Im ersten Schritt wird die Problematik der natürlichen Monopole und der Bedarf ihrer Regulierung vorgestellt. Der Übergang von bisherigen Regulierungskonzepten deutscher Elektrizitäts- und Gasversorgungsunternehmen zu der Aktuellen wird erläutert. Dabei soll der Effekt anreizorientierter Regulierung auf Kostensenkung, Produktivitätssteigerungen und Qualitätsverbesserungen bei den Strom- und GasVNB verdeutlicht werden. Im Fokus steht der Bereich der Strom- und Gasverteilungsnetze, die insbesondere von dem natürlichen Monopolcharakter geprägt sind.
Im nächsten Schritt werden die Spezifikationen der DEA und der SFA vorgestellt. Beide statistische Schätzmethoden sind notwendig für den Effizienzvergleich, und danach die Netzentgelte jeder Regulierungsperiode festzulegen. Im anschließend folgenden Hauptteil der Arbeit werden die vorgestellten Methoden hinsichtlich ihrer Stärken und Schwächen miteinander verglichen. Zum Schluss erfolgt die Zusammenfassung der Ergebnisse sowie ein Ausblick auf alternative Ansätze statistischer Effizienzmessungsmethoden, die das Ziel haben bestehende Schwächen aufzulösen.
Inhaltsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Abkürzungsverzeichnis
1. Anreizregulierung in Deutschland
1.1 Zweck der Anreizregulierung
1.2 Struktur und Zielsetzung dieser Arbeit
2. Unterschiedliche Regulierungsverfahren in der leitungsgebundenen Energieversorgung
2.1 Regulierung von Netznutzungsentgelten natürlicher Monopole
2.2 Kostenbasierte Regulierungsformen
2.2.1 Rate-of-Return Regulierung
2.2.2 Cost-Plus-Regulierung
2.3 Anreizregulierung von Gas- und Elektrizitätsversorgem in Deutschland
2.3.1 Price-Cap- und Revenue-Cap-Regulierung
2.3.2 Das Prinzip der Yardstick-Regulierung
2.3.3 Vergleich vorgestellter Regulierungskonzepte
3. V ergleichswettbewerb
3.1 Effizienzvergleiche in der Anreizregulierung
3.2 Zentrale Elemente der Effizienzanalyse im Rahmen der Anreizregulierung .
4. Regulatorisches Benchmarking mit DEA und SFA
4.1 Data Envelopment Analysis
4.2 Stochastic Frontier Analysis
4.3 Vergleich SFA und DEA
5. Fazit und Ausblick
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Darstellung SFA und DEA
Literaturverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1 : Darstellung SFA und DEA
Abkürzungsverzeichnis
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
1. Anreizregulierung in Deutschland
In Deutschland werden seit dem Jahr 2009 die Entgelte der Verteilnetzbetreiber (VNB) in der Energiewirtschaft mit der Anreizregulierung gesteuert. Die Regeln der Anreizregulierung werden in der Anreizregulierungsverordnung (ARegV)[1] festgelegt und von der Bundesnetzagentur (BNetzA) umgesetzt.[2]
1.1 Zweck der Anreizregulierung
Die staatliche Entgeltregulierung ist notwendig um die Netznutzer zu schützen, da die VNB als natürliche Monopole agieren.[3] Ziel der Anreizregulierung ist es den VNB Anreize für kostensenkende Effizienzsteigerungen zu setzen. Die Anreizregulierung basiert auf dem ״Yardstick Competition Mechanismus“, einem Vergleichswettbewerb mit dem Benchmarking-Prinzip als Kern- stück.[4] Über das Benchmarking-Verfahren können die regulierten monopolistischen Unternehmen (U) in der Energiewirtschaft, aufgrund des fehlenden direkten Wettbewerbs in einem fiktiven Wettbewerb, miteinander verglichen werden. Im Rahmen dieser Arbeit werden die beiden Benchmarkingverfahren (Effizienzanalysemethoden) Data Envelopment Analysis (DEA) und Stochastic Frontier Analysis (SFA) betrachtet.[5]
1.2 Struktur und Zielsetzung dieser Arbeit
