Aufschlag für neues Re­gu­lie­rungssys­tem

Bonn (energate) - Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat einen neuen Zwischenstand zur Neuaufstellung des Regulierungssystems veröffentlicht. Konkret sind dies sogenannte Tenorierungen inklusive Erwägungen zur RAMEN-Festlegung und den Festlegungsverfahren StromNEF und GasNEF. Zu den wesentlichen Neuerungen zählen unter anderen die Verkürzung der Regulierungsperioden auf drei Jahre, die Beurteilung von Energiewendekompetenz sowie eine Reduzierung des durch Lobbypolitik ausgeuferten "Katalogs der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile" (dnbK). "Das wird nicht zur Freude aller Netzbetreiber sein. Wir sehen in der aktuellen Praxis aber Positionen, die sich regulatorisch nicht begründen lassen und zudem nicht wirklich werthaltig sind", sagte die Vizepräsidentin der BNetzA, Barbie Haller, im energate-Interview zum in Zukunft ausgeweiteten Effizienzvergleich.

Übergangsperiode mit jährlicher Opex-Anpassung

Ein zentraler Punkt ist die Verkürzung der Regulierungsperioden. Die kommt allerdings für Gas erst ab 2033 und für Strom ab 2034. Die fünfte Regulierungsperiode ab 2028/29 bleibt als Übergangsperiode bei einer Länge von fünf Jahren. In diesem Zeitraum ist aber eine jährliche Anpassung der Betriebskosten vorgesehen.

Die Bundesnetzagentur hält damit an ihrem Kurs in Sachen Betriebskosten (Opex) fest. Durch die verkürzte Regulierungsperiode könne hier schneller auf Veränderungen reagiert werden, heißt es. Zudem werde der "Basisjahr-Effekt" - dass Kosten strategisch ins Jahr der Prüfung verlagert werden - gemildert, weil der Abstand zwischen zwei Basisjahren nicht mehr so groß ist. Alternative Vorschläge, wie sie von Verbandsseite zu einem Betriebskostenaufschlag oder -faktor formuliert wurden, lehnt die Behörde ab. Lediglich in der fünften Periode von 2028 bis 2032 (Gas) und 2029 bis 2033 (Strom) sei die Einführung eines alternativen Instruments erforderlich, um Opex-Kostenänderungen kurzfristiger abzubilden. Dabei wird auf die Veränderung von Vergleichsparametern aus dem Effizienzvergleich zurückgegriffen.

Zumindest für Stromverteilnetzbetreiber soll die Übergangsregelung zu den Opex-Kosten gelten. Für Gasnetzbetreiber gelte im Hinblick auf den Systemwandel ab der vierten Periode bereits die Festlegung Kanu 2.0, heißt es von der BNetzA. Diese Modalitäten würden auch eine hinreichende Abbildung der Gasnetztransformation in der fünften, letztmals fünfjährigen Regulierungsperiode erlauben. Eine größere Dynamik bei den Opex-Kosten sei nicht vor der sechsten Regulierungsperiode zu erwarten. Etwaige Kosten aus Rückstellungen für die Stilllegung von Gasversorgungsnetzen könnten über eine Regelung zu volatilen Kostenanteilen abgebildet werden.

Das Zusammenstreichen des "Katalogs der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile" dürfte in der Netzbranche ebenfalls Aufregung auslösen. Dieser soll sich auf exogene Kostenbestandteile wie die vorgelagerten Netzkosten, vermiedene Netzentgelte, Aufwendungen für Versorgungsleistungen für das im Netzbereich beschäftigte Personal sowie die Kosten für den Rollout der modernen Messeinrichtungen beschränken. Kosten für das Netzengpassmanagement wären damit keine dnbK-Position mehr. Die Bundesnetzagentur begründet dies mit der steigenden Bedeutung im Verteilnetz. "Wir wollen hier einen Anreiz setzen, Netzausbau und Redispatch gut auszutarieren", erläuterte Haller.

Neuerungen bei Energiewendekompetenz und Baukostenzuschüssen

Die Bundesnetzagentur will zudem Indikatoren für die Bewertung der Energiewendekompetenz erarbeiten. "Wir kommen in ein Energiewendesystem, in dem alle Netzbetreiber mitziehen müssen und nicht nur 60 oder 80 Prozent", so die Vizepräsidentin. Schon allein durch die Erfassung erwartet sie einen Mehrwert, sobald Bürgermeisterinnen und Bürgermeister oder die Lokalpresse erfahren, wie schnell und digital ihr Netzbetreiber bei den Netzanschlüssen ist und wie weit er sein Netz auf Sicht fährt. Bis Ende 2025 soll zu den geeigneten Indikatoren ein Festlegungsentwurf fertig sein. Ob die Kompetenz nur honoriert oder fehlendes Vermögen auch bestraft wird, was vor Gericht schwieriger durchzusetzen ist, hat die Behörde noch nicht entschieden.

