Anreizregulierung von Stromübertragungsnetzen : eine Systemanalyse in Bezug auf ausgewählte Renditeeffekte

Die vorliegende Arbeit beinhaltet im deskriptiven Teil Erläuterungen der wesentlichen netzentgeltrelevanten Regulierungskonzepte, eine Aufarbeitung der Marktgegebenheiten sowie eine ausführliche Beschreibung der deutschen Anreizregulierung von Energieversorgungsnetzen. Regulierte Erlöse sollen den Netzbetreibern – neben der erforderlichen Kostendeckung – eine bestimmte Eigenkapitalverzinsung zugestehen, gleichzeitig aber auch Anreize zu Effizienz- bzw. Produktivitätssteigerungen sowie zu weiteren Investitionen setzen. Kern der Anreizregulierung stellt eine Formel dar, anhand derer sich eine Erlösobergrenze (EO) in Abhängigkeit von zu genehmigenden Ausgangskosten sowie von individuellen Effizienz- und sektoralen Produktivitätssteigerungsfaktoren für eine festgelegte Regulierungsperiode ex ante kalkulieren lässt. Der errechnete Erlöspfad entkoppelt während der Periodenlaufzeit die zugestandenen Erlöse von den tatsächlichen Kosten. Da die Erreichbarkeit der regulierungsseitig vorgesehenen Eigenkapitalverzinsung im Ist-Ergebnis dem Einfluss einer Reihe von Regulierungsfaktoren unterliegt, wurde im quantitativen Teil der Arbeit eine umfassende ökonomische Modellierung eines fiktiven Übertragungsnetzbetreibers entwickelt und mittels Betrachtung verschiedener Parameterkonstellationen spezifische Renditereagibilitäten innerhalb der Anreizregulierungs-Arithmetik nachgewiesen. Unterschiedliche Reagibilitäten beeinflussen wiederum die ökonomisch (und politisch) erwünschten Anreizwirkungen. Ziel der Analysen der angewandten Regulierungssystematik war daher ein Abgleich des ordnungspolitischen Regulierungsziels einerseits und der tatsächlich entfalteten Steuerungswirkung ausgewählter Einzelbestandteile der Netzentgeltbestimmung andererseits. Im Ergebnis wurden etwaige Diskrepanzen zwischen dem proklamierten Zielkatalog und der induzierten Anreizwirkung herausgestellt und gewürdigt sowie deren Implikationen und mögliche Lösungsansätze aufgezeigt. The introductory chapters of this paper render explanations of the key regulatory concepts for infrastructure industries, an overview of German energy market conditions and a detailed description of the German incentive regulation regime for transmission system operators. Regulated revenues are supposed to provide grid operators cost coverage plus a pre-defined return on equity on the one hand, and to stimulate efficiency gains and further investments in the grid industry on the other hand. Core of the German incentive regulation (Anreizregulierung) is a mathematical formula which enables to calculate a revenue cap (Erlösobergrenze, EO) depending on the approved initial cost base, the individual efficiency and the sectoral productivity for several years in advance. During that period the calculated revenue path uncouples revenues from costs. Since the EO-formula take into account several parameters which eventually all have an impact on the return on equity that grid operators can achieve, a comprehensive economic model of a virtual grid operator has been developed in order to proof various sensitivities on return on equity. The characteristics of certain sensitivities may affect the required cost coverage and the economically (and politically) envisaged objectives. Thus, the analysis of the regulatory system undertaken in this paper aims to provide a comparison of politico-economic objectives and the empirical observed steering capacity measured by the arithmetics of grid fee calculation. Finally, potential discrepancies between the objectives pursued and the effectively implemented incentives will be identified and evaluated, and the corresponding implications as well as possible solutions are going to be outlined