Im ersten Schritt wird die Problematik der natürlichen Monopole und der Bedarf ihrer Regulierung vorgestellt. Der Übergang von bisherigen Regulierungskonzepten deutscher Elektrizitäts- und Gas- versorgungsuntemehmen zu der Aktuellen wird erläutert. Dabei soll der Effekt anreizorientierter Regulierung auf Kostensenkung, ProduktivitätsSteigerungen und Qualitätsverbesserungen bei den Strom- und GasVNB verdeutlicht werden.[6] Im Fokus steht der Bereich der Strom- und Gasverteilungsnetze, die insbesondere von dem natürlichen Monopolcharakter geprägt sind.[7]
Im nächsten Schritt werden die Spezifikationen der DEA und der SFA vorgestellt. Beide statisti- sehe Schätzmethoden sind notwendig für den Effizienzvergleich, und danach die Netzentgelte jeder Regulierungsperiode festzulegen. Im anschließend folgenden Hauptteil der Arbeit werden die vorgestellten Methoden hinsichtlich ihrer Stärken und Schwächen miteinander verglichen. Zum Schluss erfolgt die Zusammenfassung der Ergebnisse sowie ein Ausblick auf alternative Ansätze statistischer Effizienzmessungsmethoden, die das Ziel haben bestehende Schwächen aufzulösen.
2. Unterschiedliche Regulierungsverfahren in der leitungsgebundenen Energieversorgung
Die untersch. Regulierungsansätze sollen die Informationsasymmetrien zwischen Regulator und den monopolistischen и abbauen, den VNB gewinnmaximierende Anreize setzen und die Wohlfahrt im Verbraucherinteresse maximieren.[8] Die kostenbasierte Regulierung stellt die Kostendeckung für eine garantierte Versorgungssicherheit, die anreizbasierte Regulierung dagegen zunehmendes effizientes Wirtschaften und Produktīvi- tätssteigerung der VNB an erster Stelle.
2.1 Regulierung von Netznutzungsentgelten natürlicher Monopole
Bei den Strom- und Gas VNB handelt es sich um natürliche Monopole mit einer besonderen Kos- tenstruktur.[9] Vor dem Hintergrund hoher Fixkosten und niedriger Grenzkosten, sind die Gesamtkosten minimal, wenn nur ein ? den Markt be- dient.[10] Um Wohlfahrtsverluste zu vermeiden, ist es daher vorteilhaft, in einem bestimmten Versorgungsgebiet nicht parallele Strom- und Gasleitungsnetze verschiedener u. auszubauen.[11] Daher haben sich insbesondere im Bereich der Verteilungsnetze leitungsgebundener Energi ever sor- gungsunternehmen regionale natürliche Monopole etabliert.[12] Darüber hinaus bestehen größtenteils irreversible Kosten hinsichtlich der Transportini- rastruktur zur Strom- und Gasverteilung. Ebenso gibt es kein Substitut für den Strom- und Gastransport, was die vorliegenden monopolistischen Engpässe erklärt.[13] Infolge des fehlenden direkten Wettbewerbs und der möglichen Gefahr, dass die VNB ihre Monopolstellung ausnutzen könnten, werden sie in ihrer Preissetzung durch die BNetzA staatlich reguliert.[14] Die Preise für die Nutzung von Strom- und Gasnetzen sollen derart eingestellt sein, wie es unter Wettbewerbsbedingungen der Fall wäre. Die BNetzA ist dafür verantwortlich einen diskriminierungsfreieren Netzzugang im Bereich der Energieversorgung[15] und einen funktionsfähigen Wettbewerb auf den Märkten für Energieerzeugung, -handel, -vertrieb sicherzustellen.[16]
2.2 Kostenbasierte Regulierungsformen
Vor 2009, ehe ?der Siegeszug des Anreizregulierungsverfahren (zum) Ende des letzten Jahrhunderts begann“[17], wurden die Netznutzungsentgelte in Deutschland, also der Preis für die Durchleitung von Strom und Gas, nach einem kostenorientierten Verfahren gebildet. Hier sind die beiden Verfahren Rendite- (RoR-Regulation) und Kostenzuschlagsregulierung (Cost-Plus-Regulation) zu nennen. Diese Regulierungsverfahren orientieren sich ausschließlich an der tatsächlichen Kostenstruktur des jeweils betrachteten El, um die zulässigen Erlöse zu beschränken.
