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«Eine Studie für Amprion GmbH Endergebnisse Bremen, 01.09.2010 Gliederung Management Summary 1 Problemstellung 2 Analyse der regulatorischen ...»

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2. RPI-X@20 Review (Ofgem, 2010) – Allgemeiner Review des Regulierungsrahmens im Hinblick auf dessen Zukunftsfähigkeit.

– Hintergrund: Unsicherheit über zukünftige Marktentwicklungen.

– Auch hier stehen „antizipative“ Investitionen im Vordergrund.

–  –  –

Management Summary 1 Problemstellung 2 Analyse der regulatorischen Investitionsanreize

2.1 Analyse des Investitionsablaufs

2.2 Anreizinstrumente für Investitionen 3 Der Regulierungsrahmen in Deutschland

3.1 Regulierung von Investitionen in Deutschland

3.2 Bewertung der Investitionsanreize 4 Schlussfolgerungen 5 Länderstudien

5.1 Großbritannien

5.2 Norwegen

5.3 Niederlande

5.4 Australien

5.5 Neuseeland

5.6 USA (PJM)

5.7 Italien

5.8 Frankreich

5.9 Österreich Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 60

5.2 Norwegen

• Regulierungsrahmen – Anreizregulierung (Revenue-Cap; Yardstick Competition).

– Dauer der Regulierungsperiode: 5 Jahre.

– Jährliche Kostenprüfung und Erlösanpassung anhand des Vergleichswettbewerbs – Die Erlösobergrenze bestimmt sich zu 40% aus den tatsächlichen Kosten und zu 60% aus den Normkosten, jeweils mit einem Zeitverzug von 2 Jahren.

Die Erlösobergrenze umfasst OPEX und CAPEX, Abschreibungen, Kosten für Netzverluste und die Kosten der nicht gelieferten Energie CENS („Cost of Energy Not Supplied“).

Für den TSO beinhalten die Erlöse zusätzlich einen festen Betrag für die Kosten des Systembetriebs (siehe „Spezielle Anreize“).

– Die Normkosten ergeben sich aus einem ex-post Benchmarking (ECOM+) auf Basis einer Data Envelopment Analysis (DEA).

– Basis des Benchmarking bilden OPEX und CAPEX, wobei ein vorsichtiger Ansatz

gewählt wird:

Als Output dient eine normalisierte Netzgröße.

Demnach wird das Netz selbst als gegeben angenommen und die bestehenden Anlagen nicht im Hinblick auf ihre tatsächliche Nutzung hinterfragt.

Überprüft wird lediglich, ob Investitionen effizient getätigt wurden, gemessen an den standardisierten Stückkosten.

Es erfolgt eine Bestabrechung auf Basis mehrerer Modellspezifikationen, d.h. für jedes Unternehmen wird der günstigste Ansatz gewählt.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 615.2 Norwegen

• Investitionsplanung und -Finanzierung – Die Marktparteien um den Übertragungsnetzbetreiber Statnett schlagen Investitionen vor.

– Die Genehmigung der Investitionen erfolgt durch den Regulierer NVE.

– Bei der Finanzierung der Investitionen erfolgt derzeit ein Übergang von einem Istkostensystem (mit Barwertausgleich) zu einem Plankostensystem.

– Die Kosten der erwarteten Investitionen werden ohne Zeitverzug in den Erlösen berücksichtigt.

– Ein Plan-Ist-Abgleich der Kosten erfolgt ex-post nach zwei Jahren.

• Integrierte Anreize für Ausgleichsenergie- und Engpasskosten Für den TSO beinhaltet die Erlösobergrenze einen festen Betrag für die Kosten – des Systembetriebs.

– Damit erfolgt ein Einbezug der Kosten für Ausgleichsenergie- und Engpasskosten in das Anreizschema.

