Stellungnahme

BDEW Bundesverband

der Energie- und

Wasserwirtschaft e.V.

Reinhardtstraße 32

10117 Berlin

GEODE

Magazinstraße 15-16

10179 Berlin

VKU Verband kommunaler

Unternehmen e.V.

Invalidenstraße 91

10115 Berlin

zur Vorstellung der Methoden und der Parame-

ter für die Effizienzvergleiche der Verteilernetz-

betreiber Strom am 12. Juli 2013

Berlin, 5. August 2013

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Inhalt

Hintergrund ............................................................................................................................. 3

1 Einleitung ......................................................................................................................... 3

2 Kurzbewertung der Konsultation ...................................................................................... 3

3 Zusammenfassung der Kernforderungen ......................................................................... 4

4 Beurteilung des Gesamtprozesses .................................................................................. 6

5 Datenbasis, Qualität und Datenvalidierung ...................................................................... 9

6 Heterogenität der Netzbetreiber ..................................................................................... 13

7 Parameterwahl ............................................................................................................... 16

8 Effizienzberechnungen .................................................................................................. 19

9 FAZIT............................................................................................................................. 22

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Hintergrund

Am 12. Juli 2013 fand auf Einladung der Bundesnetzagentur (BNetzA) die Konsultation zu den Modellparametern und Methoden für den Effizienzvergleich der Stromverteilnetzbetreiber (VNB) im Bundesministerium für Umwelt statt.

Die BNetzA äußerte, damit der Verpflichtung gemäß § 12 Anreizregulierungsverordnung (ARegV) nachkommen zu wollen und die betroffenen Wirtschaftskreise zu hören. Zu dem Termin wurde den Teilnehmern die Präsentation der BNetzA-Gutachter zur Verfügung ge-stellt. Das BNetzA-Beraterkonsortium aus Swiss Economics und Sumicsid präsentierte das geplante Vorgehen und erste Ergebnisse der Kostentreiberanalysen zur Parameterwahl so-wie der Effizienzberechnungen.

Im Vorfeld der Veranstaltung wurden seitens der BNetzA beziehungsweise deren Berater keine Unterlagen verschickt. Die folgenden Ausführungen beziehen sich einerseits auf allge-meine Anmerkungen zum Prozess sowie andererseits auf den von den BNetzA-Beratern präsentierten Foliensatz und die Nachfragen und Diskussionen während der Veranstaltung. Aufgrund der noch wenig konkreten Ausführungen zum geplanten Modell sowie zahlreicher – auch gemäß Aussage der Berater – noch genauer zu analysierenden Punkte, können die Anmerkungen nur vergleichsweise allgemein und in Form von Fragen beziehungsweise For-derungen formuliert werden.

1 Einleitung

Die Stellungnahme gliedert sich thematisch wie folgt und orientiert sich dabei im Wesentli-chen an der Struktur des präsentierten Foliensatzes der Berater der Bundesnetzagentur (BNetzA). In Abschnitt 2 erfolgt eine Kurzbewertung der Konsultation, in Kapitel 3 werden die Kernforderungen der vorliegenden Stellungnahme zur Modellfindung und Effizienzberech-nung zusammengefasst, in Abschnitt 4 wird der Gesamtprozess zusammengefasst und beur-teilt. In Abschnitt 5 werden Anmerkungen zur Datenbasis, zur Datenqualität und zur Datenva-lidierung formuliert. Abschnitt 6 geht auf die unzureichende Berücksichtigung der Heterogeni-tät der Verteilnetze im Rahmen des vorliegenden Effizienzvergleichs ein. Abschnitt 7 befasst sich mit der Parameterwahl im Rahmen der Modellbildung und diskutiert die Ausführungen zur unterstellten funktionalen Form für Kostentreiberanalyse. In Abschnitt 8 werden die aus-gewiesenen Effizienzwerte einer kritischen Prüfung unterzogen und in Abschnitt 9 wird ein Fazit gezogen.

2 Kurzbewertung der Konsultation

Eine abschließende Beurteilung des Verfahrens oder der Modellparameter ist derzeit nicht möglich: Ein Vorschlag für ein Effizienzmodell, das für die Ermittlung der unternehmensindi-viduellen Effizienzwerte der Stromnetzbetreiber für die 2. Regulierungsperiode anzuwenden

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ist, war nicht Bestandteil der Konsultation. Dieses aber wäre die Grundlage für eine Beurtei-lung des Verfahrens bzw. der Modellparameter. Denn allein aufgrund der Vorstellung von möglichen Parametern lässt sich die Modellgüte eines Effizienzmodells nicht beurteilen. Mit den von den BNetzA-Beratern vorgestellten Parameterkandidaten konnten aber statistisch keine robusten Effizienzwerte (SFA-Methode) berechnet werden. Zudem ist nicht transpa-rent, wie eine durchschnittliche Effizienz von 85 bzw. 84 Prozent als „vorläufige Erkenntnisse“ ermittelt werden konnten. Ebenso wenig klar ist der Grund für die erhebliche Effizienzver-schlechterung bei den Stromverteilnetzbetreibern (1. RP: 92 Prozent).

