Alles neu in der Regulierung der Strom- und Gasnetze? – Das Eckpunktepapier der Bundesnetzagentur

​​​​​

Mit dem Eckpunktepapier „Netze. Effizient. Sicher. Transformiert” hat die Bundesnetzagentur den Startschuss für den nach ihren Worten ausführlichen, ergebnisoffenen Diskussions- und Erörterungsprozess gegeben, der die Grundlage für eine Reihe von Festlegungen der Bundesnetzagentur zu den Bedingungen und Methoden für den Zugang zu den Strom- und Gasnetzen bilden soll.¹ Der damit einhergehende Systemwechsel von der normativen zur administrativen Energieregulierung bringt einige Änderungen mit sich.

Der EuGH insbesondere bemängelt, dass der in Deutschland gewählte Ansatz einer durch den nationalen Gesetz- und Verordnungsgeber umfangreich vorstrukturierten Regulierung im Bereich der Netzzugangs- und Netzentgeltregulierung gegen die in der Richtlinie 2009/72/EG vorgesehene ausschließliche Zuständigkeit und Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörde verstößt.²

Aber was sind die Ziele der Weiterentwicklung der Energieregulierung?

Das schrittweise Außerkrafttreten der bisherigen Rechtsverordnungen zu den Bedingungen und Methoden des Netzzugangs führt dazu, dass die BNetzA in eigener Zuständigkeit Festlegungen für diese Bedingungen und Methoden treffen muss, um das bisher gesetzlich vorgegebene Regelwerk zur Energieregulierung zu ersetzen.

In welchen Bereichen der Regulierung für Verteilnetz-betreiber Strom und Gas die BNetzA erwägt, die bestehenden Regelungen anzupassen, hat sie in insgesamt 15 Thesen zusammengefasst, die sich mit der Regulierungssystematik sowie Aspekten der Netzkostenbestimmung befassen. Die 15 Thesen und ihre Auswirkungen sollen im Folgenden dargestellt werden.

Abbildung 1: Zeitplan für die erforderlichen Festlegungen gemäß BNetzA³ (Darstellung Rödl & Partner)​

​​Nach Auffassung der BNetzA hat sich die bisherige Grundkonzeption der Anreizregulierung mit Kostenprüfung und darauf aufbauender Festlegung von unternehmensbezogenen Erlösobergrenzen für den Zeitraum einer Regulierungsperiode bewährt. Es ist somit davon auszugehen, dass die Regulierungsperioden mit der zeitweisen Entkopplung von Kosten und Erlösen durch Zeitversatz, die Ermittlung der Erlösobergrenzen anhand von Kostenprüfungen und Basisjahren sowie den Instrumentarien Kapitalkostenaufschlag und Kapitalkostenabzug im Grundsatz bestehen bleiben.⁴

Im Hinblick auf das vereinfachte Verfahren weist die BNetzA im Eckpunktepapier lediglich vage darauf hin, dass die bisher „großzügige” Behandlung der kleinen Netzbetreiber eingeschränkt werden könnte. 

Die BNetzA greift die Hinweise der Netzbetreiber auf, wonach insbesondere aufgrund der dynamischen Entwicklung Veränderungen im Bereich der operativen Kosten zügiger Eingang in die Erlösobergrenze finden sollen. So weisen die Stromnetzbetreiber auf einen starken Anstieg der operativen Kosten hin⁵ – für Gasnetzbetreiber hingegen ist das Bild indifferenter. Je nach Transformationspfad („Dekarbonisierung”) könnte sich – gegenläufig zum Strombereich – eine Kostenreduzierung ergeben. Um die operativen Kosten zügiger in der Erlösobergrenze abzubilden, stehen unterschiedliche Lösungsansätze auf dem Prüfstand. Bevorzugt wird aus Perspektive der BNetzA eine Verkürzung der Regulierungsperiode auf drei Jahre.⁶ Um in diesem Fall operative Kostenveränderungen kurzfristiger bei der Erlösobergrenze zum Ansatz bringen zu können, ist zwingend eine „Beschleunigung des Prüfzyklus” erforderlich. Diese kann erreicht werden, da Netzbetreiber den „Basisjahreffekt” wohl weniger stark berücksichtigen. Somit ist die Prüfung weniger intensiv, da Aufwandsspitzen im Basisjahr nicht so gehäuft auftreten.⁷ Allerdings gilt es, die konkrete Umsetzung durch die angestrebte Regulierungsvereinfachung „handhabbar” zu gestalten.

