Darauf aufbauend trat am 6. November 2007 die ARegV in Kraft. Der Verordnungsgeber ist dem Vorschlag der BNetzA weitestgehend gefolgt und sieht gemäß den §§ 1 und 4 ARegV ab dem 1. Januar 2009 die Vorgabe einer von den aktuellen Kosten weitgehend unabhängigen Erlösobergrenze für die Netzentgelte der Netzbetreiber vor.110 Damit soll die bis dahin geltende Kostenzuschlagsregulierung abgelöst und den Netzbetreibern durch Simulation von Wettbewerb Anreize zur Effizienzsteigerung gesetzt werden. Zugleich soll eine Qualitätsregulierung eingeführt werden, um die Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten.111 Die Erlösobergrenze wird gemäß § 4 Abs. 2 i.V.m. § 3 Abs. 2 ARegV für jedes Kalenderjahr einer fünfjährigen Regulierungsperiode festgelegt. Abweichend davon beträgt lediglich die erste Regulierungsperiode im Gasbereich nach § 34 Abs. 1b ARegV vier Jahre. Die Frage eines Übergangs zu einem Vergleichswettbewerb ab der dritten Regulierungsperiode lässt die ARegV jedoch offen. In den nachfolgenden Gliederungspunkten sollen die Elemente der Anreizregulierung für Verteilnetzbetreiber im regulären Verfahren dargestellt werden. Für Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber sowie für kleine Netzbetreiber, mit bis zu 30.000 angeschlossenen Kunden beim Strom bzw. 15.000 angeschlossenen Kunden beim Gas, trifft die hier beschriebene Ausgestaltung nur teilweise zu. Insbesondere im Bereich des Effizienzvergleichs sowie der Berücksichtigung von Investitionen während einer Regulierungsperiode wurden für diese Netzbetreiber andere Regelungen getroffen, die hier nicht näher erläutert werden.
Die Ermittlung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenze basiert nach § 6 Abs. 1 ARegV auf einer Kostenprüfung durch die Regulierungsbehörden. Die in die Kostenprüfung eingehenden Kostenarten werden wie im bisher geltenden System der
Kostenregulierung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der Strom- und Gasnetzentgeltverordnung (NEV)112 erhoben und genehmigt. Die Kostenprüfung wird im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf Basis der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres (sog. Basisjahr) durchgeführt. Für die am 1. Januar 2009 beginnende erste Regulierungsperiode gilt als Basisjahr das Jahr 2006.113 Als Ausgangsniveau sind die Kosten des Geschäftsjahres 2006 oder eines früheren Geschäftsjahres heranzuziehen, die im Rahmen der letzten kostenorientierten Netzentgeltgenehmigung nach § 23 a EnWG vor Beginn der Anreizregulierung anerkannt worden sind.114 Für die im Gassektor im Jahr 2013 und im Stromsektor im Jahr 2014 beginnende zweite Regulierungsperiode wird das Ausgangsniveau der Erlösobergrenze beim Gas auf Basis der Kosten des Jahres 2010 und beim Strom auf Basis der Kosten des Jahres 2011 ermittelt. „Die zeitliche Differenzierung zwischen den Festlegungen für Strom und für Gas soll die Arbeitsbelastung für Regulierungsbehörden und Unternehmen zeitlich entzerren."115 Grundsätzlich dürfen nach § 4 Abs. 1 NEV bilanzielle (bil.) und kalkulatorische (kalk.) Kosten nur insofern angesetzt werden, als sie den Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Die Netzkosten nach § 4 Abs. 2 NEV setzen sich im Wesentlichen aus folgenden Kostenpositionen zusammen:
Abbildung 2: Berechnung der Netzkosten nach § 4 Abs. 2 StromNEV bzw. GasNEV
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
(Quelle: PricewaterhouseCoopers, 2008, S. 254)
Die Aufwandsgleichen Kostenpositionen (= Betriebskosten) sind nach § 5 Abs. 1 NEV aus den gemäß § 10 Abs. 3 EnWG (buchhalterische Entflechtung) erstellten Gewinn- und Verlustrechnungen (GuV) der Netzbereiche zu übernehmen. Gemäß § 5 Abs. 2 NEV sind FK-Zinsen „in ihrer tatsächlichen Höhe einzustellen, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen." Diese Regelung steht unter der Nebenbedingung des § 21 Abs. 2 S. 2 EnWG. Demnach dürfen „Kosten und Kostenbestandteile, die sich ihrem Umfang nach im Wettbewerb nicht einstellen würden, nicht berücksichtigt werden". Laut der Begründung des Regierungsentwurfs zu § 5 Abs. 2 NEV kann als kapitalmarktüblicher Zinssatz „der auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogene Durchschnitt der Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten angesehen werden".116
Nach § 6 Abs. 1 NEV werden die bil. Abschreibungen (AfA) der GuV durch kalk. Abschreibungen ersetzt. Mit der kalk. AfA sollen Wertminderungen der betriebsnotwendigen Anlagegüter ausgeglichen werden, um einen dauerhaft leistungsfähigen und zuverlässigen Netzbetrieb sicherzustellen. Die Ermittlung der kalk. AfA erfolgt gemäß § 6 Abs. 2, 4 und 5 NEV für jede Anlage nach der linearen Abschreibungsmethode auf Basis der jeweiligen kalk. Nutzungsdauer (ND) gemäß Anlage 1 der NEV. Dabei ist nach § 6 Abs. 1 S. 3 NEV zwischen Altanlagen, die vor dem 1. Januar 2006 aktiviert wurden, und Neuanlagen, die ab dem 1. Januar 2006 aktiviert wurden, zu unterscheiden.