Aus Sicht der Verbände ist ein weiterer physischer Abstimmungstermin nach Findung eines konkreten Modells unerlässlich. Im Hinblick auf die schwierigen Herausforderungen der ge-samten Branche unter anderem durch die Energiewende ist ein solches unzureichendes Vorgehen bei der Konsultation völlig unverständlich.

Zudem möchten wir hier nochmals anmerken, dass der jeweilige unternehmensspezifische Effizienzwert auf die bereits von dem Regulierer geprüfte und genehmigte Kostenbasis an-gewendet wird, d.h. diese wird in einem zweiten Schritt nochmals gekürzt mit erheblichen Auswirkungen auf die Erlöse eines Stromnetzbetreibers für die nächsten 5 Jahre (d.h. für die gesamte 2. Regulierungsperiode). Eine doppelte Erlöskürzung ist aber nicht im Sinne der Anreizregulierung. Von daher ist aus Sicht der Verbände bei der Ermittlung der Effizienzwerte mit besonderem Augenmerk vorzugehen, um ungerechtfertigte Erlöskürzungen zu vermei-den.

3 Zusammenfassung der Kernforderungen

Grundsätzlich erachten wir das Vorgehen der BNetzA im vorliegenden Verfahren als äußerst intransparent und der Bedeutung für eine der Kernbranchen Deutschlands nicht angemes-sen. Wie schon bei dem Konsultationstermin am 12. Juli 2013 mehrfach angemerkt, ist es den Experten der Verbände auf Basis der vorliegenden Informationen nicht möglich, das Vorgehen ausreichend zu bewerten.

Die wesentlichen Kernforderungen seitens der Branche aus der vorliegenden Stellungnahme lassen sich wie folgt zusammenfassen:

• Aus Sicht der Verbände ist ein weiterer physischer Abstimmungstermin nach Findung eines konkreten Effizienzmodells unerlässlich.

• Bei der Auswahl der Modellparameter ist sicherzustellen, dass neben rein statistischen Kriterien auch energiewirtschaftliche Überlegungen einfließen. So sind «vollständige» Modelle zu prüfen, die die verschiedenen Dimensionen der Netzbetreiber (z. B. nach Spannungsebenen) ausreichend abbilden.

• Über die installierte Leistung aus Windenergie in der Mittelspannung hinaus ist auch die installierte Leistung aller anderen Erneuerbaren Energien und aus KWK-Anlagen in allen Spannungsebenen bei der Parametrierung zu berücksichtigen. Ebenfalls ist die

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Wirkung der Einspeisepunkte zu überprüfen und ggf. im Effizienzmodell zu berücksichti-gen.

• Die Netzlängen sind sowohl nach den unterschiedlichen Spannungsebenen als auch nach Kabel und Freileitungen separat zu betrachten und entsprechend im Effizi-enzvergleich mit aufzunehmen. Disaggregierte Größen, die die Hochspannungskabellän-ge und –freileitungslänge wiedergeben, sollten berücksichtigt werden.

• Parameter, die eine hohe Versorgungsdichte und -struktur abbilden, sind zu untersu-chen und ggf. zu berücksichtigen. Beispiele dafür sind Zählpunkte sowie Trafoanzahl und Kapazität der Trafostationen.

• Es ist zu prüfen, ob zusätzlich ein Flächenparameter berücksichtigt werden muss, der die Fläche des versorgten Gebietes in Mittel- und Hochspannung wiedergibt.

• Die Netzbetreiberdaten müssen hinsichtlich ihrer Aufwands- und Strukturparameter konsistent sein. Dies betrifft insbesondere den Umgang mit den Parametern aufgrund von singulär genutzten Betriebsmitteln, Investitionsmaßnahmen nach § 23 ARegV, der versorgten Fläche sowie den Personalzusatzkosten der Netzbetreiber.

• Alle Aufwands- und Strukturparameter inkl. der anderweitig erhobenen oder berechneten Parameter (z. B. Bodenklassen) sind den Netzbetreibern als elektronische Datenquit-tung im Excel-Format zur Verfügung zu stellen.

• Zur Beurteilung der Effizienzvergleichsmodelle ist klar darzulegen, wie auf Basis der Er-kenntnisse aus der Kostentreiberanalyse das Modell für den Effizienzvergleich abge-leitet wird.

• Es ist auszuweisen, wie sich die Effizienzwerte der SFA bei Annahme einer Verteilung aus der exponentiellen Familie für die Ineffizienzterme im Vergleich zur Annahme einer Variante der Normalverteilung verhalten und zu begründen, weshalb die gestutzte Nor-malverteilung verwendet wurde.

• Für die vorgeschlagenen Modelle sind umfangreiche Second-Stage-Analysen zur Be-urteilung etwaiger systematischer Verzerrungen der Effizienzwertverteilungen durchzu-führen. Hierzu ist eine Liste aller untersuchten Parameter sowie der Ergebnisse auszu-weisen.

• Die Definitionen aller im Rahmen der Kostentreiberanalyse und Effizienzberechnungen verwendeten Parameter und Aggregate oder berechneten Parameter müssen zeitnah dokumentiert und für jeden Netzbetreiber nachvollziehbar sein, damit das Effizienzmo-dell angemessen beurteilt werden kann.