In diesem Zusammenhang sollte zudem die Zielgenauigkeit des Verbraucherpreisindex kritisch beurteilt werden. Steigende operative Kosten können sich (1) durch Erweiterungen des Aufgabenumfangs und (2) durch Preisveränderungen ergeben. Beide Veränderungstreiber würden somit kurzfristiger erfasst. Aus Perspektive der Netzbetreiber sollte zudem berücksichtigt werden, dass die pauschalen Anpassungen durch den Verbraucherpreisindex⁸ die netzbetreiberspezifischen Kostenentwicklungen nicht vollumfänglich abdecken.

Der Katalog der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile (dnbK) hat sich seit Beginn der Anreizregu-lierung immer mehr erweitert und diese Kostenpositionen sind mit einem erheblichen Datenerhebungs- und Anpassungsbedarf verbunden. Sowohl die dnbK als auch die volatilen Kosten sollen auch weiterhin bestehen bleiben, gleichwohl mit einer Reduktion des Kriterienkatalogs sowie klaren Definitionen der Bestandteile.⁹ Eine Reduzierung der dnbK führt allerdings zu einer Erhöhung der Ineffizienzen, die bis zum Ende einer Regulierungsperiode abgebaut werden müssen.¹⁰

Diese Problematik soll laut BNetzA durch die geplante Verkürzung der Regulierungsperioden gering ausfallen.¹¹ Ob die Auswirkungen tatsächlich nicht erheblich sind, wird die weitere Diskussion zu den Kriterien für die Qualifizierung von Kostenbestandteilen als dnbK zeigen. Eine Erhöhung des Regulierungsdrucks durch die „Hintertüre” der dnbK sollte aber vermieden werden.

Hinsichtlich des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors (Xgen) bestehen seit Beginn an Zweifel am methodischen Vorgehen.¹² Diese Kritik nimmt die BNetzA grundsätzlich an. Ziel ist daher eine methodisch sachgerechte Ermittlung des Xgen.¹³ Die Netzbetreiber sind gut beraten, bei den weiteren Diskussionen um die Beibehaltung und (wenn ja) die transparente Ermittlung des Xgen die wirtschaftliche Bedeutung des Faktors, die im neunstelligen Euro-Bereich für die Branche liegen dürfte, nicht zu unterschätzen. Um die Komplexität der Verfahrensart zu reduzieren, sollte eine transparente und vereinfachte Methode zur Ermittlung des Xgen gewählt werden.

Für den Effizienzvergleich Strom wird weiterhin davon ausgegangen, dass auf die wesentlichen Strukturmerkmale wie bspw. Leitungslänge und Anzahl der Anschlusspunkte abgestellt wird.^{14, 15} Für Stromnetzbetreiber bleibt zu hoffen, dass die BNetzA lediglich „kleinere” Justierungen vornimmt und nicht auf eine signifikante Verschärfung des Effizienzvergleichs drängt.

Für den Gasbereich wird indes konstatiert, dass im Vorfeld einer Regulierungsperiode begutachtetet werden muss, ob ein Effizienzvergleich durchgeführt werden kann, da die Vergleichbarkeit der Netzbetreiber – vor dem Hintergrund der unterschiedlichen Geschwindigkeit bei der Umsetzung des Transformationsprozesses¹⁶ – nur eingeschränkt möglich sein dürfte. Bei einer Anwendung des Effizienzvergleichs gilt es „Rücksicht” auf die Veränderungen im Gasbereich zu nehmen.