Für Altanlagen wird die kalk. AfA nach dem Prinzip der Nettosubstanzerhaltung bestimmt.117 Im Mittelpunkt der Nettosubstanzerhaltung steht der Inflationsausgleich für den eigenfinanzierten Anteil der Anlagen durch regelmäßige Abschreibung auf deren jeweiligen Tagesneuwert 118 (TNW). Dadurch soll eine Wiederbeschaffung dieser Anlagegüter zum Ende der jeweiligen kalk. ND ermöglicht werden.119 Zur Berechnung der Abschreibung für den eigenfinanzierten Anteil der Altanlagen wird die Summe aller Abschreibungsbeträge auf TNW-Basis gebildet und mit der kalk. EK-Quote multipliziert. Die Abschreibung für den fremdfinanzierten Anteil der Altanlagen ergibt sich hingegen aus der Summe der auf Basis der historischen Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten (hist. AHK) berechneten Abschreibungsbeträge multipliziert mit der kalk. FK-Quote.120 Zur Berechnung der gesamten Jahresabschreibung der Altanlagen werden die Abschreibungen des eigen- und fremdfinanzierten Anteils summiert.
Die kalk. EK-Quote entspricht gemäß § 6 Abs. 2 NEV dem Anteil des betriebsnotwendigen EKs an den kalk. Restwerten des betriebsnotwendigen Vermögens zu hist. AHK und wird auf maximal 40 % begrenzt .121 Die kalk. FK- Quote ergibt sich aus der Differenz zu 100 %.
Für Neuanlagen wird das Prinzip der Nettosubstanzerhaltung durch das Prinzip der Realkapitalerhaltung ersetzt.122 Dabei wird die gesamte Jahresabschreibung der Neuanlagen auf Basis der hist. AHK ermittelt.123 Der kalk. Restwert jeder Anlage ist gemäß § 6 Abs. 6 NEV nach Ablauf der ursprünglichen ND mit Null anzusetzen. Ein Wiederaufleben kalk. Restwerte ist nicht gestattet. Veränderungen der ursprünglichen Abschreibungsdauer sind zulässig, sofern sich die Kalkulationsgrundlage nicht erhöht. Abschreibungen unter null sind nach § 6 Abs. 7 NEV prinzipiell verboten. Die konkrete Berechnung der kalk. AfA für Alt- und Neuanlagen ist im Anhang in Anlage 4 dargestellt.
Nach § 7 Abs. 1 NEV wird das von Netzbetreibern investierte EK auf Basis des betriebsnotwendigen EKs kalkulatorisch verzinst. Das betriebsnotwendige EK entspricht dem betriebsnotwendigen Vermögen nach Maßgabe des § 7 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 NEV abzüglich des verzinslichen FKs und des Abzugskapitals. Als Abzugskapital ist gemäß § 7 Abs. 2 NEV das zinslos zur Verfügung stehende Kapital (z.B. erhaltene Kundenanzahlungen und Baukostenzuschüsse) zu erfassen. Bei der Berechnung des betriebsnotwendigen EKs ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand zu bestimmen. Grundstücke werden jeweils zu Anschaffungskosten (AK) angesetzt.
Für Alt- und Neuanlagen werden nach § 7 Abs. 3 bis 5 NEV separate EK-Zinssätze124 ermittelt und anteilig auf das betriebsnotwendige EK angesetzt. Der Anteil bestimmt sich als Quotient aus dem kalk. Restwert der Alt- bzw. Neuanlagen und dem gesamten kalk. Restwert des Sachanlagevermögens. Ferner ist gemäß § 7 Abs. 1 NEV der Anteil des betriebsnotwendigen EKs, der 40% des betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, nominal wie FK zu verzinsen. Die konkrete Berechnung der kalk. EK-Verzinsung ist im Anhang in Anlage 5 dargestellt. Im System der Kostenregulierung wurden die EK-Zinssätze für Alt- und Neuanlagen explizit in den NEV vorgegeben125. Im Rahmen der Anreizregulierung haben die Regulierungsbehörden gemäß § 7 Abs. 6 NEV vor Beginn jeder Regulierungsperiode, erstmals vor dem 01. Januar 2009, über die Höhe der Eigenkapitalzinssätze zu entscheiden. Laut Beschluss der BNetzA vom 7. Juli 2008 wurde für die Dauer der ersten Regulierungsperiode für Strom- und Gasnetze ein einheitlicher EK- Zinssatz bei Neuanlagen in Höhe von 9,29% und bei Altanlagen in Höhe von 7,56% jeweils vor Steuern festgesetzt.126
Die Berechnung der kalk. EK-Verzinsung war in der Vergangenheit u.a. Gegenstand zahlreicher Rechtsstreitigkeiten zwischen Netzbetreibern und Regulierungsbehörden. Hintergrund dessen sind die Bescheide der Regulierungsbehörden aus der kostenbasierten Entgeltregulierung, die in den letzten Jahren zu weitreichenden Kürzungen der anerkannten Kosten und damit der genehmigten Netzentgelte geführt haben (siehe Anhang Anlage 6).127 Im Zusammenhang mit der kalkulatorischen EK- Verzinsung wurde u.a. beanstandet, dass die Regulierungsbehörden geleistete
Anzahlungen und Anlagen im Bau nicht kalkulatorisch verzinst haben. Sie begründeten diese Vorgehensweise damit, dass diese Anlagen den Netznutzern noch nicht zur Verfügung stehen. Der Bundesgerichtshof (BGH) hat nunmehr am 14.08.2008 Grundsatzentscheidungen zur Regulierung der Netzentgelte in Deutschland getroffen. Der BGH stellt dabei zugunsten der Netzbetreiber klar, dass derartige Vermögensbestandteile bei der Ermittlung des zu verzinsenden EKs nach den für Neuanlagen geltenden Vorschriften unter § 7 Abs. 1 Nr. 3 NEV zu berücksichtigen seien. Dies ergebe sich aus den Zielsetzungen des EnWG, wonach in Sachanlagen investiertes Kapital verzinst werden soll. Nach den Regelungen des § 7 NEV kommt es nicht darauf an, ob die Anlagen dem Nutzer zur Verfügung stehen, sondern vielmehr ist die Betriebsnotwendigkeit des Vermögensbestandteils zum Erhalt und Ausbau der Netzinfrastruktur entscheidend128.