• Alle bisher durchgeführten Prüfungs- und Rechenschritte zur Kostentreiberermittlung müssen noch einmal anhand des finalen Datensatzes wiederholt werden. Sollten noch Anpassungen an den Strukturparametern zur Herstellung der Vergleichbarkeit vorge-nommen werden, sind diese hinsichtlich ihrer Berechnung offenzulegen und den Netzbe-

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treibern zu quittieren und müssen im Rahmen der Kostentreiberanalyse als potenzielle Vergleichsparameter einfließen.

• Für die Kostentreiberanalyse sollte die gleiche funktionale Form verwendet werden, wie bei den Effizienzberechnungen unterstellt wird. Außerdem sind alle Modelle unter Aus-schluss der Ausreißer zu rechnen, damit die Auswahl der Parameter nicht auf Basis ver-zerrter Schätzergebnisse getroffen wird.

• Um den Prozess der Modellfindung nachvollziehen zu können, ist eine genauere Erläu-terung der einzelnen Schritte mit Zwischenergebnissen erforderlich.

• Um die Heterogenität der Versorgungsaufgabe und die sich ändernden Rahmenbedin-gungen im Modell adäquat abzubilden, sind verschiedene Parameter zu prüfen.

• Die Zwischenergebnisse aller Berechnungen bezüglich der Parameterwahl sowie die resultierende Modellgüte und Effizienzwertverteilungen sind offen zu legen.

• Es ist aufzuzeigen, welche weiteren Normierungsfaktoren neben den Anschluss-punkten getestet wurden und mit welchem Ergebnis. Zumindest die Parameteranzahl der Zählpunkte, Leitungslänge und versorgten Fläche sind zu untersuchen.

• Alle Annahmen zur Berechnung der SFA sowie Erkenntnisse aus den Sensitivitätsana-lysen mit unterschiedlichen funktionalen Formen (Normierungsparametern), Verteilungs-annahmen und verschiedenen Kriterien zur Bestimmung der Ausreißer sind auszuweisen.

• Die Verteilungsinformationen (Balkendiagramme und statistische Maße wie Mittelwert, Standardabweichung, Anzahl Unternehmen unter 60%, Anzahl Unternehmen mit 100%, Anzahl Ausreißer) der Effizienzergebnisse aus den vier Modellen (2 Methoden, 2 Kosten-basen) müssen ausgewiesen werden.

4 Beurteilung des Gesamtprozesses

Wahrnehmung von Verfahrensrechten nicht hinreichend möglich

Bisher hat die BNetzA kein konkretes Modell für den Effizienzvergleich der Stromverteilnetzbetreiber vorgestellt, sondern lediglich die Vorgehensweise und das Verfah-ren skizziert, in welchem die Modellfindung und Effizienzberechnung erfolgen sollen. Diese Informationen sind nicht ausreichend, um der gem. § 12 Abs. 1 Satz 2, § 13 Abs. 3 Satz 10 ARegV obligatorischen rechtzeitigen Anhörung der Verbände zu genügen.

Die genannten Regelungen sollen die Durchführung eines fairen Verfahrens sicherstellen und dienen damit der rechtsstaatlichen Ausgestaltung des äußerst komplexen Verfahrens zur Ermittlung der Effizienzwerte. Die rechtzeitige Anhörung soll die Transparenz der BNetzA-Entscheidung erhöhen und zugleich auch deren inhaltliche Richtigkeit sicherstellen. Zu die-sem Zweck müssen Netzbetreiber und Verbände Gelegenheit haben, qualifiziert Stellung zu nehmen und ihre Expertise in das Verfahren effektiv einbringen zu können. Wie die von den

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Verbänden mit dem Projekt „Benchmarking Transparenz“ beauftragten Gutachter bereits im Konsultationstermin ausdrücklich zur Kenntnis gebracht haben, ermöglichen die bisherigen Informationen der BNetzA keine qualifizierte Auseinandersetzung mit dem beabsichtigten Effizienzvergleich. Der Sinn und Zweck einer Anhörung, nämlich das Expertenwissen der Branche in das Effizienzvergleichsmodell einfließen lassen zu können (vgl. Alb-recht/Mallossek/Petermann, in: Holznagel/Schütt, ARegV, § 13, Rdnr. 124) würde verfehlt werden, da eine fundierte Auseinandersetzung mit den vorgestellten Modellen aufgrund feh-lender Informationen nicht möglich war.