Bisher greift die bestehende Regulierungspraxis insbesondere die „Qualität” im Hinblick auf die Netzzuverlässigkeit und -leistungsfähigkeit der Stromnetze auf. Hierfür werden netzbetreiberspezifische Ausfallzeiten bestimmt und entsprechende Bonus- bzw. Maluszahlungen abgeleitet.¹⁷ Als Neuerung im System wird beabsichtigt, das Merkmal „Energiewendekompetenz” als Qualitätsmerkmal zu ergänzen.¹⁸ Eine Energiewendekompetenz könnte z. B. aus dem zügigen Anschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen bzw. von Letztverbrauchern mit unterbrechbaren Verbrauchseinrichtungen oder auch in der Häufigkeit von Abregelungseingriffen abgeleitet werden. Um dem Ziel der Vereinfachung der Systematik sowie der Verkürzung der Regulierungsperioden Rechnung zu tragen, sollten die Indikatoren für die Bestimmung und Bewertung der Energiewendekompetenz möglichst „einfach” erhoben werden können.

Um das bisherige Mischsystem aus Realkapitalerhaltung und Nettosubstanzerhaltung¹⁹ zu vereinfachen, sieht das Eckpunktepapier bezüglich der Abschreibungen und Restwerte eine vollständige Umstellung auf das Realkapitalerhaltungssystem vor. Die „rechnerische” Vereinfachung, die mit einem reduzierten Datenumfang einhergeht, wird als maßgeblicher Vorteil gesehen. Zudem kann ein potenzieller Streitgegenstand, der mit der erforderlichen Neufestlegung der Indizes verbunden wäre, vermieden werden.²⁰

Gleichzeitig könnten sich durch die mögliche Abschaffung der Nettosubstanzerhaltungsmethode erhebliche wirtschaftlich nachteilige Auswirkungen auf die Abschreibungshöhe und – weniger stark – auf die EK-Verzinsung ergeben. Diese Auswirkungen sind für das Betrachtungsjahr 2021 mittels eines "Muster-Netz-

betreibers" mit allokierten Anschaffungs- und Herstellungskosten von rund 64.000 Euro in Abbildung 2 dargestellt. Betrachtet werden die kalkulatorischen Abschreibungen und die Eigenkapitalverzinsung. Für den fiktiven „Muster-Netzbetreiber” ergibt sich ein Abschreibungsdelta von rund 339.000 Euro sowie eine Eigenkapitalverzinsung von ca. 134.000 Euro. Im weiteren Zeitverlauf schwächt sich dieser Effekt ab, jedoch wirkt sich die Systemumstellung nicht nur auf ein Jahr aus. Vielmehr sind die Umstellungseffekte auf ihr „Nachwirken” in einer langfristigen Betrachtung zu bewerten.

Abbildung 2: Vergleich Kapitalerhaltungsmethoden (Darstellung Rödl & Partner)​

Aufgrund unterschiedlicher Nutzungsdauern im Strom- und Gasbereich bedarf es einer differenzierten Betrachtung. Im Strombereich sind die bestehenden Nutzungsdauern in geeigneter Weise weiter festzulegen und ggfs. zu ergänzen.²¹ Für den Gasbereich soll der mit der KANU-Festlegung eingeschlagene Weg fortgesetzt werden. So schafft die bestehende Festlegung bereits die Möglichkeit, Anlagegüter, die ab dem Jahr 2023 in Betrieb genommen werden, so abzuschreiben, dass eine vollständige Refinanzierung bis zum Jahr 2045 realisiert wird.²² Davon zu unterscheiden sind allerdings Gasnetze, für die eine Folgenutzung (z. B. durch Wasserstoff) möglich erscheint.²³ Nach Veröffentlichung des Eckpunktepapiers wurde mittlerweile ergänzend „KANU 2.0” als eine weitere methodische Festlegung vorgestellt. Grundsätzlich ist wohl davon auszugehen, dass die BNetzA die Festlegungen im Gasbereich mit einer schnellen Reaktionsgeschwindigkeit treffen wird. Um den Transaktionspfad ausgewogen zu moderieren, dürfte der Verteilung „von vorgezogenen Kosten” eine signifikante Bedeutung zukommen.