2.2.1 Rate-of-Return Regulierung
Bei der RoR-Regulierung wird dem regulierten El. auf seiner Kapitalkostenbasis eine feste Kapitalrentabilität vorgeschrieben. Das El erhält einen Ka- pitalertrag[18], der zwischen den potenziellen Erträgen im Wettbewerb und denen im Monopol liegt.[19] Wird die vorgeschriebene Rentabilitätsgrenze überschritten, muss das El die Preise senken.[20] Die Konsequenz daraus ist, dass kein Anreiz besteht, die eigenen (Kapital-)Kosten zu minimieren. Im Gegenteil versucht das regulierte ? seinen Kapitaleinsatz zu maximieren, da mit jeder zusätz- liehen Einheit an eingesetztem Kapital auch der Gewinn höher ausfallen darf. Infolgedessen wird die Arbeitsnachfrage verdrängt und das optimale Verhältnis der Einsatzfaktoren zugunsten des Ka- pitáis verzerrt.[21] Diesen Sachverhalt beschreibt der Averch-Johnson-Effekt.[22] Alles in allem führt die RoR-Regulierung zu einer ineffizienten überkapitalisierung des Us, da die Faktorkombination nicht kostenminimal und damit nicht optimal ist.
2.2.2 Cost-Plus-Regulierung
Im Vergleich zur RoR-Regulierung, beschränkt die Cost-Plus-Regulierung die Erträge der VNB in Höhe ihrer tatsächlichen Gesamtkosten, erweitert um einen Aufschlag (Markup). In Konsequenz wird das regulierte ? versuchen die tatsächlichen Gesamtkosten anzuheben, um einen höheren Gewinn einzufahren.[23] Dies führt zu negativen Wohlfahrtseffekten, da Ressourcen verschwendet wer- den.[24]
2.3 Anreizregulierung von Gas- und
Elektrizitätsversorgern in Deutschland
Seit Anfang 2009 müssen mehr als 1600 VNB in Deutschland, die Endverbraucher mit Elektrizität und Gas versorgen, Entgelte für die Nutzung ihrer Strom- und Gasnetze nach der Methode der Anreizregulierung bilden.[25] Der Bereich anreizorientierter Regulierungsansätze gliedert sich auf in die Price-Cap-[26], Revenue-Cap-,[27] und die YardstickRegulierung. Im Gegensatz zu der kostenbasierten Regulierung, werden nach phasenweiser Entkoppelung der Erlöse von den Kosten, nicht wie zuvor die Erträge, sondern das Preis- oder Erlösniveau durch Obergrenzen beschränkt.[28] Die VNB können höhere Gewinne realisieren, indem sie Kosten senken und diese während einer Regulierungsperiode von mehreren Jahren einbehalten.
2.3.1 Price-Cap- und Revenue-Cap-Regulierung
Die Kosteneffizienzanreize einzelner Strom- und Gas VNB werden bei diesen Regulierungsformen verstärkt[29], indem effizientere Arbeit in Form von innovativen, kostensenkenden Maßnahmen zu höheren Gewinne führt.[30] Um final eine Price-Cap bzw. Revenue-Cap für den gesamten Umsatz des VNB festzulegen, werden die Erlöse weitgehend von den Kosten der regulierten ? isoliert.[31] Der Monopolist kann unterhalb der festgelegten Obergrenze durch die Regulierungsbehörde, seine Preisstruktur frei gestalten und den innerhalb der Regulierungsperiode erwirtschafteten Zusatzgewinn einbehalten.[32] Folglich sind die Informationsasymmetrien über die tatsächliche Kostenstruktur nicht entscheidend.