Auch bei den Baukostenzuschüssen (BKZ) gibt es Neuerungen. Die Behörde plant, die Anschlussnehmer, also neue Großverbraucher, Speicher oder Elektrolyseure stärker als bisher an den Stromnetzkosten zu beteiligen. Dazu hatte sie bereits Ende 2024 ein Positionspapier vorgelegt. Ein neues BKZ-Bonus-System soll honorieren, wenn der Netzbetreiber diese überhaupt verlangt. Auf der anderen Seite sollen die BKZ bei der Kapitalverzinsung außen vor bleiben, damit die Netzbetreiber mit den zinsfrei zur Verfügung gestellten Geldern keine Rendite machen.

Neu ist zudem, dass die zuständigen Landesregulierungsbehörden Kleinstnetzbetreiber (mit einem eigenen Kostenniveau bis 500.000 Euro) weitestgehend von der Regulierung befreien dürfen.

Kapitalverzinsung soll einfacher werden

Mehr Tempo für die künftig kürzeren Regulierungsperioden will die BNetzA durch die Einführung neuer Pauschalen hineinbekommen, darunter die pauschale Kapitalkostenvergütung (WACC), für die sich etwa die NRW-Landesregulierungsbehörde eingesetzt hatte, sowie die pauschale Anerkennung des Umlaufvermögens.

Im Gegensatz zur bisherigen Rechtslage soll über den WACC-Ansatz die Verzinsung sowohl für Eigen- als auch für Fremdkapital einheitlich kalkulatorisch bestimmt werden. "Diese Änderung ermöglicht eine faktische Gleichbehandlung aller Netzbetreiber, die, unabhängig von unternehmerischen Entscheidungen, das eingesetzte Kapital in gleicher Höhe verzinst bekommen", schreibt die BNetzA. Diese Form der Kapitalkostenbestimmung finde in der Mehrheit der europäischen Länder Anwendung.

Prüfintensive individuelle Verfahren wie die Reduzierung des betriebsnotwendigen Eigenkapitals um das regulatorisch bestimmte Abzugskapital oder die Bestimmung des sogenannten EK2-Zinssatzes für Eigenkapital, das die Quote von 40 Prozent überschreitet, entfallen damit. Damit könnte der deutsche Markt auch attraktiver für Investoren werden.

BNetzA schützt steuerlichen Querverbund auf Landeswunsch

Einiges bleibt gleich, auch wenn sich die BNetzA hier eigentlich Änderungen gewünscht hätte, etwa bei der Berücksichtigung der Gewerbesteuer im Anreizregulierungssystem. Verbraucherschützer waren dafür, weil sie dadurch auf niedrigere Netzentgelte hofften. "Wir mussten aber anerkennen, dass das zu sehr viel Aufwand führen würde, mit Wirkungen auf den steuerlichen Querverbund. Die Landesregulierungsbehörden haben klar dagegen votiert", erläuterte Haller die Bewegungsgründe.

Auch der Kapitalkostenabgleich soll in seiner bisherigen Form fortgeführt werden. Allerdings wird für den Gasbereich der Kapitalkostenabzug wegen der Sonderregelungen aus der Festlegung KANU 2.0 jährlich neu bestimmt. Bei anderen Punkten ist die Bundesnetzagentur beharrlich geblieben. Der branchenspezifische Produktivitätsfaktor Xgen bleibt. "Es gibt einen technologischen Fortschritt in der Branche, der ist auch zu berücksichtigen", so Haller. Allerdings soll es einfacher werden bei der Berechnung. Nur noch die Malmquist-Methode wird herangezogen, die Törnqvist-Methode entfällt.

Zu den Tenorierungen sind Rückmeldungen bis zum 28. Februar möglich. Der Entscheidungs- und Abwägungsprozess ist damit nicht abgeschlossen, betonte die BNetzA. Festlegungsentwürfe zu den Verfahren sollen im zweiten Quartal 2025 zur Konsultation gestellt werden, erste Beschlüsse im Herbst 2025 fallen. Die erste Reaktion aus dem Branchenverband BDEW, der die Netzbetreiber vertritt, lautet wie folgt: "Der Fokus auf vereinfachte behördliche Verfahren reicht nicht aus. Die Behörde ist in der Verantwortung, die Rahmenbedingungen so zu setzen, dass die Netzbetreiber die für die Modernisierung des Netzes erforderlichen Neu- und Ersatzinvestitionen vornehmen können." Dazu bedürfe es eines zeitgemäßen Zinssatzes und eines "mit Sorgfalt ermittelten Xgen". /mt /tc