Die BNetzA erkennt in der Einführung eines WACC-Ansatzes eine entscheidende Regulierungsvereinfachung, da unterschiedliche Berechnungssysteme durch eine pauschalierte Finanzierungsstruktur vereinheitlicht werden können.^24,25 Nach unserer Auffassung betont die BNetzA die Vorteile (z. B. Vereinfachung, internationaler Standard) sehr deutlich. Zwar werden auch Nachteile (z. B. Gefahr der Überschuldung²⁶) gesehen – zwei entscheidende Punkte bleiben jedoch ausgeklammert:

1. Wie hoch sind die Eigen- und Fremdkapitalanteile?

2. Wie werden die Eigen- und Fremdkapitalkosten bestimmt?

Daher wäre es für Netzbetreiber begrüßenswert, wenn die Grundlagen aus dem Eckpunktepapier im weiteren Verlauf konkreter gefasst würden.

Um die Verwaltungspraxis zu erleichtern, soll nunmehr „je nach Anwendungsfall eine pauschale Quote zur Bestimmung des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens für Netzbetreiber, Verpächter und Dienstleister bestimmt werden”.²⁷ Es wird beabsichtigt, die zulässige Höhe aus der bekannten Prüfungspraxis abzuleiten. Sofern eine Vereinfachung erfolgt, sind nach unserer Auffassung die Festlegungen im Rahmen von § 6b Abs. 6 EnWG ebenfalls anzupassen. Andernfalls würde die Vereinfachung nur bedingt wirken.

Wie der Xgen führt auch die Festlegung des EK-Zinssatzes in jeder Regulierungsperiode zu gerichtlichen Auseinandersetzungen zwischen Netzbetreibern und der BNetzA. Die BNetzA beabsichtigt nun, den EK-Zinssatz zukünftig für die gesamte Regulierungsperiode (ohne Anpassung) und einheitlich für Neu- und Bestandsanlagen festzulegen.²⁸ Das genaue methodische Vorgehen bleibt offen. Durch die starke Volatilität der Finanzmärkte und die ungewisse Zukunft der Gasnetze wird die Beantwortung dieser Fragen sicherlich nicht erleichtert. Für die Festlegung des EK-Zinssatzes sollte berücksichtigt werden, dass im Stromnetzbereich die Investitionen steigen und deswegen auch auskömmliche Renditen notwendig sind, um die Energiewende voranzubringen.

Zukünftig ist angedacht, dass die Kostenposition auf den dem Netzbetreiber zugeordneten Anteil der tatsächlich gezahlten Gewerbesteuer begrenzt werden soll.²⁹ Bisher fand eine fiktive (und für alle Netzbetreiber einheitliche) Ermittlung der Gewerbesteuer statt.³⁰ Die genauen Auswirkungen der Umstellungen für Netzbetreiber können nur anhand der konkreten Situation beantwortet werden. Es sollte jedenfalls verhindert werden, dass durch die individuelle Ermittlung der Steuerlast mehr Unsicherheiten geschaffen werden als im bisherigen System.

Die Nutzung der Gasverteilernetze ist bis zum Jahr 2045 vorgesehen. Um insbesondere etwaige Rückbauverpflichtungen auf möglichst viele Netznutzer zu verteilen, sind die Netzbetreiber gehalten, die zukünftigen Kosten möglichst „frühzeitig” zu erkennen. So soll eine überproportionale Belastung von Netznutzern in späteren Jahren vermieden werden. Der volatile Anpassungsmechanismus ermöglicht eine jährli-che Bewertung der entstehenden Kosten und verhindert zudem Mitnahmeeffekte von zu hohen Rückstellungsbildungen.³¹