Aus Sicht der Verbände werden daher die explizit in der ARegV vorgesehenen Verfahrens-rechte bei der Ausgestaltung des Effizienzvergleichs verletzt, sofern die BNetzA nicht weitere Informationen, insbesondere die konkreten Gütemaße und Verteilungsgrößen zu den einzel-nen Modellen mitteilen sollte. Für eine Verletzung der Verfahrensvorschriften sprechen ins-besondere folgende Gesichtspunkte: Anders als in § 67 Abs. 2 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), der eine Einbeziehung von Vertretern der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher in das pflichtgemäße Ermessen der Behörde stellt, hat der Verordnungsgeber vorliegend eine spezialgesetzliche Verpflichtung zur rechtzeitigen Anhörung geschaffen. Hierbei wollte der Verordnungsgeber den rechtsstaatlichen Anforderungen, die an die Trans-parenz und Nachvollziehbarkeit des äußerst komplexen Effizienzvergleichsverfahrens zu stellen sind, in adäquater Weise Rechnung tragen. Dazu sind Konsultationen mit den betrof-fenen Wirtschaftskreisen und eine Transparenz der Methoden im Detail von besonderer Be-deutung. Zusätzlich seien auch die von der BNetzA für den Effizienzvergleich verwendeten Daten offen zu legen, ohne die das Anreizsystem und unternehmensindividuelle Vorgaben nicht nachvollziehbar seien (vgl. BR-Drucksache 417/07 (Beschluss) vom 21.09.2007, S. 5-8).

Vor diesem Hintergrund und zur Vermeidung unnötiger gerichtlicher Auseinandersetzungen bitten wir die Bundesnetzagentur dringend, zeitnah die erforderliche Informationsgrundlage zur rechtmäßigen Wahrnehmung dieser Verfahrensrechte zu schaffen. Andernfalls sehen wir die Akzeptanz des Effizienzvergleichs der Stromverteilnetzbetreiber ernstlich gefährdet. Dies erachten wir als umso bedauerlicher angesichts der Erfahrungen aus dem Gasbereich: Hier haben die Informationen der Bundesnetzagentur zum Effizienzvergleich für die 2. Regulie-rungsperiode der Branche ermöglicht, ihre Expertise gezielt einzubringen und im Dialog mit der BNetzA und den von ihr beauftragten Gutachtern an der Entwicklung eines auf breite Akzeptanz stoßenden Effizienzvergleichsmodells mitzuwirken.

Unvollständiger Datenbestand

Die Berater der BNetzA haben ihre Analysen auf einem Datenbestand von 185 Netzbetrei-bern durchgeführt. Datenstand ist gemäß den Aussagen in der Konsultationsveranstaltung der 5. Juli 2013. Der Datenbestand wird seitens der BNetzA als de facto «final» und qualitativ sehr gut bewertet, mit Ausnahme einiger fehlender Kostendaten, die von einzelnen Landes-regulierungsbehörden noch nicht vorliegen. Diese Äußerung verwundert vor dem Hinter-grund, dass bei zahlreichen Netzbetreibern das Kostenprüfungsverfahren noch nicht abge-schlossen ist und noch keine endgültigen Benchmarkingkosten vorliegen. Außerdem erfolgen

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nach Kenntnisstand der Verbände aktuell noch Rückfragen der BNetzA zu den Strukturdaten bei den Netzbetreibern.

Kein präferiertes Effizienzmodell

Ein präferiertes Modell für den Effizienzvergleich der Strom-VNB wurde noch nicht vorge-stellt. Es wurde lediglich auf die Vorgehensweise und Verfahren eingegangen, die zur Mo-dellfindung und Effizienzberechnung durchgeführt wurden und auch erneut durchgeführt werden sollen, wenn die finalen Daten aller Netzbetreiber vorliegen. Gewisse Formulierungen bei der Beschreibung der nächsten Schritte (vgl. z. B. Folien 15 oder 18 der bei der Konsulta-tion am 12. Juli 2013 von den BNetzA-Beratern vorgestellten Präsentation) lassen darauf schließen, dass einzelne Arbeitsschritte scheinbar schon abgeschlossen sind – dies entge-gen anders lautender Aussagen in der Konsultationsveranstaltung. Diese Tatsache ist vor dem Hintergrund der bis dato nur unzureichend vorliegenden Datenbasis als kritisch zu be-trachten. Alle Analysen sind zwingend auf Basis der vollständigen Daten nochmals durchzu-führen.

Offene Fragen zu möglichen Korrekturen der Vergleichsparameter

Im Rahmen des Konsultationstermins wurden zahlreiche Fragen zur Konkretisierung des Vorgehens gestellt, da diese aus den Präsentationsfolien nicht eindeutig hervorgehen. Die wesentlichen potentiellen Kostentreiber auf Basis der bisher durchgeführten Analysen wur-den zwar vorgestellt, allerdings sind viele Detailinformationen (z. B. ob eine Bereinigung der Höchstlasten um die Leerstände, eine Berücksichtigung von Bruchteilseigentum oder von Anlagen aus Investitionsmaßnahmen nach § 23 ARegV etc. erfolgen soll) noch nicht bekannt und nach Kenntnisstand aus der Konsultation von den Beratern auch nicht in Betracht gezo-gen oder überprüft worden. Die Berechnung derartiger Korrekturen wird gemäß Aussage in der Konsultationsveranstaltung nach Prüfung ihrer Sachgerechtigkeit durch die BNetzA durchgeführt und an die Berater übermittelt. Somit ist auch die Datenlage bei den Strukturda-ten als nicht «final» zu bezeichnen. Die bisherigen Analysen wurden offenbar lediglich auf den direkt abgegebenen Daten durchgeführt. In welchem Umfang schon verschiedene Aggregationen oder Korrekturberechnungen durchgeführt wurden, ist den Unterlagen und Äußerungen der Berater nicht zu entnehmen.

