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Er­mitt­lung der Netz­kos­ten

An dieser Stelle werden die Grundsätze der Kostenprüfung unter besonderer Berücksichtigung unterschiedlicher Kostenanteile im Ausgangsniveau und der Kapitalverzinsung erläutert. Mit dem Kapitalkostenabzug wird der erste Baustein des eingeführten Kapitalkostenabgleichs für Verteilernetzbetreiber aus der ARegV-Novelle 2016 dargestellt.

Kurzzusammenfassung

Das Ausgangsniveau wird durch die Kostenprüfung nach Vorgaben der Netzentgeltverordnungen ermittelt. Nicht berücksichtigt werden dabei Kosten, die auf einer Besonderheit des sogenannten Basisjahres beruhen, und solche, die nicht dem Netzbetrieb zuzuordnen sind. Das Basisjahr ist das Geschäftsjahr, das drei Jahre vor Beginn einer Regulierungsperiode liegt. Grundsätzlich werden Kosten des Netzbetriebs nur dann berücksichtigt, wenn sie denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen.

Durch die Novellierung der Anreizregulierungsverordnung ändert sich für Verteilernetzbetreiber (VNB) die Behandlung von Kapitalkosten und Verzinsungen. Mit dem Kapitalkostenaufschlag werden ab Beginn der 3. Regulierungsperiode Kapitalkosten aus Investitionen nach dem Basisjahr ohne Zeitverzug in der Erlösobergrenze abgebildet. Entsprechend werden im Gegenzug aber auch die im Verlauf einer Regulierungsperiode sinkenden Kapitalkosten über den Kapitalkostenabzug in der Erlösobergrenze nachvollzogen. Für die 3. Regulierungsperiode ist eine Übergangslösung vorgesehen (der sogenannte „Übergangssockel“).

Im Rahmen der Entgeltregulierung wird grundsätzlich zwischen beeinflussbaren und nicht beinflussbaren Kosten unterschieden. Manche Kosten sind zudem als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten definiert, beispielsweise Kosten durch die erforderliche Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen oder Konzessionsabgaben. Die Gesamtkosten abzüglich der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten werden einem Effizienzvergleich unterzogen.

Da Kapitalgeber eine angemessene Verzinsung für das eingesetzte Eigenkapital erwarten, wird den Netzbetreibern eine kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung gewährt. Die Höhe des Zinssatzes wird von der Regulierungsbehörde für jede Regulierungsperiode neu ermittelt. Der Eigenkapitalzinssatz entspricht dabei nicht zwangsläufig der Rendite.

Die kalkulatorische Gewerbesteuer ist nach den Netzentgeltverordnungen eine kalkulatorische Kostenposition. Bezugsgröße dafür ist die kalkulatorisch ermittelte Eigenkapitalverzinsung.

Bestimmung des Ausgangsniveaus

Ausgangspunkt für die Bestimmung der Erlösobergrenze, auf deren Grundlage Netznutzungsentgelte durch den Netzbetreiber bestimmt werden, ist die individuelle Kostensituation des einzelnen Netzbetreibers.

Vor Beginn einer Regulierungsperiode ermitteln die Regulierungsbehörden das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenze durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften der Strom- bzw. Gasnetzentgeltverordnung.
Alle Netzbetreiber werden unabhängig von ihrer Größe einer Kostenprüfung unterzogen. Das Ausgangsniveau bleibt für die Dauer einer Regulierungsperiode grundsätzlich unverändert.

Kostenprüfung

Die Kostenprüfung erfolgt jeweils im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der nächsten Regulierungsperiode. Grundlage der Kostenprüfung sind die handelsrechtlichen Jahresabschlüsse bzw. die für den Netzbereich relevanten Tätigkeitsabschlüsse des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres. Nur so können gesicherte kaufmännische Daten als Grundlage der Kostenprüfung dienen.

Das Kalenderjahr, auf dessen Daten die Kostenprüfung basiert, wird in der Anreizregulierungsverordnung als Basisjahr bezeichnet. Kosten im Basisjahr, die auf einer Besonderheit des Geschäftsjahres beruhen, bleiben bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus unberücksichtigt.

Regulierungsperioden RegulierungsperiodenRegulierungsperioden für Strom und Gas

Für die 1. Regulierungsperiode war 2006 das Basisjahr.

Grundsätzlich dauert eine Regulierungsperiode fünf Jahre. Nur in der 1. Regulierungsperiode im Gasbereich wurde die Dauer ausnahmsweise auf vier Jahre verkürzt, um den Prozess seitens der Unternehmen, aber auch seitens der Regulierungsbehörden, zeitlich zu entzerren.

