Mitteilungen - Finanzen und Kommunalwirtschaft

Die BNetzA hat Eckpunkte und 15 Thesen zur Weiterentwicklung des Regulierungsrahmens für Strom- und Gasnetzbetreiber für die 5. Regulierungsperiode veröffentlicht. Der Fokus dieses Papiers liegt ausschließlich auf dem Feld der Kosten- bzw. Erlösbestimmung sowie der Anreizregulierung. Fragen zur Entgeltbildung im engeren Sinne oder Fragen der Zugangsregulierung werden nicht behandelt. Das Eckpunktepapier finden Sie hier: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Aktuelles_enwg/GBK/Eckpktpapier.pdf?__blob=publicationFile&v=3 . Stellungnahmen können bis zum 29. Februar 2024 unter folgendem Link abgegeben werden: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Aktuelles_enwg/GBK/start.html

Die Eckpunkte bereiten eine umfassende Konsultation vor. Themen sind die Weiterentwicklung der Kosten- bzw. Anreizregulierung für Verteilernetzbetreiber sowie die Fernleitungsnetzbetreiber Gas. Mit den lediglich vier Strom-Übertragungsnetzbetreibern wird wegen derer spezieller Situation ein gesonderter Festlegungsprozess gestartet werden.

Die BNetzA-Thesen im Eckpunktepapier lauten wie folgt:

These 1 (Grundkonzeption der Anreizregulierung)

Die Grundkonzeption der Anreizregulierung mit einer Kostenprüfung und der darauf aufsetzenden Festlegung von Erlösobergrenzen für eine Regulierungsperiode hat sich im Strom- und im Gasbereich gleichermaßen bewährt. Sie soll auch unter den geänderten Rahmenbedingungen für die 5. Regulierungsperiode sowohl für Stromnetzbetreiber auf der Verteilernetzebene und Gasnetzbetreiber auf der Verteiler- und Fernleitungsnetzbetreiberebene angewendet werden.

These 2 (Dauer der Regulierungsperiode)

Um den Netzbetreibern die Möglichkeit zu geben, starke Kostenänderungen im Bereich der OPEX kurzfristiger in die Bestimmung der Erlösobergrenze einbringen zu können, sollte die Regulierungsperiode deutlich verkürzt werden.

These 3 (Katalog dauerhaft nicht beeinflussbarer Kosten)

Für die Ableitung eines sachlich begründbaren Katalogs sieht die Bundesnetzagentur 1) die Werthaltigkeit einer Kostenkategorie (finanzielle Bedeutung der Position „der Höhe nach“) sowie 2) deren Exogenität als zentrale Kriterien für geeignet an.

These 4 (Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor)

Es gibt in der Netzwirtschaft weiterhin eine sektorspezifische Produktivitätsentwicklung (technischer Fortschritt). Diese ist abzubilden und methodische Anpassungen bei der Ermittlung und Anwendung des PF sind zu erwägen.

These 5 (Effizienzinstrumente)

Der Effizienzvergleich für die Stromverteilernetzbetreiber ist ein geeignetes Instrument und sollte ausgehend von der bisherigen Systematik im Strombereich weiterentwickelt werden.

These 6 (Effizienzinstrumente)

Ein Effizienzvergleich für Gasnetzbetreiber muss sorgfältig weiterentwickelt werden und muss Rücksicht auf die Entwicklungen in der Gasversorgungslandschaft nehmen. Vor Beginn einer Regulierungsperiode sollte die Anwendbarkeit des Effizienzvergleichs jeweils überprüft werden. Könnte ein Effizienzvergleich nicht mehr angewendet werden, müssen andere Anreizelemente herangezogen werden.

These 7 (Qualitätselement)

Es ist sinnvoll, das bekannte Qualitätselement im Strombereich um Elemente zu ergänzen, welche die „Energiewendekompetenz“ der Netzbetreiber abbilden. Damit sollen diejenigen Netzbetreiber belohnt werden, die bei der Transformation ihrer Stromnetze in der Energiewende eine besonders hohe Kompetenz zeigen.

These 8 (Bestimmung der Netzkosten – Erhaltungskonzeption)

Das Mischsystem aus Realkapitalerhaltung und Nettosubstanzerhaltung sollte abgelöst und auf eine einheitliche Bewertung gemäß der Realkapitalerhaltung umgestellt werden. Hierfür spricht schon grundsätzlich ein erhöhtes Maß an Transparenz, die damit einhergehende Bürokratieentlastung und Komplexitätsreduktion.