Keine abschließende Beurteilung des Verfahrens oder der Modellparameter möglich

Insgesamt kann festgehalten werden, dass im Konsultationstermin vom 12. Juli 2013 das grundsätzliche Vorgehen zur Ermittlung der Effizienzwerte und möglicher Parameter zwar vorgestellt wurden, es jedoch noch sehr offen ist, wie das finale Modell letztlich aussehen wird, da erstens die finalen Daten weder für die Aufwands- noch die potenziellen Strukturpa-rameter vorliegen und zweitens diverse Punkte gemäß Aussagen der Berater noch überprüft werden sollen. Offenbar konnten die Berater der BNetzA mit den vorgestellten Parameter-kandidaten auch noch keine robusten Effizienzwerte mit der Methode der SFA berechnen, wie den Folien zum Ausblick auf die Ergebnisse zu entnehmen ist.

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Die Schlussfolgerung der BNetzA, dass nicht erwartet wird, dass sich im Laufe der weiteren Analysen etwas Grundsätzliches ändern wird, ist daher aus Sicht der Verbände nicht akzep-tabel. Auf Basis der aktuellen Informationslage ist eine Gesamtbeurteilung eines Modells und der Modellgüte, der Parameter und des Verfahrens noch nicht möglich. Es lassen sich zu den verschiedenen Themen lediglich offene Fragen sowie Forderungen zu den Verfahren der Modellfindung und des Effizienzvergleichs formulieren.

Forderung

Aus Sicht der Verbände ist ein weiterer physischer Abstimmungstermin nach Findung eines konkreten Modells unerlässlich.

5 Datenbasis, Qualität und Datenvalidierung

Datenbasis

Die Einschätzung der BNetzA, dass die bei dem Konsultationstermin vorgestellten Daten auf einem nahezu finalen Datenbestand beruhen, deckt sich nicht mit den Einschätzungen der VNB selbst. Eine Umfrage unter den Teilnehmern des Verbändeprojekts Benchmarking Transparenz (Stand 10.07.2013) hat ergeben, dass gut ein Viertel der Netzbetreiber ihre Kostendaten noch nicht als belastbar für einen Effizienzvergleich beurteilt, da die Kostenprü-fungen noch nicht abgeschlossen sind. Ein weiteres Viertel kann zum Stand der Kosten keine Beurteilung abgeben, da beispielsweise noch offene Fragen im Zusammenhang mit der Überleitungsrechnung bestehen. Laut Aussage der BNetzA ist zudem noch unklar, ob die jüngsten ARegV-Änderungen zur EKII-Verzinsung sowie der Preisindizes noch zu Änderun-gen in der Kostenbasis aller Netzbetreiber führen. Auch bezüglich der Strukturdaten gibt es – anders als in den Folien dargestellt – weiterhin noch Nachfragen seitens der Regulierungs-behörden bei den Unternehmen. So wurde beispielsweise die von der BNetzA bei der Kon-sultation angekündigte Strukturdatenquittung noch nicht an die Netzbetreiber versandt, da bis zum 12. Juli 2013 Rückmeldungen zu Strukturparameterangaben der Straßenbeleuchtung erwartet wurden. Dies ist insbesondere vor dem Hintergrund kritisch zu sehen, dass fehlende Kostendaten anhand noch nicht finaler Strukturparameter abgeschätzt wurden. Die Schluss-folgerung, es handele sich bei der Berechnungsbasis der auf der Konsultation vorgestellten Modellen um den «finalen» Datenstand sowie die valide Beurteilung der vorgestellten Be-rechnungsansätze, ist unter diesen Voraussetzungen nicht sachgerecht möglich.

Approximation der fehlenden Kostendaten

Für die fehlenden Kostendaten von 32 Unternehmen haben die BNetzA-Berater eine Vorher-sage entweder auf Basis der Daten von 2008 oder der Veränderung der Struktur- und Kos-tendaten der Netzbetreiber zwischen 2006 und 2011 mit vollständigen Daten durchgeführt. Die Ausführungen auf den BNetzA-Folien (Folie 33) entsprechen hier nicht dem an der Kon-sultation erläuterten Vorgehen. Unabhängig vom gewählten Verfahren zur Approximation der

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fehlenden Kosten ist dies in zweierlei Hinsicht kritisch: Erstens wird unterstellt, dass die Un-ternehmen mit fehlenden Daten die gleiche Struktur aufweisen wie diejenigen mit vollständi-gen Daten. Dass jedoch vor allem kleinere Unternehmen in der Zuständigkeit der Landesre-gulierungsbehörden fehlende Daten aufweisen wird von den BNetzA-Beratern bestätigt. Zum Anderen sind die Kostenkürzungen im Rahmen der Kostenprüfung losgelöst von den Verän-derungen der Strukturdaten zu sehen und die Netze haben sich im Zeitablauf zu unterschied-lich entwickelt, als dass aus dem über eine Regression ermittelten Durchschnitt auf einzelne Unternehmen geschlossen werden kann. Unklar ist zudem, welches Modell konkret herange-zogen wurde, um diese Zusammenhänge zu ermitteln und die Kosten für die Unternehmen mit fehlenden Daten hochzurechnen.