– Damit sollen Anreize für ein effizienteres Ausbalancieren zwischen Netzentwicklung („hard measures“) und Netzbetrieb („soft measures“) sichergestellt werden.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 62Gliederung

Management Summary 1 Problemstellung 2 Analyse der regulatorischen Investitionsanreize

2.1 Analyse des Investitionsablaufs

2.2 Anreizinstrumente für Investitionen 3 Der Regulierungsrahmen in Deutschland

3.1 Regulierung von Investitionen in Deutschland

3.2 Bewertung der Investitionsanreize 4 Schlussfolgerungen 5 Länderstudien

5.1 Großbritannien

5.2 Norwegen

5.3 Niederlande

5.4 Australien

5.5 Neuseeland

5.6 USA (PJM)

5.7 Italien

5.8 Frankreich

5.9 Österreich Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 63

5.3 Niederlande

• Regulierungsrahmen – Anreizregulierung (Revenue Cap).

– Dauer der Regulierungsperiode: 3-5 Jahre (z.Z. 4 Jahre: 2007-2010).

Die Erlösobergrenze wird auf Basis der effizienten Kosten von TenneT – festgelegt.

Abschreibungen und Kapitalkosten basieren auf standardisierten Anlagewerten.

– Es erfolgt eine jährliche Anpassung gemäß Konsumentenpreisindex (CPI) und X-Faktor.

– Für den Übertragungsnetzbetreiber TenneT wird im Gegensatz zu den Verteilnetzbetreibern keine Yardstick-Regulierung angewendet.

– Die Effizienzvorgabe (X-Faktor) für TenneT setzt sich zusammen aus dem internationalen Benchmarking durch ECOM+ und einer allgemeinen Produktivitätsvorgabe („Frontier Shift“), die sich aus der Produktivitätsentwicklung internationaler TSOs zusammensetzt.

– Eine Anpassung der Erlöse erfolgt gemäß einer „Mengenkomponente“.

Die erlaubten Erlöse definieren sich unabhängig von der Absatzmenge, um TenneT nicht dem Risiko der Nachfrageschwankungen auszusetzen.

Bei steigender Nachfrage soll demnach eine Anpassung der Tarife sicherstellen, dass die Kosten weiterhin durch die Erlöse gedeckt werden können.

–  –  –

• Investitionsplanung und –Finanzierung





1. Reguläre Investitionen (Ersatzinvestitionen) – Netzbetreiber entscheiden frei über Investitionen.

– Finanzierung im Rahmen der ex-ante festgelegten Erlöse.

2. Spezielle Erweiterungsinvestitionen – Hierfür kann eine Erlöserhöhung (Investitionsbudget) beantragt werden.

– Vorteilhaftigkeitsprüfung durch den Regulierer (Energiekamer).

Die Abschreibungen gehen als Fixbetrag in die Erlösberechnung ein, – unterliegen also (im Gegensatz zu den regulären Investitionen) nicht dem Benchmarking.

– Die übrigen OPEX und CAPEX gehen jedoch weiterhin in die Effizienzberechnung ein.

– Es erfolgt ein Barwertausgleich für die verzögerte Anpassung der Erlöse.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 655.3 Niederlande

• Zukünftige Entwicklungen – Derzeit steht eine Reform des Regulierungsrahmens an, die für Mitte 2010 angekündigt ist.

– Ein wesentlicher Hintergrund besteht in der Erkenntnis, dass angesichts des bevorstehenden Investitionsbedarfs stärkere Investitionsanreize erforderlich sind.

– Geplant ist ein ex-ante Test wesentlicher Erweiterungsinvestitionen.

– Hierdurch soll die Unsicherheit, die mit einem ex-post Effizienztest verbunden ist, reduziert werden.

– Gleichzeitig sollen Effizienzanreize in Form eines Bonus-Malus-Systems eingeführt werden, das auf zuvor definierten Zielvorgaben beruht.