So ergeben sich nach 2009 unterschiedliche Basisjahre für den Strom- und Gassektor.

Die 3. Regulierungsperiode im Bereich Strom beginnt im Jahr 2019, im Bereich Gas bereits 2018.

Kapitalkostenabzug

Ab der 3. Regulierungsperiode wird für Verteilernetzbetreiber (VNB) auf einen jährlichen Kapitalkostenabgleich umgestellt. Dieser unterteilt sich in die beiden Bausteine Kapitalkostenaufschlag und Kapitalkostenabzug.

In diesem Abschnitt wird zunächst der Kapitalkostenabzug erläutert, der auf Basis der Kostenprüfung für die jeweilige Regulierungsperiode im Vorfeld festgelegt wird.
Damit im Gegenzug nach dem Basisjahr neu hinzukommende Kapitalkosten aus Investitionen ohne Zeitverzug in die Erlösobergrenze Eingang finden, wird der Kapitalkostenaufschlag - teilweise auf Plankostenbasis - jährlich für das Folgejahr beantragt. Er wird vertiefend im Abschnitt Anpassung der Erlösobergrenze dargestellt.

Beim Kapitalkostenabzug werden die sinkenden Kapitalkosten von Bestandsanlagen über die Regulierungsperiode hinweg berücksichtigt.
Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenabzuges sind dabei die Summe aus Abschreibungen, Eigenkapitalverzinsung und Gewerbesteuer, die jeweils kalkulatorisch ermittelt werden, plus dem Aufwand für Fremdkapitalzinsen. Der Abzug steigt dabei im Verlauf einer Regulierungsperiode jährlich absolut an, da er sich aus der Differenz der Kapitalkosten der Bestandsanlagen im Basisjahr und den verbliebenen Kapitalkosten im betrachteten Jahr ergibt.

Da die Verzinsungsbasis durch sinkende Restwerte abnimmt, vermindert sich die Eigenkapitalverzinsung.
Weiterhin entfallen für die Anlagen, die das Ende ihrer kalkulatorischen Restnutzungsdauer erreicht haben, die sogenannten Abschreibungsscheiben.

Diese Effekte führen zu einem kontinuierlichen Absinken der Kapitalkosten im Verlauf einer Regulierungsperiode.

Für Anlagen, die zwischen 2007 und einschließlich 2016 erstmalig aktiviert wurden, ist eine Übergangsregelung nach § 34 Abs. 5 ARegV vorgesehen, die diese Anlagen in der 3. Regulierungsperiode von den Regelungen zum Kapitalkostenabzug ausnimmt.
Die Übergangsregelung führt dazu, dass für diese Anlagen ein sogenannter Sockeleffekt entsteht. Der Sockel, der aus Übergangsregel für die 3. Regulierungsperiode resultiert, wird auch als „Übergangssockel“ bezeichnet.

Exkurs: Sockeleffekte im Budgetprinzip

Sockeleffekte sind Bestandteil des Budgetprinzips für Kapitalkosten, das die Anreizregulierung für alle Netzbetreiber insbesondere in den ersten beiden Regulierungsperioden prägt.

Für Übertragungs- bzw. Fernleitungsnetzbetreiber ist dieses Prinzip auch nach der Novellierung weiter gültig, da für sie kein Kapitalkostenabgleich vorgesehen ist.

Es ist zwischen drei unterschiedlichen Sockeleffekten zu unterscheiden:

  • Der erste Sockeleffekt entsteht im Budgetprinzip dadurch, dass für Bestandsanlagen, die spätestens im Basisjahr aktiviert wurden und innerhalb der Regulierungsperiode noch nicht vollständig abgeschrieben sind, trotz eines stetig abnehmenden Vermögensbestands kein entsprechendes „Abschmelzen“ der Kapitalverzinsung und der kalkulatorischen Gewerbesteuer vorgenommen wird, sondern der für das Basisjahr ermittelte Betrag für die Dauer der Regulierungsperiode in voller Höhe festgesetzt wird.
  • Der zweite Sockeleffekt entsteht dann, wenn die Anlagen innerhalb der betrachteten Regulierungsperiode vollständig abgeschrieben werden, in die Berechnungsgrundlage des Basisjahres allerdings noch eingegangen sind und dort noch einen Restwert besaßen. Hierdurch werden die Abschreibungs- und Verzinsungsbeträge sowie die kalkulatorische Gewerbesteuer im Budgetprinzip für die Regulierungsperiode fortgeschrieben, obwohl die Anlage bereits vollständig abgeschrieben ist.
  • Der dritte Sockeleffekt ergibt sich im Budgetprinzip dadurch, dass Anlagen, die nach dem Basisjahr aktiviert werden, erst im nächsten Basisjahr für die darauffolgende Regulierungsperiode berücksichtigt werden, soweit es sich nicht um Erweiterungsinvestitionen handelt, die im Rahmen des durch die Novelle der Anreizregulierungsverordnung auslaufenden Erweiterungsfaktors (oder Investitionsmaßnahmen) abgebildet werden. Die Anlagen gehen dadurch zeitverzögert und mit geringeren Restwerten in die Erlösobergrenze ein.