2.3.2 Das Prinzip der Yardstick-Regulierung
Yardstick Competition steht für einen Vergleichs- Wettbewerb[33] und bildet den zugrundeliegenden Ansatz des Anreizregulierungsmodells deutscher Energieversorgungsnetze.[34] Diese ist als wirkungsvollere Ausgestaltung der Obergrenzen-Re- gulierungsformen zu betrachten, indem Informationen über andere ? genutzt werden.[35] Die Abhängigkeit der Preise des jeweiligen Monopolisten von seinem selbstgewählten Kosten- oder Investitionsniveau wird weitgehend vermieden und seine Leistung (Performance) stattdessen in Relation zu der, über das Benchmarking ermittelten Leistung anderer ? bewertet. Die Regulierungsbehörde nutzt die Informationen über die beobachteten Kosten einer hinreichend großen Anzahl ?ver- gleichbarer, nicht-konkurrierender, aber anderweitig (möglichst) identische(r) U“, die auf unabhängigen, jedoch vergleichbaren Märkten mit vergleichbaren Marktgegebenheiten agieren.[36] Die Kosten des (Yardsticks) Vergleichsmaßstabs bilden sich aus den Durchschnittskosten aller berücksichtigten u. Das gerade betrachtete ? bleibt hier außen vor. Alternativ kann für die YardstickFunktion auch die Kosten- und Produktionseffizienz der Besten der Branche oder eines fiktiven Re- ferenzuntemehmens bezogen werden. Aus der Gegenüberstellung aller anderen ? zum Yardstick, kann ihre individuelle In(-effizienz) bestimmt werden, um entsprechend Effizienzsteigerungsmaßnahmen zu realisieren.[37] Alles in allem erlaubt das System der Yardstick Competition, auf den regulierten Strom- und Gasmärkten einen vollkommenen Wettbewerb nachzubilden, der unter gewöhnlichen Umständen nicht stattfinden würde.[38] Man spricht daher von einem fiktiven Wettbewerb, um die VNB, die als natürliche Monopole vorliegen, miteinander zu vergleichen. Das Benchmarking-Verfahren erlaubt die strukturellen und technologischen Unterschiede der ? auf den unabhängigen Vergleichsmärkten zu berücksichti- gen.[39] Folglich werden die Informationsasymmetrien zwischen Regulierer und Monopolisten redu- ziert.[40] Der VNB soll möglichst die erfolgsrelevanten Vorgaben zur effizienten Leistungssteigerung weitgehend übertreffen, indem er effizienter ist als der Yardstick.[41]
2.3.3 Vergleich vorgestellter Regulierungskonzepte
In Anbetracht der Moral-Hazard-Problematik[42] können kostenbasierte Regulierungskonzepte nicht als allgemeine Regulierungsform bestehen. Die marktmachtbedingten Gewinne des Monopolisten werden zwar beschränkt, jedoch besteht ein Anreiz zur Überkapitalisierung (Averch-Johnson- Effekt) durch die Ausrichtung an bspw. den Kapitalkosten des u.[43] Um die Schwachstellen dieser Regulierungskonzepte auszugleichen und die Effizienz zu erhöhen wurden anreizorientierte Regulierungsformen eingeführt. Im Rahmen dessen wurde das Benchmarking von Verteilungsunternehmen implementiert, das die Unterschiede zum besten u verdeutlicht. Durch entsprechende Maßnahmen können gezielt Anreize gesetzt werden.[44]
[...]
[1] Vgl. ARegV (2007).
[2] Vgl. Bundesnetzagentur (2017).
[3] Vgl. Mtiller/Vogelsang (1979); Borrmann/Finsinger, (1999); Knieps (2001).
[4] Vgl Shleifer (1985); Littlechild. (1983); Baumol (1982); Finsinger/ Vogelsang (1981).
[5] Vgl. Jamasb/ Pollitt (2003) sowie Farsi et al. (2007) für einen theoretischen Überblick über untersch. Benchmarkingmethoden und ihre regulatorische Anwendung
[6] Vgl. Joskow (2006).
[7] Vgl. Drasdo et al.(1998), S.35-36.
[8] Vgl. Church/Mansell(1995).
