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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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Die staatlichen PUCs (Public Utility Commissions) regulieren die gebündelten RetailTarife (für die eigenen Netznutzung).

FERC reguliert die „Open-Access“-Tarife (für die Netznutzung durch Dritte).

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 745.6 USA (PJM)

• Investitionsplanung und -Finanzierung – PJM hat als „deep ISO“ weit reichende Entscheidungsbefugnisse über die zu tätigenden Investitionen.

– PJM erstellt jährlichen Netzentwicklungsplan.

– Die TOs stellen daraufhin ihren Investitionsplan auf, den sie PJM, FERC und dem DOE („Department of Energy“) vorlegen.

– Nach Genehmigung kann FERC ggf. Anreizinstrumente anwenden, um das regulatorische Risiko der Investition zu verringern.

– Allgemein können drei Arten von Investitionen unterschieden werden:

1. Anschlussinvestitionen (zur Anbindung neuer Erzeugungskapazitäten).

Werden im Rahmen eines „Deep Connection Charging“ vom Erzeuger bezahlt.

2. Zuverlässigkeitsinvestitionen (zur Erhaltung der Versorgungssicherheit).

Gehen als Gegenstand der Entgeltregulierung in die Regulatory Asset Base ein.

3. Wirtschaftliche Investitionen (zur Beseitigung von Netzengpässen).

Sollen zunächst durch Merchant Investors getätigt und über FTRs („Financial Transmission Rights“) finanziert werden, die im Rahmen der regionalen Netzpreise die Engpasserlöse bestimmen.

Findet sich kein Investor, kann PJM die Investition in den Investitionsplan aufnehmen und den regional zuständigen TO mit der Durchführung beauftragen.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 755.6 USA (PJM)

• Investitionsförderung – FERC Order 679 (2006): Förderungen von Investitionen in Übertragungsnetze („Incentive-based rate treatments“).

– Die Förderung wird fallweise genehmigt.

– Kriterien: Investitionen sind förderungsfähig, wenn sie Zuverlässigkeit des Systems erhöhen (Zuverlässigkeitsinvestitionen) oder Engpässe beseitigen (wirtschaftliche Investitionen).

– Die Förderung liegt in den besonderen Risiken für spezielle Investitionen (insbesondere Interkonnektoren) begründet. Ausgeschlossen sind gewöhnliche Netzinvestitionen.

– Zu den Risikofaktoren von Investitionen zählen:

Zeitverzug Negative öffentliche Meinung (NIMBY-Problem) Unsicherheiten der Standortwahl (Genehmigungen in verschiedenen Staaten) Rücknahme von Projekten Kostendeckung der Projekte (verzögerte Kostenerstattung auf Staatenebene).

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 765.6 USA (PJM)

• Anreizinstrumente

1) Renditeanreize („Incentive-based rate treatments“) – Diese Maßnahme beinhaltet einen Zuschlag („Adder“) auf die Eigenkapitalrendite (ROE).

– Das Ziel besteht in der direkten Erhöhung der Investitionsanreize für risikobehaftete und regional bedeutsame Projekte wie Interkonnektoren.

– Gewährte Adder sollen im Interesse der Planungssicherheit nicht nachträglich gekürzt oder entzogen werden (Sicherheit).

– Der Konsumentennutzen muss jedoch regelmäßig überprüft und nachgewiesen werden.

2) Kostenerstattung für Anlagen im Bau – Anlagen im Bau sollen vollständig in die Asset Base eingehen und somit einen früheren Kapitalrückfluss ermöglichen.

– Gleichzeitig sollen vorgelagerte Betriebsausgaben anstelle einer Kapitalisierung direkt als Kosten behandelt werden.

– Maßnahme zielt auf Verbesserung des Cash Flow angesichts der langen Konstruktionsphase bei Netzinvestitionen.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 775.6 USA (PJM)

3) Hypothetische Kapitalstruktur – Unternehmen können für die Kapitalkostenberechnung eines Projekts eine hypothetische (statt der tatsächlichen) Kapitalstruktur zu Grunde legen.

– Das Ziel besteht darin, die allgemeinen regulatorischen Beschränkungen bei der Kapitalstruktur zu umgehen, um so die Attraktivität eines Projekts zu erhöhen, sofern dieses eine abweichende Kapitalstruktur erfordert.

Vor allem interessant für Projekte, die durch Konsortien finanziert werden.

4) Beschleunigte Abschreibung – Abschreibung über 15 Jahre an Stelle der höheren, technischen Nutzungsdauer.

– Durch den höheren Cash Flow zu Beginn der Nutzungsdauer soll der Investitionsanreiz erhöht werden.

– Der Bedarf muss durch das Unternehmen nachgewiesen werden.

5) Kosten für verworfene Netzinvestitionen – Kostenerstattung für Projekte, die aus exogenen Gründen verworfen werden.

– Beispiele sind zurückgezogene Erzeugungsinvestitionen oder verweigerte Genehmigungen für das betroffene Netzprojekt.

– Das Ziel der Maßnahme liegt in der Verringerung des Investitionsrisikos auf Grund gestrandeter Kosten.

–  –  –

6) Single-Issue Ratemaking – Ermöglicht eine separate Tariffestlegung für eine einzelnes Projekt unabhängig von den restlichen Netztarifen, um solche Investitionsprojekte zu fördern.

7) Renditeanreize für Transcos – Durch Genehmigung einer höheren Rendite sollen Anreize für Gründung und Investition in separate Übertragungsnetzunternehmen („Transcos“) gesetzt werden.

– Zusätzlich soll eine gestundete Einkommensteuer den Erwerb von Übertragungsnetzen zur Gründung von Transcos fördern.