Eine Investition durchläuft grundsätzlich alle drei Sockeleffekte im Rahmen des Budgetprinzips. Der dritte Sockeleffekt fiel für Anlagen aus der Zeit vor der Anreizregulierung nicht an. Bei einer gesamtheitlichen Betrachtung der Sockeleffekte sind diese als Mittel für die Innenfinanzierung von Ersatzinvestitionen zu sehen.

Unterschiedliche Kostenanteile

Die im Ausgangsniveau enthaltenen Kosten werden in einem zweiten Schritt in Kostenkategorien aufgeteilt:

  • dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten und
  • grundsätzlich beeinflussbare Kosten

Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten gelten beispielsweise Konzessionsabgaben, Betriebssteuern, Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen oder auch Betriebs- und Personalratstätigkeit. Ebenfalls sind darin Kosten für Redispatch- und Einspeisemanagement-Maßnahmen enthalten.
(Katalog der als nicht beeinflussbar eingestuften Kosten in § 11 Abs. 2 ARegV)

Die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten sind zwar Bestandteil der Erlösobergrenze, gehen aber nicht in den Effizienzvergleich ein.

Darüber hinaus werden die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten unterperiodisch (mit Differenzierung hinsichtlich des Bezugsjahres gem. § 4 ARegV) bei Veränderungen angepasst. Der Abgleich der tatsächlichen Kosten erfolgt dann ex post und wird in der Erlösobergrenze berücksichtigt. Durch die Anpassung können Netzbetreiber Kosten abdecken, die Änderungen unterliegen und durch unternehmerisches Handeln nicht beeinflusst werden können. Dies ist eine Abweichung vom Budgetprinzip.

Für Unternehmen im vereinfachten Verfahren wird der Anteil der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten pauschal festgelegt. Durch die Novelle der Anreizregulierungsverordnung wird der dabei relevante Prozentsatz von 45 Prozent auf 5 Prozent abgesenkt. Damit einher geht aber, dass die Kosten für die Nutzung vorgelagerter Netze sowie die vermiedenen Netzentgelte von der pauschalierten Betrachtung ausgenommen und in ihrer tatsächlichen Höhe analog zur Vorgehensweise im Regelverfahren berücksichtigt werden.

Die verbleibenden Kosten sind die grundsätzlich beeinflussbaren Kosten. Nur auf diesen Kostenanteil wird der im Effizienzvergleich ermittelte Effizienzwert angewendet, sodass sich ein Block effizienter und ein Block ineffizienter Kosten ergibt. Nur der Anteil der ineffizienten Kosten muss innerhalb einer Regulierungsperiode schrittweise abgebaut werden.

Die vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile eines Jahres ergeben sich jeweils durch Multiplikation des Effizienzwertes mit den Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten im Ausgangsniveau und des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres.

Eine spezielle Berücksichtigung erhalten zudem die volatilen Kosten. Stark schwankende, aber beeinflussbare Kosten, wie beispielsweise die Kosten für die Beschaffung von Treiberenergie, können als volatile Kosten eingeordnet werden. Wie dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile können volatile Kosten unterperiodisch angepasst werden, sie unterliegen jedoch als grundsätzlich beeinflussbare Kosten dem Effizienzvergleich.

Kapitalverzinsung im Basisjahr und innerhalb der Regulierungsperiode

Jeder Geldgeber eines Unternehmens erwartet eine wettbewerbsfähige und dem Branchenrisiko entsprechende Verzinsung des eingesetzten Kapitals. Normalerweise ergibt sich die Verzinsung je nach Branche und allgemeinem Zinsniveau durch den Markt. Wenn das Risiko der Investition und die Verdienstmöglichkeit nicht im richtigen Verhältnis stehen, wird in der Regel nicht investiert.

Da im Falle der Netzbetreiber die Marktmechanismen durch die Eigenschaft als natürliches Monopol teilweise außer Kraft gesetzt sind, gleichzeitig aber Investitionen in die Infrastrukturen unerlässlich sind, wird auch der Eigenkapitalzinssatz durch die Regulierung vorgegeben. Für jede Regulierungsperiode ermittelt die Bundesnetzagentur eine risiko- und finanzmarktadäquate Verzinsung für das eingesetzte Eigenkapital.


