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Erschienen in: Zeitschrift für Energiewirtschaft 2/2021

23.02.2021

Regulatorische Anreize für ein zukünftiges Engpassmanagement unter NABEG 2.0: FlexShare und FOCS

verfasst von: Roland Meyer

Erschienen in: Zeitschrift für Energiewirtschaft | Ausgabe 2/2021

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Zusammenfassung

Die Zunahme von Netzengpässen durch erneuerbare Energien erfordert eine Verbesserung der regulatorischen Beanreizung von Maßnahmen des Engpassmanagements (EPM) als Alternative zum konventionellen Netzausbau. Gleichzeitig soll der Kostenanstieg mittels Effizienzanreizen begrenzt werden. Für die geplante Anpassung der Anreizregulierung im Rahmen von NABEG 2.0 ist ein Bonus-Malus-System in der Diskussion, das einen Teil der EPM-Kosten in das Budgetprinzip der Anreizregulierungsverordnung überführt. Das Risiko durch externe Kosteneinflüsse gefährdet jedoch das Ziel der Maßnahmenneutralität zwischen OPEX-intensiven EPM-Maßnahmen und CAPEX-intensivem Netzausbau. In diesem Paper wird mit „FlexShare & FOCS“ ein Anreizsystem entwickelt und untersucht, das ein Bonus-Malus-System um das Instrument eines TOTEX-Ansatzes erweitert. Simulationsrechnungen mit einem Regulierungsmodell zeigen, dass hierdurch Wohlfahrtsgewinne erzielt werden können, da der Netzbetreiber stärker beanreizt wird, die gesellschaftlich günstigste Maßnahme zu wählen und diese kosteneffizient umzusetzen. Ebenso können unerwünschte Verteilungseffekte zwischen Netzbetreibern und Konsumenten verringert werden.
Fußnoten
1
Derzeit gilt der KKA lediglich für Verteilnetze, während bei Übertragungsnetzen die Investitionsmaßnahmen nach § 23 ARegV angewendet werden, die sich in der Systematik unterscheiden und sich auf genehmigte Investitionen beschränken. Da zukünftig eine Ausweitung des KKA auf Übertragungsnetze erwartet wird, beschränkt sich die Untersuchung auf die Regelungen des KKA.
 
2
vgl. Oxera (2019). Die bekanntesten Ansätze der TOTEX-Regulierung in der Regulierungspraxis finden sich in Großbritannien, wo ein vergleichbares System von Ofgem (2017) und Ofwat (2011) für die Energie- und Wasserregulierung eingesetzt wird.
 
3
Die dargestellten Ergebnisse beruhen auf der Analyse in Meyer (2020). Für eine detailliertere Beschreibung und Diskussion der Methodik und Modellannahmen sei auf das entsprechende Diskussionspapier verwiesen.
 
4
Wird alternativ ein hoher Kosteneinfluss durch den Netzbetreiber unterstellt, „kippen“ die Ergebnisse zu Gunsten einer positiven Wirkung des Zeitverzugs (vgl. Meyer 2020).
 
5
Der individuelle X‑Faktor wird durch ein einfaches Benchmarking simuliert, bei dem ein Referenzunternehmen mit einem vorgegebenen Effizienzwert von e = 0,25 unterstellt wird.
 
6
Strikt genommen wäre unter der gegebenen Annahme, dass die regulatorische Rendite die tatsächlichen Kapitalkosten übersteigt, von einem positiven Gewinn auszugehen. Aus Vereinfachungsgründen wird hiervon ebenso abstrahiert wie von den möglichen (negativen) Auswirkungen des Netzausbaus auf das Benchmarking.
 
7
Eine ausführlichere Darstellung und Diskussion der Sensitivitätsrechnungen finden sich in Meyer (2020).
 
8
Dieses Ergebnis ändert sich, wenn man einen hinreichend großen Einfluss des Netzbetreibers auf die EPM-Kosten unterstellt; in diesem Fall würden das Bonus-Malus-System jedoch auch seine Berechtigung verlieren und eine maximale Beanreizung über das Budgetprinzip der Anreizregulierung wäre vorzuziehen (vgl. Meyer 2020).
 
Literatur
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Metadaten
Titel
Regulatorische Anreize für ein zukünftiges Engpassmanagement unter NABEG 2.0: FlexShare und FOCS
verfasst von
Roland Meyer
Publikationsdatum
23.02.2021
Verlag
Springer Fachmedien Wiesbaden
Erschienen in
Zeitschrift für Energiewirtschaft / Ausgabe 2/2021
Print ISSN: 0343-5377
Elektronische ISSN: 1866-2765
DOI
https://doi.org/10.1007/s12398-021-00296-y

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