Da die kalk. EK-Verzinsung „die Verzinsung des gebundenen Eigenkapitals nach Gewerbesteuern und vor Körperschaftssteuer" darstellt, kann weiterhin die „dem Netzbetrieb sachlich zuzurechnende Gewerbesteuer ... als kalkulatorische Kostenposition" gemäß § 8 NEV (kalkulatorische Steuern) angesetzt werden129. Die Regulierungsbehörden vertraten zunächst die Auffassung, dass die Gewerbesteuer (GewSt) nur in ihrer tatsächlich gezahlten Höhe anzuerkennen ist, jedoch wird sie heute ausschließlich als kalkulatorische Größe ermittelt.130
Die Berechnung der kalk. GewSt war ebenfalls Gegenstand der zahlreichen Rechtsstreitigkeiten zwischen Netzbetreibern und Regulierungsbehörden. Während die Netzbetreiber die Auffassung vertraten, „die kalkulatorische Gewerbesteuer sei so zu bemessen, dass die Eigenkapitalverzinsung durch die spätere Gewerbesteuer nicht geschmälert wird" ,131 wurde ihnen seitens der Regulierungsbehörden eine zu geringe kalk. GewSt zugebilligt. Den Unternehmen verblieb damit nach Zahlung der bil. GewSt eine EK-Rendite, die unterhalb der vom Verordnungsgeber zugestandenen Zinssätze lag.132
Der BGH hat nun in seinen Beschlüssen vom 14.08.2008 die Vorgehensweise der Regulierungsbehörden für rechtmäßig erklärt. Demnach ist bei der Ermittlung der kalk. GewSt nicht von steuer- oder handelsrechtlichen Größen auszugehen, sondern allein von der kalk. EK-Verzinsung nach § 7 NEV. Differenzen zwischen bilanziellen und kalkulatorischen Abschreibungen (sog. Scheingewinne bzw. -verluste), die einen Bestandteil des zu versteuernden Gewerbeertrags nach § 7 Gewerbesteuergesetz (GewStG) darstellen, werden nicht berücksichtigt. Ebenso werden Hinzurechnungen oder Kürzungen nach den §§ 8 und 9 GewStG nicht anerkannt. Gemäß § 8 S. 2 NEV ist lediglich „die Abzugsfähigkeit der Gewerbesteuer bei sich selbst zu berücksichtigen". Das bedeutet, dass die GewSt bei der Ermittlung ihrer eigenen Bemessungsgrundlage - dem Gewerbeertrag – als Betriebsausgabe abzuziehen ist. 133 Hierbei muss darauf hingewiesen werden, dass im Rahmen der Unternehmenssteuerreform 2008 die Abzugsfähigkeit der GewSt nach § 4 Abs. 5b Einkommensteuergesetz (EStG) entfallen ist, so dass sich diese Regelung auf eine alte Rechtslage bezieht. Ferner wurde die GewSt-Messzahl von 5% auf 3,5% und der Körperschaftssteuersatz von 25% auf 15% ermäßigt.134 Die Körperschaftssteuer (KSt) sowie der darauf entfallende Solidaritätszuschlag (SolZ) werden über die EK-Verzinsung abgedeckt. Jedoch sind sie nach Ansicht der BNetzA kein Bestandteil der Bemessungsgrundlage für die kalk. GewSt, so dass die
EK-Zinssätze noch um die KSt zzgl. SolZ zu reduzieren sind.135 Die Berechnung der kalk. GewSt gemäß der Unternehmenssteuerreform 2008 ist im Anhang in Anlage 7 dargestellt.
Zu den kostenmindernden Erlösen und Erträgen nach § 9 Abs. 1 NEV zählen u.a. Baukostenzuschüsse. Diese sind über 20 Jahre linear aufzulösen und jährlich von den Netzkosten abzusetzen. Nach § 11 Abs. 1 NAV bzw. NDAV können Verteilnetzbetreiber einen Baukostenzuschuss von den Anschlussnehmern zur Erstellung oder Verstärkung ihrer örtlichen Verteileranlagen einschließlich Transformatorenstationen verlangen, sofern diese Anlagen dem Versorgungsgebiet des Anschlussnehmers sachgerecht zugeordnet werden können.136 Die Baukostenzuschüsse dürfen dabei maximal 50% der Gesamtkosten decken.