– Unklar scheint noch, ob mit diesen Änderungen auch die Ausnahme wesentlicher Erweiterungsinvestitionen vom internationalen Benchmarking abgeschafft wird.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 66Gliederung

Management Summary 1 Problemstellung 2 Analyse der regulatorischen Investitionsanreize

2.1 Analyse des Investitionsablaufs

2.2 Anreizinstrumente für Investitionen 3 Der Regulierungsrahmen in Deutschland

3.1 Regulierung von Investitionen in Deutschland

3.2 Bewertung der Investitionsanreize 4 Schlussfolgerungen 5 Länderstudien

5.1 Großbritannien

5.2 Norwegen

5.3 Niederlande

5.4 Australien

5.5 Neuseeland

5.6 USA (PJM)

5.7 Italien

5.8 Frankreich

5.9 Österreich Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 67

5.4 Australien

• Regulierungsrahmen – Anreizregulierung (Revenue Cap).

– Dauer der Regulierungsperiode: mind. 5 Jahre.

– „Building Block“-Ansatz: OPEX, Abschreibungen, Steuern, Rate of Return Prognostizierte OPEX und CAPEX dienen als Basis für Erlösfestsetzung.

– – Prognose resultiert aus konsultativem Prozess zwischen AER und dem jeweiligen TSO.

– Prüfung und Genehmigung erfolgt durch AER auf Basis der Anforderungen der NER („National Energy Rules“).

– Als Ergebnis folgt die Festlegung der Netztarife.

– Erfahrungen zeigen (trotz Korrekturen durch Regulierer) eine Tendenz zur Überschätzung der veranschlagten OPEX und CAPEX sowohl für Übertragungsals auch Verteilnetze.

– „Efficiency Benefit Sharing Scheme“ legt fest, wie Effizienzgewinne zwischen TSO und Konsumenten verteilt werden.

– „Efficiency Carry Forward Mechanism“: Effizienzgewinne dürfen über einen festen Zeitraum einbehalten werden, d.h. Preisabschlag erfolgt nicht automatisch zum Beginn der nächsten Regulierungsperiode.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 685.4 Australien

• Investitionsplanung und -Finanzierung – Die Investitionspläne resultieren aus einer Vielzahl konsultativer Prozesse zwischen den TSOs, dem Marktbetreiber AEMO („Australian Energy Market Operator“), dem Regulierer AER („Australian Energy Regulator“) und den betroffenen Marktparteien.

– AEMO erstellt einen jährlichen nationalen Netzentwicklungsplan, der die lokalen Investitionspläne der Übertragungsnetze berücksichtigt, auf einen Zeithorizont von mindestens 20 Jahren ausgerichtet ist, eine integrierte Nutzenbewertung der Entwicklungsalternativen vornimmt.

– Die TSOs sind für die lokalen Investitionspläne zuständig, die AEMO vorgelegt werden. Der vorgelegte Bericht analysiert die Investitionsalternativen und zukünftig erwarteten Marktentwicklungen, bewertet die Optionen im Hinblick auf Kosteneffizienz und die Erfüllung der technischen Anforderungen.

– Die Genehmigung der Investitionspläne erfolgt durch den Regulierer AER.

– Die geplanten Investitionen gehen auf Plankostenbasis in die Erlösberechnung ein.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 69Gliederung

Management Summary 1 Problemstellung 2 Analyse der regulatorischen Investitionsanreize

2.1 Analyse des Investitionsablaufs

2.2 Anreizinstrumente für Investitionen 3 Der Regulierungsrahmen in Deutschland

3.1 Regulierung von Investitionen in Deutschland

3.2 Bewertung der Investitionsanreize 4 Schlussfolgerungen 5 Länderstudien

5.1 Großbritannien

5.2 Norwegen

5.3 Niederlande

5.4 Australien

5.5 Neuseeland

5.6 USA (PJM)

5.7 Italien

5.8 Frankreich

5.9 Österreich Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 70

5.5 Neuseeland

• Regulierungsrahmen – Bisher galt für den TSO (Transpower) eine implizite Erlösregulierung durch Vorgabe eines nicht bindenden Schwellenwerts (Threshold Regime).

