Start der dritten Regulierungsperiode

Nicht nur Weihnachten steht unmittelbar vor der Tür, sondern im Gasbereich ab 1. Januar 2018 auch die dritte Regulierungsperiode. Der Stromsektor folgt dann ein Jahr später zum Jahresbeginn 2019. Noch sind zahlreiche wichtige Fragen mit erheblichem Einfluss auf den Umfang der künftigen Erlösobergrenzen offen. Im Folgenden finden Sie einen Überblick über den derzeitigen Stand kurz vor Jahreswechsel.

 

Kapitalkostenaufschlag und Personalzusatzkosten

Die Kostenprüfungen zur Bestimmung des Ausgangsniveaus laufen oder sind im Gasbereich jedenfalls zum Teil bereits abgeschlossen. Mit der Änderung der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) im Spätsommer 2016 wird im Verteilnetzbereich mit Beginn der dritten Regulierungsperiode ein Kapitalkostenabschlag bestimmt, mit dem im Grundsatz diejenigen Betriebsmittel kostenmindernd berücksichtigt werden, für die die Abschreibung während der kommenden Regulierungsperiode endet. Dem steht die ebenfalls neu eingeführte Möglichkeit gegenüber, einen Kapitalkostenaufschlag für getätigte Neuinvestitionen zu beantragen. Einen solchen Antrag konnten Gasversorgungsnetzbetreiber erstmals zum 30. Juni 2017 stellen. Zahlreiche Unternehmen haben davon Gebrauch gemacht und die ersten Genehmigungen sind erteilt worden. Allerdings ist der Inhalt der Genehmigung umstritten. In der Genehmigung des Kapitalkostenaufschlags werden auch die Jahre 2016 und 2017, also der Zeitraum zwischen dem Basisjahr 2015 und dem Beginn der dritten Regulierungsperiode 2018 berücksichtigt. Insbesondere die Entscheidung der Bundesnetzagentur, bei Bestimmung des Umfangs des beantragten Aufschlags den – ebenfalls umstrittenen – abgesenkten Eigenkapitalzinssatz für die dritte Regulierungsperiode heranzuziehen, erscheint zweifelhaft. Einige Beschwerden dazu sind beim OLG Düsseldorf bereits anhängig.

 

Bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus spielt zudem eine Entscheidung des BGH von Mitte Oktober 2017 eine Rolle: Bisher vertrat die Bundesnetzagentur die Ansicht, dass als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Abs. 2 ARegV nur solche Personalzusatzkosten in Betracht kämen, die unmittelbar beim Betreiber des Verteilernetzes für dessen eigene Mitarbeiter anfielen. Demgegenüber erweiterte der BGH den Anwendungsbereich der Regelung. Danach kann nunmehr auch eine Anerkennung von Personalzusatzkosten von Mitarbeitern, die nicht unmittelbar beim Netzbetreiber angestellt sind, als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile in Betracht kommen, soweit diese nach bestimmten Kriterien dem Netzbetrieb zuzurechnen sind. Insbesondere bei Netzpachtlösungen kann dies im Vergleich zur bisherigen behördlichen Regulierungspraxis zu deutlichen Kostenverschiebungen zugunsten der Netzbetreiber führen. Eine weitere Entscheidung des BGH im November 2017 zur Ermittlung der vermiedenen Netzentgelte wird im Strombereich ebenfalls zu Veränderungen im regulatorisch anerkannten Kostenumfang führen.

 

Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors

Am umstrittensten ist derzeit wohl das Verfahren zur Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors (Xgen) für den Gasbereich. Dazu endete am 8. Dezember 2017 eine Nachkonsultation. Den nachkonsultierten Wert hat die Bundesnetzagentur nun im Wege einer vorläufigen Anordnung nach § 72 EnWG festgelegt, um zu Beginn der dritten Regulierungsperiode überhaupt eine Regelung getroffen zu haben. Mit dem Xgen soll die in der Erlösobergrenzenformel berücksichtigte Verbraucherpreisentwicklung um besondere sektorale Produktivitätsfortschritte korrigiert werden. Für die ersten beiden Regulierungsperioden war der Wert in § 9 Abs. 2 ARegV verordnungsrechtlich vorgegeben; ab der nun beginnenden dritten Regulierungsperiode soll nach § 9 Abs. 3 ARegV die Bundesnetzagentur den Wert ermitteln. Zur Bestimmung des Xgen nutzt die Bundesnetzagentur bisher zwei unterschiedliche methodische Ansätze, zum einen die Malmquist-Methode und zum anderen die Törnquist-Methode. In ihrem zunächst konsultierten Festlegungsentwurf vom 12. Oktober 2017 bildete die Bundesnetzagentur aus den von ihr jeweils nach Malmquist und Törnquist ermittelten Werten den Mittelwert, der für die Gasbranche zu einem Xgen von 0,88 Prozentpunkten geführt hätte. Dies stellte zwar eine erhebliche Absenkung gegenüber dem derzeit noch verordnungsrechtlich vorgegebenen Xgen von 1,5 Prozent nach § 9 Abs. 2 ARegV in der zweiten Regulierungsperiode dar. Allerdings enthielt die Bestimmung durch die BNetzA sowohl Verknüpfungsfehler im elektronischen Tabellenblatt als auch Ungereimtheiten im Zusammenhang mit weiteren Unternehmensdaten. Die methodische Frage, wie die Eigenkapitalverzinsung im Rahmen der Ermittlung des Xgen zu berücksichtigen sei, war ebenfalls umstritten. Auch die Bundesnetzagentur wies am 6. November 2017 auf die erkannten Fehler hin, verlängerte daher die Konsultationsfrist und kündigte zugleich an, den Betrachtungszeitraum um das Jahr 2006 zu erweitern. In der Konsultation hielt die Bundesnetzagentur die Datenqualität im Jahr 2006 für nicht ausreichend und wählte den Betrachtungszeitraum 2007 bis 2016.

 

Mit Ablauf der verlängerten Konsultationsfrist am 24. November 2017 startete die Bundesnetzagentur eine Nachkonsultation. Die Bundesnetzagentur korrigierte dabei die offenbar gewordenen Mängel und griff nach nochmaliger externer Begutachtung auch eine in der Konsultation vorgeschlagene alternative Methodik zur Berücksichtigung der Eigenkapitalverzinsung bei der Ermittlung des Xgen auf. Aufgrund der zahlreichen vorgenommenen Korrekturen hätte damit der nach der Törnquist-Methode ermittelte Xgen nun sogar ins Negative absinken müssen. Wie angekündigt, zog die Bundesnetzagentur jetzt aber auch das Jahr 2006 in den Betrachtungszeitraum mit ein. Allein dadurch drehte sich der ermittelte Törnquist-Wert wieder ins Positive auf nun 0,49 Prozent. Dies liegt offenbar vor allem daran, dass von 2006 auf 2007 nach den berücksichtigten Werten eine erhebliche Produktivitätssteigerung zu verzeichnen sein soll. Der ebenfalls neu ermittelte Malmquist-Wert lag indes mit 0,93 Prozent nach wie vor deutlich höher. Aus vorsorglichen Erwägungen möchte die Bundesnetzagentur nun im Rahmen der Nachkonsultation von einer Mittelwertbildung aus den Werten nach Törnquist und Malmquist absehen und allein auf den (geringeren) neu ermittelten Törnquist-Wert von 0,49 Prozent abstellen.

 

Dieses Ergebnis dürfte jedoch nicht nur einigen Begründungsaufwand erfordern, sondern ist für die Bundesnetzagentur alles andere als ungefährlich: Nach der BGH-Rechtsprechung ist die tatsächliche Datengrundlage von Festlegungen, die auf einer bestimmten, von der Regulierungsbehörde gewählten Methode basieren, gerichtlich voll überprüfbar. Lediglich in der Methodenwahl kommt der BNetzA ein Beurteilungsspielraum oder Regulierungsermessen zu, das nur eingeschränkt gerichtlich überprüft werden kann. Die Bundesnetzagentur kann aus mehreren geeigneten Methoden eine geeignete auswählen und ist nicht gehalten, jedenfalls die für die betroffenen Netzbetreiber günstigste Methode heranziehen. In jedem Fall muss aber der ermittelte Xgen noch genügend Anreize bieten, um auch tatsächlich übertroffen werden zu können (§ 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG). Klar ist allerdings auch, dass dies vom betroffenen Netzbetreiber in einem Beschwerdeverfahren praktisch nur sehr schwer zu belegen sein wird. Dazu wäre er jedoch im Rahmen seiner Mitwirkungspflicht verpflichtet.

 

Eine weitere Frage stellt sich mit Blick auf eine Verschlechterung, sollte später gerichtlich festgestellt werden, dass bereits gar keine hinreichend belastbare Datengrundlage für die Heranziehung der Törnquist-Methode gegeben sei. Würde dann alternativ im Rahmen der Neufestlegung der ermittelte Malmquist-Wert berücksichtigt, läge der Xgen deutlich höher. Dabei ist aber zunächst zu berücksichtigen, dass eine solche „Rolle rückwärts“ der BNetzA erst in Betracht kommt, wenn ein Gericht die Festlegung in einem ersten Schritt aufhebt und die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung verpflichtet. Eine Änderung der Festlegung nach § 29 Abs. 2 EnWG während eines laufenden Verfahrens wird kaum belastbar zu begründen sein. Im Rahmen einer solchen Neufestlegung müsste sich die BNetzA dann aber auch damit auseinandersetzen, ob neben der Törnquist- oder Malmquist-Methode auch andere Methoden herangezogen werden können bzw. müssen. Eine solche Auseinandersetzung hat auf Seiten der Bundesnetzagentur bisher nicht ernsthaft stattgefunden.