Zur Bestimmung der Erlösobergrenze hat die Regulierungsbehörde zudem nach § 12 ARegV vor Beginn einer Regulierungsperiode einen bundesweiten Effizienzvergleich für Betreiber von Strom- und Gasverteilnetzen durchzuführen. Dabei werden Struktur- und Aufwandsparameter der einzelnen Netzbetreiber miteinander verglichen und für jeden Netzbetreiber ein individueller Effizienzwert ermittelt.137
Die Strukturparameter (auch Output- oder Vergleichsparameter genannt)138 dienen dazu, die Versorgungsaufgabe und die Gebietseigenschaften der einzelnen Netzbetreiber abzubilden. Für die ersten beiden Regulierungsperioden sind nach § 13 Abs. 4 ARegV die Anzahl der Anschlusspunkte (Strom) bzw. der Ausspeisepunkte (Gas), die Fläche des versorgten Gebietes, die Leitungslänge (Systemlänge) sowie die zeitgleiche Jahreshöchstlast als Strukturparameter vorgegeben. Des Weiteren kann die Regulierungsbehörde zusätzliche Parameter nach Maßgabe des § 13 Abs. 3 ARegV in dem Effizienzvergleich berücksichtigen.139
Die Aufwandsparameter (auch Inputparameter genannt)140 werden gemäß § 13 Abs. 2 ARegV nach den Vorschriften des § 14 ARegV ermittelt. Ausgangspunkt sind die im Zusammenhang mit der Bestimmung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenze nach § 6 ARegV genehmigten Gesamtkosten der Netzbetreiber, von denen die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach § 11 Abs. 2 ARegV abgezogen werden. Als dauerhaft nicht beeinflussbar gelten Kostenpositionen, die von Dritten verursacht werden und die der Netzbetreiber nicht direkt beeinflussen kann.141 Hierzu zählen u.a. gesetzliche Abnahme- und Vergütungspflichten, Konzessionsabgaben, Betriebssteuern, Kosten an vorgelagerte Netzbetreiber oder Kosten zur Energiebeschaffung für Ausgleichsleistungen.142 Aber auch Erlöse wie z.B. aus der Auflösung von Baukostenzuschüssen oder Netzanschlussbeiträgen zählen zu den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteilen und sind kostenmindernd anzusetzen.143
Innerhalb des restlichen Kostenblocks machen die Kapitalkosten einen erheblichen Anteil aus. Zu den Kapitalkosten zählen nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV die FK- Zinsen nach § 5 Abs. 2 NEV, die kalk. AfA nach § 6 NEV sowie die kalk. EK-Verzinsung nach § 7 NEV. Die kalk. GewSt nach § 8 NEV, die ebenso zu den Kapitalkosten zählt, wird im § 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV nicht aufgeführt und fällt laut dem BDEW als Betriebssteuer unter die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile.144 Gemäß dem Regierungsentwurf der ARegV vom 15.06.2007 zählen zu den Betriebssteuern nach § 11 Abs. 2 ARegV alle Steuern, die in der Steuerbilanz als Betriebsausgaben abzugsfähig sind.145 Da die Abzugsfähigkeit der GewSt im Rahmen der Unternehmenssteuerreform 2008 entfallen ist, ist davon auszugehen, dass die kalk. GewSt keine Betriebssteuer im Sinne des § 11 Abs. 2 ARegV darstellt und somit ebenfalls zu den Kapitalkosten gemäß § 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV zu zählen ist.
Die Kapitalkosten werden zunächst standardisiert, indem sie durch die nach § 14 Abs. 2 ARegV berechneten Kapitalkostenannuitäten ersetzt werden.146 Erfahrungsgemäß erhöhen sich die Kapitalkosten durch diese Standardisierung im Durchschnitt um ca. 6%, wobei es im Einzelfall auch zu deutlich niedrigeren Kapitalkosten kommen kann.147 Für die Berechnung der Kapitalkostenannuitäten (siehe Anhang Anlage 8) werden nach § 14 Abs. 2 ARegV die hist. AHK mittels Indexreihen in Tagesneuwerte umgerechnet. Zur Vereinheitlichung der ND der Anlagen ist der untere Grenzwert der kalk. ND gemäß Anlage 1 NEV anzusetzen. Ferner wird eine bestimmte Finanzierungsstruktur mit einer EK-Quote von 40% und einer FK-Quote von 60% unterstellt148. Dadurch sollen Verzerrungen aus den verschiedenen Abschreibungspraktiken sowie den unterschiedlichen Altersstrukturen der Anlagen eliminiert und eine Vergleichbarkeit der Kapitalkosten gewährleistet werden, da sonst Netzbetreiber mit jüngeren Anlagen gegenüber Netzbetreibern mit älteren Anlagen aufgrund der höheren Kapitalkosten149 im Effizienzvergleich benachteiligt wären. Unterschiede in den Aktivierungspraktiken der Netzbetreiber können durch die Standardisierung allerdings nicht eliminiert werden. Dafür wäre ein technischwirtschaftliches Anlagengitter erforderlich, dessen Einführung jedoch in naher Zukunft nicht zu erwarten ist150.151
[...]
1 Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 585.