Entwicklungspfad der Erlösobergrenze gemäß CPI-1%, korrigiert um genehmigte Investitionen.

Die Überwachung des Schwellenwertes erfolgt durch die Wettbewerbskommission (Commerce Commission).

Als Resultat von Budgetüberschreitungen kam es 2005 zu einer Übereinkunft zwischen der Commerce Commission und Transpower bzgl. Preis- und Qualitätsentwicklung.

Transmission Pricing Methodology: spezifiziert Regelungen zur Jährlichen Kalkulation der Netznutzungsentgelte und Allokation der effizienten Kosten von Transpower.

– Ab 2011: explizite Anreizregulierung (Revenue Cap).

– Dauer der Regulierungsperiode: 5 Jahre (ab 2. RP).

– „Building Block“- Ansatz.

–  –  –

• Investitionsplanung und –Finanzierung – Transpower erstellt jährlichen Investitionsplan, der durch Commerce Commission genehmigt wird.

Die Ex-ante Prüfung erfolgt durch Grid Investment Test anhand von zwei –

Kriterien:

Marktnutzentest (gewichteter Durchschnitt für Marktentwicklungsszenarien).

Zuverlässigkeitstest (Wert für Versorgungssicherheit auf Basis des Value of Lost Load).

– Unterscheidung nach Umfang der Investitionen:

Ersatzinvestitionen („minor investments“): CAPEX werden auf Plankostenbasis in der Erlösobergrenze einbezogen.

Erweiterungs- und Neuinvestitionen („major investments“): CAPEX werden individuell auf Basis von Investitionsbudgets genehmigt.

– Für nicht mehr berücksichtigte Investitionen kann Transpower innerhalb der Regulierungsperiode ein Update der Erlösgrenze beantragen.

• Ex-post-Kontrolle – Plan-Ist-Abgleich der Investitionsausgaben („wash ups“) Anerkannt wird das Minimum aus genehmigten und realisierten Kosten (asymmetrisches System).

Korrektur auf Zeitpunkt der Inbetriebnahme.

– Keine ex-post Effizienzprüfung der Investitionen.

Genehmigte Investitionen und Ausgaben können nicht (oder nur mit Zustimmung von Transpower) revidiert werden.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 72Gliederung

Management Summary 1 Problemstellung 2 Analyse der regulatorischen Investitionsanreize

2.1 Analyse des Investitionsablaufs

2.2 Anreizinstrumente für Investitionen 3 Der Regulierungsrahmen in Deutschland

3.1 Regulierung von Investitionen in Deutschland

3.2 Bewertung der Investitionsanreize 4 Schlussfolgerungen 5 Länderstudien

5.1 Großbritannien

5.2 Norwegen

5.3 Niederlande

5.4 Australien

5.5 Neuseeland

5.6 USA (PJM)

5.7 Italien

5.8 Frankreich

5.9 Österreich Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 73

5.6 USA (PJM)

• Regulierungsrahmen – PJM ist als größter unabhängiger Netzbetreiber für den Großhandelsmarkt in 13 US-Bundesstaaten und den District of Columbia zuständig.

Der Name PJM leitet sich von den drei an der Gründung beteiligten Staaten Pennsylvania, New Jersey und Maryland ab.

Bei PJM handelt es sich um einen so genannten RTO (Regional Transmission Organisation), ein nach US-Recht staatenübergreifend tätiger ISO, der unter die Jurisdiktion von FERC fällt.

– PJM selbst legt die Netznutzungstarife (für verschiedene Netzdienstleistungen) fest und definiert das System, wie diese auf die einzelnen Netzeigentümer (Transmission owners, TOs) verteilt werden.

– Jeder TO ist für Betrieb und Instandhaltung seines Netzes zuständig.

– Die zugewiesenen Netznutzungerlöse müssen die regulierten Kosten abdecken.

– Dabei kommt eine Mischung aus der von FERC und dem jeweiligen Bundesstaat

vorgegebenen, kostenbasierten Regulierung zur Anwendung. Dabei gilt:



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