Ansatz zur Datenprüfung

Das vorgestellte mehrstufige Verfahren zur Datenvalidierung ist grundsätzlich zu begrüßen, angesichts der noch nicht endgültigen Datenbasis sind die Schritte jedoch in jedem Fall zu wiederholen, wenn alle Daten vorliegen. Es ist gut möglich, wenn bei potenziellen Kostentrei-bern noch Datenprobleme oder -inkonsistenzen vorliegen, dass sich diese in der Kostentrei-beranalyse zum jetzigen Zeitpunkt nicht als relevante Kostentreiber identifizieren lassen. Un-klar ist zudem, welche «ausgewählten» Vergleichsparameter noch zu welchem Zeitpunkt und nach welchen Auswahlkriterien überprüft werden sollen (Folie 15). Auch die auf Folie 15 an-gekündigten Sonderprüfungen werden nicht näher erläutert.

Vergleichbarkeit von Aufwands- und Strukturparametern

Für die Auswahl möglicher Vergleichsparameter ist sicher zu stellen, dass die Kostenseite der Daten mit der Strukturparameterseite inhaltlich konsistent ist. Im ersten Strom-Effizienzvergleich wurden beispielsweise die Hochspannungsleitungen um Bruchteilseigentum bereinigt, ebenso wurde eine Korrektur der Höchstlast um Leerstände vorgenommen. Beim Gas-Effizienzvergleich für die zweite Regulierungsperiode wurden die Leitungslängen und Rohrvolumina ebenfalls um Bruchteilseigentum sowie Biogasleitungen korrigiert, da auf der Kostenseite keine entsprechenden Aufwandspositionen anfallen. Da je nach Bodenbeschaffenheit unterschiedliche spezifische Kosten pro Kilometer Rohrleitung anfallen, wurde zudem ein zusätzlicher Parameter der Leitungslängen in schweren Boden-klassen in das Modell aufgenommen. Die angesprochenen Punkte sollten auch für den an-stehenden Effizienzvergleich der Strom-VNB hinsichtlich ihrer Kongruenz mit den Kosten überprüft werden.

Zudem kann der unterschiedliche Umgang mit Entgelten für singulär genutzte Betriebsmit-tel nach § 19 Abs. 3 StromNEV den Effizienzvergleich verzerren. Nach bisheriger Auffas-sung der BNetzA handelt es sich bei diesen Entgelten um beeinflussbare Benchmarkingkosten, während einzelne Landesregulierungsbehörden diese als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten einstufen. Unabhängig von dieser rechtlichen Auslegung bei den Benchmarkingkosten ist für die Konsistenz eines Effizienzvergleichs zwingend eine adäquate Berücksichtigung auf der Strukturparameterseite sicher zu stellen. Mit Stand von Ende Juli 2013 versendet die BNetzA nach Kenntnis der Verbände Anschreiben an einzelne Netzbe-

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treiber aus denen hervorgeht, dass die Beschlusskammer 8 hinsichtlich dieser Thematik von der bisherigen Auffassung abweicht und künftig Aufwendungen für singulär genutzte Be-triebsmittel ebenfalls als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten betrachtet. Dies hat sowohl Auswirkungen auf die Kostendaten, welche für den Benchmark relevant sind, als auch auf die Strukturdaten. Somit sind unseres Erachtens alle bislang durchgeführten Analysen auf nicht vollständig belastbarer Datenbasis durchgeführt worden. Die Gleichbehandlung ist zwingend sicherzustellen.

Auch die Herausnahme der Kosten aufgrund von Investitionsmaßnahmen nach § 23 ARegV aus dem Ausgangsniveau und folglich den Aufwandsparametern kann die Er-gebnisse des Effizienzvergleichs verzerren. Gemäß BK8-12/009 war keine separate Erfas-sung der durch Investitionsmaßnahmen bedingten Strukturparameter gefordert. Laut BNetzA erfolgte auch im Nachgang keine Bereinigung der Strukturparameter um diese Angaben. Somit gehen im Fall von über den 31. Dezember 2013 genehmigten Investitionsmaßnahmen die Strukturparameter aufgrund der Investitionsmaßnahmen in den Effizienzvergleich ein, ohne dass diese auf der Kostenseite eine entsprechende Gegenposition aufweisen.

Bezüglich der Anerkennung von Personalzusatzkosten ist sicherzustellen, dass hier ein einheitliches Vorgehen der Regulierungsbehörden vorliegt. Trotz der von der BNetzA ange-führten Abstimmungstreffen wurden hier den VNB verschiedene Erläuterungen mit unter-schiedlicher Detailtiefe zu den anerkennungsfähigen Kosten zur Verfügung gestellt. Im Effizi-enzvergleich muss jedoch eine Gleichbehandlung aller teilnehmenden Netzbetreiber – auch unabhängig vom Gesellschaftskonstrukt – erreicht werden.