2 Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt vom 19. Dezember 1996, ABl. Nr. L 27/20 vom 30.1.1997.
3 Richtlinie 98/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 22. Juni 1998 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt, ABl. Nr. L 204/1 vom 21.7.1998.
4 Vgl. Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O. (2005), S. 87f, 151f.
5 Im Jahr 2003 wurde die erste Reform des EnWG von 1998 um die Vorgaben der EU-Binnenmarkt richtlinie für Gas ergänzt, da die Gasrichtlinie erst kurz nach der ersten Reform in Kraft getreten ist. Vgl. Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O. (2005), S. 153f.
6 Die kartellrechtliche Freistellung der §§ 103 und 103a des Gesetzes gegen Wettbewerbs beschränkungen (GWB) führte dazu, dass kein direkter Wettbewerb um Endverbraucher entstehen konnte, da die einzelnen Gebietsmonopole der Versorgungsunternehmen durch Demarkations- und exklusiven Konzessionsverträgen rechtlich geschützt waren. Vgl. Keßler, J./Micklitz, H.-W. (2008), S. 18ff.
7 Vgl. Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O. (2005), S. 152f.
8 Vgl. Busche, J. (2003), S. 3f; Büdenbender, U. (2007), S. 52; Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O. (2005), S. 107f.
9 Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG, ABl. Nr. L 176/37 vom 15.7.2003.
10 Richtlinie 2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG, ABl. Nr. L 176/57 vom 15.7.2005.
11 Vgl. Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O. (2005), S. 109.
12 Vgl. Büdenbender, U. (2007), S. 52.
13 Vgl. Teil 2 EnWG.
14 Vgl. Teil 3 Abschnitt 3 EnWG.
15 Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 586.
16 Vgl. NERA (2008), S. 2.
17 Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 586.
18 Vgl. Ballwieser, W. (2008), S. 5.
19 Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 586.
20 Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 7f.
21 Beispiele für Netzsektoren sind u.a. die Energieversorgung, die Telekommunikation sowie der Güter- und Personenverkehr. Diese Branchen erstellen ihre Güter auf Basis von Netzinfrastrukturen, deren Anschlusspunkte direkt oder indirekt miteinander verbunden sind und somit ein gebündelter Transport über große Strecken ermöglicht wird. Vgl. Knieps, G./Brunekreeft, G. (2002), S. 1.
22 Wettbewerb, der die ihm zugeschrieben Funktionen im Sinne der Durchsetzung bestimmter Ziele erfüllen kann, heißt funktionsfähig. Dabei können folgende Funktionen unterschieden werden: Freiheitsfunktion (Sicherung der wirtschaftlichen Handlungs- und Wahlfreiheit), Verteilungsgerechtigkeit (Verhinderung des Entstehens und des Abbaus nicht leistungsgerechter Einkommen), Allokationsfunktion (Anpassung von Angebotsstruktur und Faktoreinsatz an Änderungen der Nachfrage), Entdeckungs- bzw. Fortschrittsfunktion (Realisierung von technischem Fortschritt). Vgl. Herdzina, K. (1999), Kapitel 1 (insb. Übersicht 1, S. 32).
23 Vgl. Knieps, G. (2005a), S. 1.
24 Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 8-12.
25 Vgl. Kurth, M. (2003), S. 342f.
26 Vgl. Knieps, G. (2005a), S. 1.
27 Vgl. Knieps, G. (2003), S. 2.
28 Vgl. Kurth, M. (2003), S. 343.
29 Das Wohlfahrtsniveau eines perfekt funktionierenden Marktes bei vollkommener Konkurrenz entspricht einem pareto-optimalen Konkurrenzgleichgewicht mit perfekter Koordination zwischen den Unternehmen, ohne das Ineffizienzen auftreten. Dabei ist es nicht möglich, einen Konsumenten durch geeignete Änderungen der Produktion und des Konsums besser zu stellen, ohne einen anderen Konsumenten schlechter zu stellen. Vgl. Knieps, G. (2005b), S. 7-11.
30 Vgl. Knieps, G. (2003), S. 2.
31 Vgl. Knieps, G. (2003), S. 5-9.
32 Vgl. Knieps, G. (2005b), S. 95-97.
33 Vgl. Knieps, G. (2007), S. 4-7.
34 Vgl. Knieps, G. (2007), S. 3f.
35 Vgl. Knieps, G. (2007), S. 7.
36 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 435.
37 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 62ff; Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 132-136.
38 Erdgas ist nach Mineralöl der zweitwichtigste Primärenergieträger in Deutschland und wird vor allem für die Wärmeerzeugung und zunehmend für die Stromproduktion verwendet (Vgl. Schiffer, H.-W. (2009), S. 52ff). Im Folgenden wird daher aus der Vielzahl an Gasarten nur die Versorgungskette von Erdgas behandelt werden, wobei die Begriffe „Erdgas“ und „Gas“ synonym verwendet werden.
39 Vgl. Schiffer, H.-W. (2009), S. 56f.
40 Vgl. Knieps, G. (2003), S. 9f; Monopolkommission (2007), Rn. 453.
41 Der Erdgasimport erfolgt in der Regel auf Basis von sog. Take-or-Pay-Verträgen mit einer Laufzeit von ca. 20 Jahren. Diese begrenzen zwar das Investitionsrisiko des Produzenten, jedoch haben sie einen erheblichen Marktverschluss zur Folge, da die Zahl freier Abnehmer sowie die frei verfügbare Gasmenge drastisch verringert wird. Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 555ff.