These 9 (Bestimmung der Netzkosten – Nutzungsdauern Strom)

Im Strombereich besteht möglicherweise punktueller Änderungsbedarf. Die bestehenden Nutzungsdauern sind in geeigneter Weise weiter festzulegen, ggf. zu ergänzen. Zu prüfen ist die Einschränkung der Spannen oder das konsequente Abstellen auf einen einheitlichen Wert.

These 10 (Bestimmung der Netzkosten – Nutzungsdauern Gas)

Im Gasbereich sollten für diejenigen Netzteile, die absehbar keiner Folgenutzung durch Wasserstoff- oder Biomethan-Transport unterliegen, 1) eine Verkürzung der Nutzungsdauern und 2) die Umstellung auf einen degressiven Abschreibungsverlauf geprüft werden. Für Netze, die einer Folgenutzung unterliegen, könnten hingegen möglicherweise auch die aktuellen Abschreibungsverläufe beibehalten werden.

These 11 (Pauschalierte Kapitalkostenbestimmung, WACC)

Mit der Einführung eines WACC würde eine Angleichung an den internationalen Standard und mit der stärkeren Standardisierung eine höhere Transparenz und Planbarkeit für Investoren erreicht. Zudem stellt der WACC ein von den tatsächlichen Kosten entkoppeltes Zinskostenbudget dar. Das Zinskostenbudget ist dabei unabhängig von der tatsächlichen Finanzierungsstruktur des Netzbetreibers. Anreize zu rein regulatorisch optimierten Finanzierungsstrukturen, die oft hohe Transaktions- bzw. Beratungskosten verursachen, werden dadurch vermieden. Im Ergebnis kann zudem eine reduzierte Komplexität und damit eine erheblich erleichterte Administrierbarkeit erreicht werden.

These 12 (Vereinfachungen der Bestimmung des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens)

Es kann je nach Anwendungsfall eine pauschale Quote zur Bestimmung des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens für Netzbetreiber, Verpächter und Dienstleister bestimmt werden. Die Höhe der Pauschale kann sich bspw. an denjenigen Werten orientieren, die im Rahmen der Verwaltungspraxis in den letzten Jahren seitens der Bundesnetzagentur als betriebsnotwendig anerkannt und von einer Vielzahl von Netzbetreibern ohne weitere Verfahren akzeptiert wurden.

These 13 (Kalkulatorischer EK-Zinssatz)

Vorzugswürdig ist die Festlegung eines Eigenkapitalzinssatzes für mindestens eine Regulierungsperiode. Es soll in einem Regulierungssystem mit Effizienzvergleich – insbesondere angesichts verkürzter Regulierungsperioden – keine jährliche Anpassung erfolgen. Es sollte einen für Neu- und Bestandsanlagen einheitlichen Zinssatz geben.

These 14 (Gewerbe- und Körperschaftsteuer, § 8 StromNEV und GasNEV)

Bei der Neuordnung des Regulierungsrahmens ist neu zu bewerten, ob die Anerkennung der Gewerbesteuer weiterhin auf kalkulatorischer Basis ermittelt oder auf den dem Netzbetreiber zugeordneten Anteil der tatsächlich gezahlten Gewerbesteuer begrenzt werden soll.

These 15 (Sonderthema Gas: Rückstellungen für Stilllegung und Rückbau)

Für die nicht vermeidbaren Kosten für Stilllegungen und Rückbaumaßnahmen von Leitungen sollten Netzbetreiber Rückstellungen bilden. Die hierfür erforderlichen Zuführungen sollten auf Grund der erhöhten Ungewissheit der Inanspruchnahme auch regulatorisch als jährlich anpassbare Kostenposition anerkannt werden. Damit würden die zu erwartenden Kosten frühzeitig antizipiert und „zeitlich vorgezogen“, sie würden damit auch von der aktuell noch größeren Zahl an Netzkunden getragen werden.

Anmerkung

Zu begrüßen ist zunächst, dass die BNetzA die große Unsicherheit um die Zukunft der Gasnetzte aufgreift und auf eine Verkürzung der Nutzungsdauern, die Umstellung auf einen degressiven Abschreibungsverlauf, und auf die unterschiedlichen Folgenutzungen der Gasnetze hinweist. Die kommunalen Spitzenverbände werden die Vorschläge genau prüfen und den weiteren Verlauf der Konsultation eng begleiten. Im Weiteren ist zu begrüßen, dass die Kosten für Netzbetreiber schneller berücksichtigt werden sollen, und einheitliche EK-Zinssätze für Neu- und Bestandsanlagen gesetzt werden, was Investitionen attraktiver macht und für Planungssicherheit sorgt.

Az.: 28.6.10-001/004