Der neue Rechtsrahmen im EnWG wird zu einer Zäsur in der Energieregulierung führen. Es ist zu begrüßen, dass die BNetzA die Weiterentwicklung der Regulierung nicht „im stillen Kämmerlein” vollzieht, sondern in einem (jedenfalls bisher) sehr transparenten und ergebnisoffenen Prozess gemeinsam mit Netzbetreibern, Verbänden und anderen Stakeholdern umsetzen möchte. Unsere Ausführungen haben gezeigt, dass viele Fragestellungen noch am Anfang stehen und die entscheidenden Weichen erst noch gestellt werden müssen. Je nachdem, in welche Richtung die Weiche gestellt wird, hat dies erhebliche Auswirkungen auf die Netzbetreiber. Alle Stakeholder im Bereich Netzregulierung Strom und Gas sind daher sehr gut beraten, den weiteren Prozess der Weiterentwicklung kritisch, aber auch konstruktiv zu begleiten. Um rechtzeitig agieren zu können, empfiehlt sich für Netzbetreiber die frühzeitige Durchführung von Prognoserechnungen sowie eine szena-riobasierte Betrachtung wirtschaftlicher Effekte.

1 Eckpunktepapier, S. 3.

2 BT-Drs. 20/7310, S. 1.

3 Auftaktveranstaltung Eckpunktepapier Netze. Effizient. Sicher. Transformiert. Vortrag „Organisation der Großen Beschlusskammer”, S. 12 ff.

4 Auftaktveranstaltung Eckpunktepapier Netze. Effizient. Sicher. Transformiert. Vortrag „Die Rahmenfestlegung zur Regulierungssystematik”, S. 10 ff.

 5 Insbesondere in den Bereichen Software und Personal, Eckpunktepapier, S. 13.

6 Auftaktveranstaltung Eckpunktepapier Netze. Effizient. Sicher. Transformiert. Vortrag „Die Rahmenfestlegung zur Regulierungssystematik der Strom- & Gas-VNB sowie Gas-FNB”, S. 15 ff.

7 Eckpunktepapier, S. 13.

8 § 8 ARegV.

9 Eckpunktepapier, S. 14.

10 §§ 15, 16 ARegV.

11 Eckpunktepapier, S. 14.

12 BGH, Beschluss vom 27.6.2023 – EnVR 23/22.

13 Auftaktveranstaltung Eckpunktepapier Netze. Effizient. Sicher. Transformiert. Vortrag „Die Rahmenfestlegung zur Regulierungssystematik”, S. 42 f.

14 Eckpunktepapier, S. 15 ff.

15 § 13 Abs. 3 ARegV. Keine vollständige Aufzählung.

16 Die BNetzA unterscheidet zwischen „Versorgungsbetrieb” bzw. „Abwicklungsbetrieb”. Eckpunktepapier, S. 16.

17 https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK08/BK8_05_EOG/57_QElement/BK8_QElement.html.

18 Eckpunktepapier, S. 16.

19 §§ 6a, 6 Strom/GasNEV.

20 Eckpunktepapier, S. 17 ff. 

21 Eckpunktepapier, S. 18.

22 Festlegung, BK9-22/614, 8.11.2022.

23 Auftaktveranstaltung Eckpunktepapier Netze. Effizient. Sicher. Transformiert. Vortrag „Bestimmung der Netzkosten (Strom/GasNEV Nachfolge-Regelungen)”, S. 6.

24 Auftaktveranstaltung Eckpunktepapier Netze. Effizient. Sicher. Transformiert. Vortrag „WACC (Weighted Average Cost of Capital)”, S. 2.

25 Eckpunktepapier, S. 19.

26 Auftaktveranstaltung, Fn. 51 a. a. O.

27 Eckpunktepapier, S. 20.

28 Eckpunktepapier, S. 21.

29 Eckpunktepapier, S. 22.

30 OLG Düsseldorf, Beschluss vom 23. 09. 2015 – VI-3 Kart 149/14 (V).

31 Eckpunktepapier, S. 19.​