Zusätzlich beeinflusst die Umstellung auf ALKIS die Vergleichbarkeit des Parameters „ver-sorgte Fläche“, da in Bundesländern, in denen die Umstellung bis zum Jahr 2011 bereits stattgefunden hat, eine Rückmigration der Angaben notwendig ist, die einzelne der zur ver-sorgten Fläche zählenden Flächenschlüssel unterschätzt. Laut BNetzA ist diese Problematik bereits bekannt und wurde bei der Verwendung des Parameters berücksichtigt, allerdings ist derzeit noch nicht veröffentlicht, wie die Vergleichbarkeit der Daten sichergestellt werden soll.

Offene Fragen

� Welche Anpassungen und Vervollständigungen der Daten werden noch vorgenommen und wann ist mit einer Übermittlung von Datenquittungen (Strukturdaten und Überlei-tungsrechnung mit beschiedenen Kostendaten) zu rechnen?

� Wie genau wurden die Kosten der Unternehmen mit fehlenden Kostendaten mittels Reg-ressionsanalysen approximiert?

� Werden alle Analysen wiederholt wenn diese Kostendaten endgültig vorliegen?

� Ist es vorgesehen, die Modellfindung und Effizienzberechnungen mit den um die EKII-Verzinsung und Preisindizes angepassten Daten nochmals durchzuführen und zu validie-ren?

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� Wie wird die Vergleichbarkeit der Aufwandsparameter über die verschiedenen Landesre-gulierungsbehörden hinweg sichergestellt?

� Wie erfolgt die Berechnung des Parameters „versorgte Fläche“ bei VNBs, in deren Ver-sorgungsgebiet bis zum Jahr 2011 bereits eine Umstellung auf ALKIS stattgefunden hat?

� Wann werden Sonderprüfungen durchgeführt und was beinhalten diese? Werden die betroffenen Netzbetreiber darüber informiert, wenn für das eigene Unternehmen Sonder-prüfungen durchgeführt werden? Werden Sonderprüfungen von der BNetzA oder den Be-ratern durchgeführt und sind Datenanpassungen möglich?

� In welcher Form werden noch Korrekturen an den Strukturparametern vorgenommen (z. B. um Bruchteilseigentum, Leerstände, Bodenklassen), um diese mit den Kosten (ab-züglich dnbK) vergleichbar zu machen?

� Wie werden Aufwands- und Strukturparameter aufgrund von singulär genutzte Betriebs-mitteln und Investitionsmaßnahmen im Effizienzvergleich berücksichtigt?

� Wer übernimmt diese Korrektur der Parameterberechnungen zum «Vergleichbarmachen» der Strukturparameter mit den Aufwandsparametern: die BNetzA oder die Berater?

� Wie werden die betroffenen Netzbetreiber über die Korrekturen informiert?

Forderungen

� Die Netzbetreiberdaten müssen hinsichtlich ihrer Aufwands- und Strukturparameter kon-sistent sein. Dies betrifft insbesondere den Umgang mit den Parametern aufgrund von singulär genutzten Betriebsmitteln, Investitionsmaßnahmen nach § 23 ARegV, der „ver-sorgten Fläche“ sowie den Personalzusatzkosten der Netzbetreiber.

� Alle Aufwands- und Strukturparameter inkl. der anderweitig erhobenen oder berechneten Parameter (z. B. Bodenklassen) sind den Netzbetreibern als elektronische Datenquittung im Excel-Format zur Verfügung zu stellen.

� Die Definitionen aller im Rahmen der Kostentreiberanalyse und Effizienzberechnungen verwendeten Parameter und Aggregate oder berechnete Parameter müssen zeitnah do-kumentiert und für jeden Netzbetreiber nachvollziehbar sein, damit das Effizienzmodell angemessen beurteilt werden kann.

� Alle bisher durchgeführten Prüfungs- und Rechenschritte zur Kostentreiberermittlung müssen noch einmal anhand des finalen Datensatzes wiederholt werden. Sollten noch Anpassungen an den Strukturparametern zur Herstellung der Vergleichbarkeit vorge-nommen werden, sind diese hinsichtlich ihrer Berechnung offenzulegen und den Netzbe-treibern zu quittieren und müssen im Rahmen der Kostentreiberanalyse als potenzielle Vergleichsparameter einfließen.

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6 Heterogenität der Netzbetreiber

Die Branche der Verteilnetzbetreiber Strom ist in Deutschland von einer besonders hohen Heterogenität gekennzeichnet. Die Komplexität und Heterogenität hat unter Anderem durch die verschiedenen Anforderungen der Energiewende seit dem letzten Effizienzvergleich deut-lich zugenommen. Die Netzbetreiber sind in ihrer Versorgungsaufgabe dadurch individuell unterschiedlich, aber zum Teil sehr intensiv betroffen. Daher ist es wichtig, dass das ange-wendete Effizienzmodell über eine angemessene Anzahl sachgerechter Vergleichsparameter diese Heterogenität und Komplexität entsprechend berücksichtigt. Dies ist auch über die der-zeitige Ausgestaltung und Anwendung von § 15 ARegV nicht zu heilen.