– Diese Mechanismen sollen dem positiven Beitrag von Transcos auf die Entwicklung und Verstärkung der Übertragungsnetze Rechnung tragen.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 79Gliederung

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 80

5.7 Italien

• Regulierungsrahmen – Anreizregulierung (Price Cap).

– Getrennte Behandlung von OPEX und CAPEX, wobei sich die Effizienzvorgaben nur auf die OPEX beziehen.

• Investitionsplanung und -Finanzierung – TSO (Terna) stellt jährlichen Entwicklungsplan und langfristigen Investitionsplan (über 10 Jahre) auf.

– Genehmigung erfolgt durch Ministerium.

– Vorteilhaftigkeitsprüfung durch ex-ante Effizienz-Index (geplant).

– Jährliche Erlösanpassung der CAPEX um neue Investitionen.

• Förderinstrumente – Renditeaufschlag für Erweiterungsinvestitionen: Genehmigung einer um 1-3% höheren Kapitalrendite für 12 Jahre, sofern diese Die Zuverlässigkeit des Netzes erhöhen, Netzengpässe beseitigen.

– Aktuell besteht ein freiwilliger Mechanismus mit garantierten Erlösen bis Ende der Regulierungsperiode.

Dient der Beschränkung des rezessionsbedingten Risikos schwankender Nachfrage.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 81Gliederung

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 82

5.8 Frankreich

• Regulierungsrahmen – Übergang zu Anreizregulierung (seit 2009).

– Stark kostenbasierte Elemente bezüglich Investitionen.

– Anreizschema bezieht sich auf Effizienzanreize für OPEX Qualitätsverbesserungen der Netzdienstleistungen.

– Regulierungsperiode: 4 Jahre (2009-2012)

• Investitionsplanung und -Finanzierung – Genehmigung durch den Regulierer CRE.

– Erlösfestlegung auf Plankostenbasis für prognostizierter Ausgaben für OPEX und CAPEX (z.Z. bis 2012).

• Ex-post Kontrolle – Keine ex-post Überprüfung der Investitionen (Kostendurchleitung).

– Erlöskorrektur durch Rückzahlungskonto für Abweichungen zwischen genehmigten und tatsächlichen Ausgaben.

Umfasst Nachfrageschwankungen, gestrandete Kosten und Verlustenergie.

– Folglich Minimierung der regulierungs- und marktbedingten Investitionsrisiken.

– Ebenso jedoch keine Effizienzanreize bezüglich Investitionsausgaben.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 83Gliederung

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 84

5.9 Österreich

• Regulierungsrahmen – Kostenbasierte Regulierung für Übertragungsnetze.

– Anreizregulierung für Verteilnetze.

• Investitionsplanung und -Finanzierung – TSOs erstellen Langfristplan für den Ausbau der Netze (unter rechtlich verpflichtender Mitwirkung aller Marktteilnehmer).

– Genehmigung durch BMWFJ (Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und Jugend) unter fachlicher Stellungnahme des Regulierers E-Control.

– Erlösanpassung erfolgt nach jährlicher Kostenprüfung.

– Neuinvestitionen werden dementsprechend mit Zeitverzug berücksichtigt.

Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 85Quellen

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Frontier Economics, 2007, „Transmission Investment – How to Get the Incentives Right” Paper for 6. Conference on Applied Infrastructure Research – Supply Security and Reliability of European Infrastructure, London.

Joskow, 2006, „Incentive Regulation in Theory and Practice: Electricity Distribution and Transmission Networks”, CWPE 0607 und EPRG 0511 Working Paper, MIT.

Deutschland ARegV, Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze.

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BNetA, 2009, „Leitfaden zu Inhalt und Struktur von Anträgen auf Genehmigung von Investitionsbudgets nach § 23 Abs. 3 ARegV – im Bereich Elektrizität“, Bundesnetzagentur, Bonn, 2009.

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Ofgem, 2006, „Transmission Price Control Review, Final Propsals”, Ref: 206/06, Office of Gas and Electricity Markets, Dez. 2006.

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Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 86Quellen

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Ofgem, 2009, „Regulating Energy Networks for the Future: RPI-X@20, Context of Energy Regulation since Privatisation“, Supporting Paper, Ref: 13a/09, Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem), Feb. 2009.

Ofgem, 2009, „Regulating Energy Networks for the Future: RPI-X@20, History of Energy Network Regulation“, Supporting Paper, Ref: 13b/09, Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem), Feb. 2009.

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Norwegen Bjørndal, E., Bjørndal, M. und Johnsen, Th., 2008, „Justeringsparameteren i inntektsreguleringen - Vurdering av behov for endringer”, Samfunns- og næringslivsforskning (SNF).

Econ, 2008, „Finansiering av investeringer i regional- og sentralnettet“, Report 2008-152 im Auftrag des ‚Norwegian Water Resources and Energy Directorate’ (NVE).

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NVE, 2009, „Report on Regulation and the Electricity Market Norway, 2008”, Norwegian Water Resources and Energy Directorate (NVE), 2008.

NVE, 2009, „Rundskriv EØ-4/2009 – Om beregning av inntektsrammer og kostnadsnorm for 2010”, Norwegian Water Resources and Energy Directorate (NVE), 2009.

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Endergebnisse, Bremen, 01.09.2010 87Quellen

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NMa, 2006, „“, Netherlands Competition Authority (NMa), 2006.

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NMa, 2006, „Addendum A to the Method Decision“, Netherlands Competition Authority (NMa), 2006.

NMa, 2006, „Addendum B to the Method Decision“, Netherlands Competition Authority (NMa), 2006.

NMa, 2006, „Addendum C to the Method Decision“, Netherlands Competition Authority (NMa), 2006.



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