Bild 1. Netzcontrolling als Managementsystem
Bild 1. Netzcontrolling als Managementsystem (Bildquelle: KVK)

Anreizregulierung als Herausforderung des Unternehmenscontrollings

Aus dem Blickwinkel des Unternehmenscontrollings sind folgende Aspekte der Anreizregulierung hervorzuheben. Richtige Anerkennungsstrategie Die Kostenbasis eines Netzbetreibers im Basisjahr, bestehend aus aufwandsgleichen Kosten laut § 5 und § 9 Strom-/ GasNEV (in der Regel Opex) sowie kalkulatorischen Kosten laut § 6 – 8 Strom-/ GasNEV (in der Regel Capex), wird im Rahmen einer Kostenprüfung behördlich geprüft und als Ausgangsniveau nach § 6 ARegV für die folgende fünfjährige Regulierungsperiode festgelegt. Im Prüfungsfokus liegen vor allem Besonderheiten des Basisjahres bei den Opex. Das Ergebnis des Anhörungsverfahrens zwischen Netzbetreiber und Regulierungsbehörde ist von erheblicher Bedeutung, da die genehmigten Opex ein »Budget« für die nächsten fünf Jahre bilden. Dieser Zusammenhang zwischen handelsrechtlichem Kostenausweis im Basisjahr und regulatorischer Kostenanerkennung ist maßgeblich bei Budgetvorgaben im Netzbereich zu berücksichtigen. Ausgehend von den bisherigen Prüfungserfahrungen erscheint eine möglichst gleichmäßige Kostenentwicklung im Zeitverlauf eine geeignete Strategie, um deren Betriebsnotwendigkeit nachzuweisen und ein möglichst hohes Budget für die jeweils folgende Regulierungsperiode zu sichern (Anerkennungsstrategie). Eine Orientierung von Budgetvorgaben an anderen Kenngrößen, zum Beispiel am handelsrechtlich ausgewiesenen Netzergebnis, kann mittelfristig die Ertragskraft im Netz gefährden.

Richtige Wertsteuerung

Die kalkulatorischen Kosten (Capex) sollen die zeitliche Wertminderung des Anlagenbestands (kalkulatorische Abschreibungen) sowie die Bereitstellungskosten des Eigenkapitals widerspiegeln (kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung nach § 6 Strom-/GasNEV zuzüglich kalkulatorischer Gewerbesteuer nach § 8 Strom-/GasNEV). Die kalkulatorischen Kosten werden über einen Kapitalkostenabgleich, bestehend aus Kapitalkostenabzug (§ 6 Abs. 3 ARegV) und Kapitalkostenaufschlag (§ 10a ARegV), jährlich angepasst. Aufgrund des jährlichen Kapitalkostenabgleichs gilt für die kalkulatorischen Kosten prinzipiell kein Erlösbudget. Handelsrechtliche Kennzahlen erscheinen vor dem Hintergrund der Kalkulatorik ungeeignet für die Wertsteuerung der Assets. Stattdessen bieten sich die kalkulatorischen Restwerte des betriebsnotwendigen Anlagevermögens – Regulatory Asset Base (RAB) – sowie ihre zeitliche Entwicklung als zentrale Steuerungsgröße an. Wenn sich die Nutzungsdauern nach Strom-/GasNEV für Betriebsmittel und Ertragszuschüsse von den im handelsrechtlich angesetzten Nutzungsdauern unterscheiden, entsteht zwischen Jahresabschluss und Erlösobergrenze ein »AfA-Delta«. Dieses Delta kann je nach Altersstruktur des Anlagevermögens positiv oder negativ sein und kann die Aussagekraft des handelsrechtlich ausgewiesenen Spartenergebnisses verfälschen.

Effizienzziele erreichen

Im Rahmen des Effizienzvergleichs nach §§ 12 – 15 ARegV werden die im Basisjahr festgestellten Kosten in Beziehung zu ihrer Versorgungsaufgabe, ausgedrückt durch Kostentreiber wie Anzahl Zählpunkte, gesetzt. Der Effizienzvergleich wird für Strom- und Gasnetzbetreiber getrennt durchgeführt und bei Überschreitung eines Größenkriteriums ist die Teilnahme verpflichtend (>15 000 Kunden im Gasnetz, >30 000 Kunden im Stromnetz). Kleinere Netzbetreiber können für die Zuordnung eines gemittelten Effizienzwerts optieren. Als ineffizient festgestellte Kostenanteile sind grundsätzlich bis zum Ende der fünfjährigen Regulierungsperiode abzubauen, um einen positiven Wertbeitrag zu realisieren. Aufgrund zum Teil deutlich steigender Inputpreise ist das quantitative Nachhalten von Effizienzgewinnen in der Regulierungsperiode eine Herausforderung für viele Netzbetreiber.

Regulierungsmanagement

Dem Regulierungsmanagement sind thematisch unterschiedliche und in vielen Fällen fristgetriebene Aufgaben zuzuordnen. Ein permanentes Monitoring der Anforderungen der Behörden sowie der Änderungen der Gesetze und Verordnungen ist von erheblicher Bedeutung. Die Auswirkungen (neuer) Vorgaben der Anreizregulierung bewerten zu können, ist aus Sicht des Netzcontrollings ein entscheidender Werttreiber.

Regulierungsmanagement zur Optimierung der Antragsstrategie

Im Rahmen des Antragsverfahrens zur Festlegung des Ausgangsniveaus und somit der Erlösobergrenze für die kommenden fünf Jahre überführt der Regulierungsmanager die handelsrechtlichen Jahresabschlüsse in die vorgegebenen Erhebungsbögen der Behörden und unterstützt argumentativ im Rahmen von Anhörungsterminen zum Nachweis der Betriebsnotwendigkeit. Aus den gewonnenen Erkenntnissen entwickelt das Regulierungsmanagement eine geeignete Anerkennungsstrategie für die kommende Kostenprüfung sowie mögliche Maßnahmen, die zu einem besseren Ergebnis in den nächsten Verfahren führen könnten. Anhand von Toollösungen kann der Regulierungsmanager die Ergebniseffekte der einzelnen Maßnahmen untersuchen – zum Beispiel die Begleichung kurzfristiger Verbindlichkeiten zum Jahresabschluss oder die Änderung der Aktivierungsrichtlinie. Das Regulierungsmanagement ist innerhalb eines regulatorischen Jahres wesentlich damit beschäftigt, jährliche Anpassungen der Erlösobergrenze gemäß ARegV vorzunehmen, das Regulierungskonto fortzuführen und die Netzentgeltkalkulation zu erstellen. Aufgrund seines Wissens und des Informationsinputs kann das Regulierungsmanagement bei der Erstellung der Mittelfristplanung hinsichtlich Umsatzplanung im Netzbereich unterstützen. Darüber hinaus ist es Aufgabe des Regulierungsmanagements, mit geeigneten Tools die Auswirkung von Handlungsalternativen wie die Investitionsstrategien im Rahmen des Kapitalkostenabgleichs nach §§ 6, 10a ARegV zu untersuchen und somit zu ergebnisorientierten Entscheidungen beizutragen.

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