42 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 428ff.
43 Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 137; Koenig, C./Kühling, J./Rasbach, W. (2008), S. 29.
44 Der Gashandel wurde erst im Juli 2007 an der Leipziger Energiebörse aufgenommen. Daher dominieren im deutschen Gasmarkt weiterhin langfristig und über große Mengen abgeschlossene Lieferverträge zwischen den importierenden Ferngasunternehmen und Weiterverteilern. Die importierenden Ferngasunternehmen versuchen somit ihr Mengenrisiko auf der Abnehmerseite zu minimieren und ihre entfernungsbedingt höheren Investitionen beim Gastransport zu sichern. Das Bundeskartellamt ist gegen diese Praxis vorgegangen und entschied im Januar 2006, dass zukünftige Verträge mit einer Bedarfsdeckung von 50-80% eine Laufzeit von vier Jahren und Verträge mit einer Bedarfsdeckung von über 80% eine Laufzeit von zwei Jahren nicht überschreiten dürfen. Um negative Effekte auf die Investitionsbereitschaft zu vermeiden, wurde die Untersagung vorerst bis zum 30. September 2010 befristet. Mit dem Ende dieser Frist ist das Bundeskartellamt zur sorgfältigen Prüfung aufgefordert, inwieweit der Abschluss langfristiger Gaslieferverträge gemäß der aktuellen Marktsituation sowie des Investitionsverhaltens der importierenden Unternehmen weiterhin als wettbewerbswidrig anzusehen ist. Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 555ff.
45 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 118ff, 555ff.
46 Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 137.
47 Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 137; Monopolkommission (2007), Rn. 127, 435ff.
48 Durch den Verbund wird die Gesamtnachfrage durch alle angeschlossenen Kraftwerke bedient, um die verschiedenen Spitzenlastzeiten der einzelnen Kundengruppen abdecken zu können. Dadurch sinkt die insgesamt vorzuhaltende Kraftwerks- sowie Reservekapazität des Systems und die einzelnen Kapazitäten können besser ausgenutzt werden. Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 133f.
49 Zur Transportkette zählen zudem noch Erdgasspeicher, die dem Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage dienen. Über den Regulierungsbedarf für den Speicherzugang wird ebenfalls aktuell diskutiert, was in dieser Arbeit aber nicht weiter thematisiert wird.
50 Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 134, 136; Monopolkommission (2007), Rn. 94-101, 427.
51 Nach Knieps (2002, S. 8-21) kann der Ferntransport von Erdgas über Pipelines von
Projektgesellschaften, Pipelines im Bruchteilseigentum sowie über konkurrierende Pipelines erfolgen, so dass Erdgashändler zwischen mindestens zwei Ferntransportgesellschaften wählen können und somit aus ökonomischer Sicht kein spezifischer Regulierungsbedarf besteht. Auch Ströbele (1999, S. 390) kommt zu dem Ergebnis, dass die Ebene des Erdgasferntransports durch freien Leitungsbau bestreitbar ist und somit keinen monopolistischen Bottleneck darstellt. Riechmann (2001, S. 776) und die Monopolkommission (2007, Rn. 533) argumentieren jedoch, dass die Ebene des Gasferntransports keinem Wettbewerb unterliegt und somit weiterhin ein nicht angreifbares natürliches Monopol darstellt. Das Transportnetz der Wingas, das teilweise parallel zu den Transportnetzen der anderen Ferngasgesellschaften aufgebaut wurde, diene vorrangig dem eigenen Versorgungsinteresse. Einen signifikanten parallenen Leitungsbau hat es seit der Liberalisierung nicht mehr gegeben.
52 Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 136; Monopolkommission (2007), Rn. 111-116 , 434, 440.
53 Die Anzahl der Verbundunternehmen hat sich seit der Liberalisierung des Strommarktes durch Fusionen von ursprünglich acht auf vier reduziert. Vgl. Seebach, F. (2008), S. 39ff.
54 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 436, 449-455.
55 Vgl. Dinand, J./Reuter, E. (2006), S. 7; Monopolkommission (2007), Rn. 116.
56 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 21.
57 Vgl. Seebach, F. (2008), S. 56f.
58 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 24ff.
59 Vgl. Bundesnetzagentur (2008a), S. 141ff.
60 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 26.
61 Vgl. Seebach, F. (2008), S. 57.
62 Vgl. Seebach, F. (2008), S. 53.
63 Vgl. BDEW (2009a), S. 22.
64 Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 30; Seebach, F. (2008), S. 53.
65 Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 585; Seebach, F. (2008), S. 54ff.
66 Vgl. BDEW (2009a), S. 22.
67 Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 30; Seebach, F. (2008), S. 58.
68 Vgl. Seebach, F. (2008), S. 53ff; Monopolkommission (2007), Rn. 37ff.
69 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 163.
70 Vgl. Monopolkommission (2004), Rn. 247.
71 Die Principal-Agency-Problematik wird im Rahmen dieser Arbeit nur genannt, um den Sachverhalt der Regulierung umfassend darzulegen. Auf eine ausführlichere Erläuterung wird verzichtet, da diese Problematik in dieser Arbeit nur eine untergeordnete Rolle spielt und vorrangig im Rahmen der Informationsökonomik von Bedeutung ist. Vgl. dazu z.B. Rasmusen, E. (2007), S. 51.