[9] Vgl. § 11 ff. des EnWG (2005): Definition. Stromnetzbetreiber sind u, welche Stromnetze bauen, warten, er neuern und ausbauen. Zu ihren Pflichten zählt es, dass jeder Haushalt in dessen Zuständigkeitsbereich an das Stromnetz angeschlossen wird und mit konstanter Leistung Strom beziehen kann. Diese Pflicht ist Teil der ,,Versorgungsaufgabe“.
[10] Vgl. Seifert (2014).
[11] Vgl. Bundesnetzagentur (2017).
[12] Vgl. Agrell et al. (2014), S.13: Bundesnetzagentur (2017)..
[13] Vgl. Z.B Finger et al. (2009) inkl. Diskussion für Strommarkt.
[14] Vgl. Baumol (1977): Sharkey (1982).
[15] Siehe § 20 EnWG
[16] Die gesetzlichen Grundlagen für die Tätigkeit der Bundesnetzagentur im Energiebereich sind das Energiewirt Schaftsgesetz (EnWG) und das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG).
[17] Vgl. Goetz. G./Heim. S./Schober. D. (2014b). s. 294.
[18] Kapitalrentabilität errechnet sich aus dem Quotient der Nettoerlöse zum Anlagen- bzw. Kapitalwert und stellt die Nebenbedingung dar. unter der ein Monopolist seinen Gewinn maximiert
[19] Vgl. Müller. C./Growitsch. C./Wissner. M. (2011). s. 161.
[20] Vgl. Averch/ Johnson (1962).
[21] Vgl. Knieps (2005).
[22] Vgl. Averch/ Johnson (1962); wurde bereits 1962 von den beiden Ökonomen Harvey Averch und Leland L. Johnson beschrieben
[23] Vgl. Endres/Martiensen (2007). s. 500 f.
[24] Vgl. Knieps (2015).
[25] Vgl. Seifert (2014); Diese ist durch das Inkrafttreten der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) der Energie Versorgungsnetze vom 6.11.2007 in Deutschland eingeführt worden.
[26] Höchstpreis- bzw. Preisobergrenzen-Regulierung
[27] Erlösobergrenzen-Regulierung
[28] Vgl. Hense /Schaffner (2004); Die Obergrenze wird anhand der allgemeinen Inflationsrate und der Produktivi- tätsentwicklung eines Durchschnittsunternehmens in der gleichen Branche angepasst
[29] Vgl. Joskow (2006).
[30] Vgl. Bundesnetzagentur (2005a)
[31] Vgl. Goetz/Heim/Schober (2014a). S.15 f.
[32] Vgl. Hense/Schäffner (2004) zitiert nach: Müller/Gorwitsch/Wissner (2010), s. 15 f.
[33] Gleichbedeutend zu Benchmarking
[34] Vgl Shleifer (1985); Littlechild. (1983); Baumol (1982); Finsinger/Vogelsang (1981).
[35] Vgl. Goetz/Heim/Schober (2014a). s. 15 f.
[36] Vgl. Goetz/Heim/Schober (2014b). s. 299.
[37] Vgl. Joskow. P.L. (2005). s. 144; dazu auch Müller/Growitsch./Wissner (2011). s. 165 f.
[38] Vgl. Elsenbast, w. (2008). s. 398.' Shleifer (1985).
[39] Vgl.coenen/Haucap (2012). S.12.
[40] Siehe §19 Abs.1 mit Abs.4Nr.2 GWB (Als-ob-Wettbewerb. Vergleichsmarktkonzept)
[41] Vgl. Knieps (2001). S.107; Armstrong et al. (1994); Riechmann (1995); Dnes et al. (1998)
[42] Moral hazard: Im Sinne einer Gefahr, dass überflüssige Kosten produziert werden, die zum Nachteil der Verbraucher auf die Netzentgelte überwälzt werden; Vgl. Diekmann. J./Ziesing. H.-J./Leprich. u. (2006). s. 20.
[43] Vgl. Averch/ Johnson (1962).
[44] Vgl. Auer (2002). s.17.