Die Eigenkapitalverzinsung setzt sich in der 3. Regulierungsperiode wie folgt zusammen:

  • Risikoloser Basiszins: 2,49 Prozent - dieser wird anhand eines Zehnjahresdurchschnitts der Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere ermittelt.
  • Wagniszuschlag: 3,15 Prozent - dieser Zuschlag zur Abdeckung netzspezifischer unternehmerischer Wagnisse wird nach wissenschaftlichen Methoden ermittelt.

Der regulierte Eigenkapitalzins nach Körperschaftsteuer beträgt damit 5,64 Prozent.

Die Körperschaftsteuer wird mit einem Faktor in Höhe von 1,225 berücksichtigt, sodass die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung vor Steuern 6,91 Prozent für Neuanlagen beträgt. Für die sogenannten Altanlagen, die vor dem 1. Januar 2006 aktiviert wurden, gilt in der 3. Regulierungsperiode ein um Preisentwicklungen korrigierter Zinssatz von 5,12 Prozent vor Steuern.

Altanlagen werden dabei jedoch nicht grundsätzlich niedriger verzinst als Neuanlagen, lediglich findet bei den Altanlagen gemäß Netzentgeltverordnungen eine Berücksichtigung der Inflation über die Bewertung der Anlagen zu den sogenannten Tagesneuwerten statt.

In der 2. Regulierungsperiode liegen die Eigenkapitalzinssätze vor Steuern bei 9,05 Prozent für Neuanlagen, für Altanlagen beträgt die Verzinsung 7,14 Prozent.

Es existiert – entgegen landläufiger Meinung – kein Garantiezins unabhängig vom realen Effizienzniveau und damit auch keine "Monopolrendite". Für ein Unternehmen ist die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung grundsätzlich nur dann erreichbar, wenn ein Effizienzwert (als Resultat des Effizienzvergleichs) von 100 Prozent festgestellt wurde und die Gesamtkosten des Unternehmens höchstens der individuellen Erlösobergrenze entsprechen. Bei dieser Betrachtung sind jedoch weitere Faktoren zu beachten, die die Eigenkapitalverzinsung beeinflussen können.

Die Verzinsung erfolgt nach Festlegung des Eigenkapitalzinssatzes unterschiedlich für:

  • Bestandsanlagen im Basisjahr (Grundlage: Netzentgeltverordnungen)
  • betriebsnotwendige Anlagegüter, in die ab der 3. Regulierungsperiode nach dem jeweiligen Basisjahr investiert wird (Grundlage: Kapitalkostenaufschlag nach §10a ARegV, der im Zuge der Novellierung eingeführt wurde)

Für Bestandsanlagen wird auf Basis der Netzentgeltverordnungen der ermittelte Eigenkapitalzinssatz auf maximal 40 Prozent des kalkulatorisch bestimmten betriebsnotwendigen Vermögens gewährt.

Darüber hinausgehendes in der Kapitalstruktur vorhandenes Eigenkapital wird mit dem nach § 7 Abs. 7 Strom- bzw. GasNEV bestimmten Zinssatz verzinst (EK-II-Zinssatz). Dieser EK-II-Zinssatz orientiert sich an einem üblichen Zinssatz für die Fremdkapitalbeschaffung und wird als zehnjähriger Durchschnitt auf Basis von der Deutschen Bundesbank veröffentlichter Renditereihen bestimmt. Vorhandenes Fremdkapital wird aufwandsgleich anerkannt, wenn die Fremdkapitalzinsen kapitalmarktübliche Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen nicht übersteigen.

Für den Kapitalkostenaufschlag (siehe Anpassung der Erlösobergrenze) bei VNB wird für betriebsnotwendige Anlagen, die nach dem jeweiligen Basisjahr aktiviert werden, eine gesonderte Berechnung durchgeführt.

Die kalkulatorische Verzinsungsbasis zur Ermittlung der kalkulatorischen Verzinsung berechnet sich nach den Netzentgeltverordnungen auf Grundlage der Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter und der sich daraus ergebenden Restwerte. Der relevante Zinssatz ist der gewichtete Mittelwert aus kalkulatorischem Eigen- und Fremdkapitalzins. Dabei wird für die Berechnung des Kapitalkostenaufschlags der Eigenkapitalzins pauschal mit 40 Prozent, der Fremdkapitalzins mit 60 Prozent gewichtet. Der Fremdkapitalzins entspricht dabei dem beschriebenen EK-II-Zinssatz.

Stand: 21.03.2017