72 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 164f; Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 18; Knieps, G. (2005a), S. 11-13.
73 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 164f; Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 18; Knieps, G. (2005a), S. 11-13.
74 Vgl. Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 5.
75 Zur ausführlicheren Erläuterung der Methoden vgl. z.B. Borrmann, J./Finsinger, J. (1999), Kap. 11.
76 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 168; Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 5.
77 Vgl. Kunz, M. (2002), S. 53; Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 5.
78 Vgl. Wild, J. (2006), S. 11.
79 Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 20.
80 Vgl. Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 5f.
81 Vgl. Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 6; Wild, J. (2006), S. 11.
82 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 171.
83 Vgl. Grønli, H./Haberfellner, M. (2002), S. 3.
84 Da bei der Umsetzung der Preis- und Erlösobergrenzenregulierung in ihrer Reinform meist Probleme z.B. durch Mengenänderungen auftreten, wird in der Praxis häufig eine sog. hybride Form gewählt. Dabei werden zusätzliche Parameter (sog. hybride Elemente) in die Anpassungsformel aufgenommen, um z.B. Mengen- oder Kostenänderungen während der Regulierungsperiode zu berücksichtigen oder die Rendite zu begrenzen. Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 173
85 Vgl. Pielke, M./Kurrat, M. (2008), S. 2f.
86 Dabei handelt es sich ebenfalls um ein sog. hybrides Element. Vgl. Abschnitt 2.4.2.1.
87 Vgl. Grønli, H./Haberfellner, M. (2002), S. 3; Pielke, M./Kurrat, M. (2008), S. 2.
88 Vgl. Grenli, H./Haberfellner, M. (2002), S. 3.
89 Vgl. Franz, O./Schäffner, D./Trage, B. (2005), S. 94f.
90 Vgl. Pielke, M./Kurrat, M. (2008), S. 2.
91 Vgl. Franz, O./Schäffner, D./Trage, B. (2005), S. 95; Pielke, M./Kurrat, M. (2008), S. 2.
92 Vgl. Pielke, M./Kurrat, M. (2008), S. 2.
93 Vgl. Elsenbast, W. (2006), S. 140.
94 Vgl. Lundborg, M./Ruhle, E.-O./Schulze zur Wiesche, J. (2005), S. 116f.
95 Vgl. Burns, P. et al. (2005), S. 101.
96 Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 20.
97 Vgl. Elsenbast, W. (2006), S. 140; Lundborg, M./Ruhle, E.-O./Schulze zur Wiesche, J. (2005), S. 119f; Pielke, M./Kurrat, M. (2008), S. 3.
98 Vgl. Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 7f.
99 Vgl. Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 8f.
100 Vgl. Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 10f; Wild, J. (2006), S. 12f.
101 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 268.
102 Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel), die Mithilfe bei der Erarbeitung von Leitlinien zum Engpassmanagement sowie die Durchführung von Festlegungsverfahren zur Standardisierung von Prozessen. Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 44f.
103 Derzeit wird die BNetzA im Auftrag der Bundesländer Berlin, Bremen, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Thüringen tätig. Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 269ff.
104 Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 46.
105 Zentrale Aufgaben der Kartellbehörden sind u.a. die Überprüfung des Preisbildungsprozesses auf der Groß- und Einzelhandelsebene, die wettbewerbliche Aufsicht über die Erzeugungs- bzw. Beschaffungsmärkte und den Vertrieb sowie die Fusionskontrolle. Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 49.
106 Vgl. § 58 EnWG
107 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 432.
108 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), S. 61ff, 77ff.
109 Vgl. Bundesnetzagentur (2006), S. 14, 80f.
110 Nach § 34 Abs. 5 ARegV beginnt die Anreizregulierung für Ferngasnetzbetreiber unter bestimmten Voraussetzungen erst zum 1. Januar 2010.
111 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 431f.
112 Bei Regelungen, die sowohl in der StromNEV als auch GasNEV identisch sind, wird im Folgenden als Fundstelle NEV genannt. Nur bei Unterschieden wird die StromNEV bzw. GasNEV explizit angesprochen.
113 Vgl. § 6 Abs. 1 S. 5 ARegV
114 Vgl. § 6 Abs. 2 ARegV; PricewaterhouseCoopers (2008), S. 433.
115 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 433.
116 Vgl. Bundesrat (2005a), S. 30; Bundesrat (2005c), S. 33; Zur Festlegung der konkreten Obergrenzen für die kapitalmarktüblichen FK-Zinsen durch die BNetzA sei auf Abschnitt 4.1.4 verwiesen.
117 Vgl. Bundesrat (2005b), S. 32; Bundesrat (2005d), S. 27.
118 Um die histor. AHK der betriebsnotwendigen Anlagegüter auf TNW zum jeweiligen Bewertungsstichtag umzurechnen, sind die vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten anlagen(gruppen)spezifischen Preisindizes heranzuziehen (Fachserien 16 und 17 der Reihe „Preise und Preisindizes“). Vgl. § 6 Abs. 3 NEV.
119 Vgl. Bundesrat (2005a), S. 27f; Bundesrat (2005c), S. 33.
120 Vgl. § 6 Abs. 2 StromNEV bzw. GasNEV.
121 Die kalk. begrenzte EK-Quote von 40% gilt für jedes in den NEV definierte Eigenkapital und ist somit auch für die Bestimmung der kalk. EK-Verzinsung nach § 7 Abs. 1 S. 2 NEV heranzuziehen. Vgl. Bundesrat (2007b), S. 20ff.