 

Im Gasbereich hat sich die Bundesnetzagentur durch ihr eigenes Vorgehen nun in eine schwierige Lage manövriert. Sie muss sich nicht nur mit den Einwendungen der betroffenen Netzbetreiber gegen ihr beabsichtigtes Vorgehen auseinandersetzen, sondern muss letztlich aufgrund der eigenen Änderungen zwischen ursprünglicher Konsultation und der Nachkonsultation auch gegen sich selbst argumentieren. Einen besseren Leumund für die bestehenden methodischen Schwierigkeiten bei der Ermittlung des Xgen konnten sich die Gasversorgungsnetzbetreiber kaum wünschen.

 

Etwas mehr Sicherheit könnte sich die Bundesnetzagentur möglicherweise verschaffen, indem sie branchenweit einen zusätzlichen Sicherheitsabschlag bei der Bestimmung eines Xgen für die dritte Regulierungsperiode berücksichtigt. Solche Sicherheitsabschläge sind im Kartellrecht höchstrichterlich anerkannt. Im Strombereich, der sich im kommenden Jahr mit einem ähnlichen Verfahren auseinanderzusetzen hat, werden entsprechende Abschläge auch von der energiewirtschaftlichen Literatur ins Spiel gebracht (vgl. Riechmann u.a., et 12/2017).

 

Stand der Beschwerden gegen die Eigenkapitalzinsfestlegung

Mit Blick auf die Festlegung des Eigenkapitalzinssatzes für die dritte Regulierungsperiode findet in einigen Beschwerdeverfahren bereits Mitte Januar 2018 die mündliche Verhandlung beim OLG Düsseldorf statt. Insgesamt hatten offenbar über 1.000 Versorgungsnetzbetreiber und auch einzelne Netznutzer gegen die Entscheidung der Bundesnetzagentur Beschwerde eingelegt. Ein gerichtlich eingeholtes Sachverständigengutachten liegt vor. Besonders umstritten ist, ob die Bundesnetzagentur in ihrer Entscheidung die besondere gegenwärtige Zinssituation an den Kapitalmärkten hinreichend berücksichtigt hat. Es wird unter anderem eingewandt, dass ein negativer Zusammenhang zwischen sinkenden Basiszinsen einerseits und der Marktrisikoprämie andererseits bestehe mit dem Ergebnis, dass die eigentlichen Eigenkapitalkosten (total market return) über die Zeit konstant bleiben. Ob dies allerdings vor dem Hintergrund der gerichtlich nur eingeschränkten Überprüfbarkeit der angewandten Methodik ausreicht, zur Überzeugung des Gerichts einen rechtlich erheblichen methodischen Fehler der Bundesnetzagentur zu belegen, ist offen. Neu ist in dieser Festlegung für die dritte Regulierungsperiode zudem, dass in den zur Ermittlung zugrunde gelegten Datensätzen erstmals auch Werte aus China und Russland berücksichtigt waren, die nach Ansicht der Branche über die – gerichtlich voll überprüfbare – Datengrundlage zu einem verzerrten Ergebnis führen.

 

Fazit

Auch wenn die dritte Regulierungsperiode für die Gasbranche in wenigen Tagen beginnt, ist derzeit in sehr wichtigen Teilen unklar, was die betroffenen Versorgungsnetzbetreiber in den kommenden Jahren über ihre Erlösobergrenzen – regulatorisch abgesichert und anerkannt – verdienen dürfen. Auch die nun getroffene vorläufige Anordnung ändert daran nichts. Es ist sicher weder im Sinne der Bundesnetzagentur noch im Sinne der betroffenen Netzbetreiber, diese Frage erst nach einer höchstrichterlichen Entscheidung in mehreren Jahren beantworten zu können. Dann droht, dass erforderliche Investitionen in die Netzinfrastruktur in beträchtlichem Maße gehemmt werden. Diese Zeit geht für die Erreichung der politisch gesteckten Ziele unwiederbringlich verloren.

 

Wenn Sie Fragen zu diesem Thema haben, kontakieren Sie bitte
Herrn Guido Brucker.

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