122 Vgl. Bundesrat (2005b), S. 32; Bundesrat (2005d), S. 27; Zum Inflationsausgleich im Rahmen der Realkapitalerhaltung sei auf Abschnitt 4.1.2.1 verwiesen.
123 Vgl. § 6 Abs. 4 StromNEV bzw. GasNEV.
124 Die unterschiedlichen EK-Zinssätze für Alt- und Neuanlagen beruhen auf dem Wechsel vom Nettosubstanzerhaltungs- zum Realkapitalerhaltungsprinzip. Siehe dazu Abschnitt 4.1.2.1.
125 Im Stromsektor galt bis zur Einführung der Anreizregulierung ein EK-Zins für Neuanlagen in Höhe von 7,91% und für Altanlagen in Höhe von 6,5% jeweils vor Steuern (Vgl. § 7 Abs. 6 StromNEV). Im Gassektor wurde ein EK-Zins für Neuanlagen in Höhe von 9,21% und für Altanlagen in Höhe von 7,8% jeweils vor Steuern vorgegeben (Vgl. § 7 Abs. 6 GasNEV).
126 Vgl. Bundesnetzagentur (2008b), S.1. Die einzelnen Beschlüsse der Landesregulierungsbehörden sind im Internet abrufbar. Sie unterscheiden sich aber nicht vom Beschluss der BNetzA, so dass hier nur auf diesen verwiesen wird. Die Methodik der BNetzA zur Ermittlung dieser Zinssätze wird in Kapitel 4.1.3 näher erläutert.
127 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 255ff, 405ff. So sind die Netzentgelte im Stromsektor von 2006 bis 2008 durchschnittlich um ca. 15% gesunken. Im Gassektor lässt sich für denselben Zeitraum eine durchschnittliche Absenkung der Netzentgelte von ca. 5% feststellen. Vgl. Bundesnetzagentur (2008a), S. 142ff.
128 Vgl. BGH (2008d), Rn. 32ff. Der BGH hat seine Entscheidungen zwar für Stromnetzentgelte getroffen, jedoch ist aufgrund der unspezifischen Argumentation davon auszugehen, dass die Grundsätze auch für Gasnetzentgelte zutreffen. Zudem basiert die Erlösobergrenze in der Anreizregulierung ebenfalls auf den Vorgaben der StromNEV und GasNEV, so dass auch die sich in der Vergangenheit dazu gebildete Rechtsauslegung heranzuziehen ist.
129 Vgl. Bundesrat (2005a), S. 30; Bundesrat (2005c), S. 36.
130 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 380.
131 Vgl. BGH (2008a), Rn. 80; BGH (2008b), Rn. 79; BGH (2008c), Rn. 84; BGH (2008d), Rn. 65; BGH (2008e), Rn. 68.
132 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 257.
133 Ferner schliesst der BGH eine Berücksichtigung der tatsächlich gezahlten Gewerbesteuer über § 5 Abs. 1 StromNEV bzw. GasNEV aus. Vgl. BGH (2008a), Rn. 78ff; BGH (2008b), Rn. 72ff; BGH (2008c), Rn. 77ff; BGH (2008d), Rn. 63ff; BGH (2008e), Rn. 66ff.
134 Vgl. Ballwieser, W. (2008), S. 14f.
135 Vgl. Bundesnetzagentur (2009b), S. 22.
136 Ferner darf im Strombereich „ein Baukostenzuschuss .. nur für den Teil der Leistungsanforderung erhoben werden, der eine Leistungsanforderung von 30 Kilowatt übersteigt". Vgl. § 11 Abs. 3 NAV
137 verglichen und für jeden Netzbetreiber ein individueller Effizienzwert ermittelt.
138 Vgl. Elsenbast, W./Nick, W./Boche, S. (2008), S. 40ff.
139 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 437.
140 Vgl. Elsenbast, W./Nick, W./Boche, S. (2008), S. 40.
141 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 437ff.
142 Vgl. § 11 Abs. 2 ARegV.
143 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 442.
144 Vgl. BDEW (2008), S. 3.
145 Vgl. Bundesrat (2007a), S. 51.
146 Vgl. BDEW (2008), S. 3; PricewaterhouseCoopers (2008), S. 439.
147 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 439.
148 Vgl. Ballwieser, W. (2008), S. 24; BDEW (2008), S. 3; PricewaterhouseCoopers (2008), S. 438f.
149 Die höheren Kapitalkosten ergeben sich aus einem höheren Restwert der Anlage, der zu einer höheren kalk. EK-Verzinsung sowie einer höheren kalk. GewSt führt. Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 437.
150 Der Regierungsentwurf der ARegV vom 15.06.2007 sah in § 14 Abs. 1 Nr. 4 die Möglichkeit der Einführung eines technisch-wirtschaftlichen Anlagengitters ab der zweiten Regulierungsperiode vor (Vgl. Bundesrat, 2007a, S. 12). Der § 14 Abs. 1 Nr. 4 ARegV und somit die Entscheidungsmöglichkeit der Regulierungsbehörde zur Einführung eines solchen Anlagengitters wurde jedoch mit Beschluss des Bundesrates vom 21.09.2007 gestrichen (Vgl. Bundesrat, 2007b, S. 10).
151 Vgl. PricewaterhouseCoopers (2008), S. 437ff.