Im Rahmen der Konsultation wurden wesentliche Heterogenitäten in der Parametrierung nicht berücksichtigt. Bei einer rein statistischen Kostentreiberanalyse finden Heterogenitäten, die nicht den überwiegenden Teil der VNB betreffen, nach Aussage von BNetzA-Gutachter Herrn Prof. Bogetoft im Rahmen der Konsultation keinen Niederschlag. Die Methoden sind daher derzeit so parametriert, dass eine möglichst geringe Anzahl von Parametern zum Tra-gen kommt, die Berücksichtigung von Heterogenitäten also systematisch vermieden wird.

Dezentrale Erzeugung und Erneuerbare Energien

Der Gesetzgeber fördert in erheblichem Umfang und mit erheblichem Aufwand die Steige-rung der dezentralen Einspeisung u.a. durch Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), Photovoltaik (PV) und Wind. Die Netzbetreiber werden zum Anschluss der Anlagen und zur Ableitung der Energie verpflichtet. Den betroffenen Netzbetreibern werden somit erhebliche finanzielle An-strengungen abverlangt, der Gesetzgeber ist aber auch gewillt, diese in der Erlösobergrenze der einzelnen VNB zu berücksichtigen (s. §10 und §23 ARegV). Finden die Kosten für KWK, PV und Wind (alle Spannungsebenen) jedoch keinen Niederschlag in der Parametrierung, würde auch einem effizienten VNB die Refinanzierung seiner Investitionen verwehrt werden.

Netzkosten, die auf gesetzliche Vorgaben zurückzuführen sind, dürfen somit nicht als ineffi-ziente Kosten gewertet werden. Um dies auszuschließen, ist es von fundamentaler Bedeu-tung, dass diese Kosten adäquat im Effizienzvergleich der Verteilnetzbetreiber berücksichtigt werden.

Die Höhe der Netzausbaukosten aufgrund von dezentraler Erzeugung (DE) sind losgelöst vom jeweiligen Energieträger. Aus netzwirtschaftlicher Sicht ist daher nicht ersichtlich, warum lediglich Netzausbaukosten durch Windkraftanlagen der Mittelspannung Eingang in den Effi-zienzvergleich finden sollen und Ausbaukosten beispielsweise aufgrund von KWK oder PV zu Lasten der Effizienz des Netzbetreibers gehen.

Analog zum Effizienzvergleich des Jahres 2008 ist es erforderlich, dass die installierte Leis-tung DE (zumindest aggregiert) über alle Energieträger in das Effizienzmodell einfließt. Sollte sich aufgrund der Heterogenität der Netzbetreiber zeigen, dass eine bestimmte Erzeugungs-art besonderer Beachtung bedarf, so ist diese aus dem aggregierten Parameter herauszu-nehmen und separat zu berücksichtigen.

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Darüber hinaus sind VNB je nach geographischer Lage in Deutschland (im Norden und Os-ten Wind, im Süden und teils im Osten mehr PV, in der Stadt tendenziell mehr KWK, sowie PV eher auf dem Land) unterschiedlich stark betroffen. Diese vom Gesetzgeber geforderte und geförderte Heterogenität sollte bei der Parametrierung des Effizienzvergleichs berück-sichtigt werden.

Die Topologie eines Netzes und damit seine Kosten werden im Grundsatz von der Anzahl und Ausprägung der Einspeise- und Anschlusspunkte bestimmt. Es ist daher notwendig, nicht nur Anschlusspunkte sondern auch die Einspeisepunkte im Effizienzmodell zu verwen-den.

Abgrenzung HS-Ebene

Die Hochspannungsnetzebene bildet fast ausschließlich die oberste Spannungsebene der Verteilnetze in Deutschland. Es sind allerdings relativ wenige VNB davon betroffen, diese im Rahmen ihrer Kostenstruktur aber sehr stark. Aufgrund sehr verschiedener gebietsstrukturel-ler Gegebenheiten (Verteilung/Ballung der Netzdichte) erscheint es nicht sachgerecht, die kostentreibende Wirkung der Hochspannungsebene nur über die spannungsebenen-übergreifend aggregierten Parameter wie z.B. Höchstlast oder Fläche abzubilden. Die Netz-länge ist zwar – wenn auch nur in sehr begrenztem Maße – beeinflussbar, eine Alternative, die die gebietsstrukturellen Gegebenheiten in hinreichendem Maße berücksichtigen würde, liegt jedoch nicht vor. Die Verwendung von Hochspannungsleitungen ist in Deutschland si-cher keine Besonderheit, die, wie von der BNetzA während der Konsultation geäußert, nur noch im Rahmen des §15 ARegV Berücksichtigung finden sollte. Im Rahmen der Effizienz-analyse sollte daher ein Parameter berücksichtigt werden, der die Netzlänge Hochspannung disaggregiert wiedergibt.

Eine Aggregation von Leitungslängen über mehrere Spannungsebenen hinweg und die Agg-regation von Kabel und Freileitungen sind nicht sachgerecht, da die spezifischen Kosten zwi-schen den Spannungsebenen und zwischen Kabel und Freileitungen nicht vergleichbar sind. Zudem variieren die jeweiligen Anteile zwischen den Unternehmen stark. Sowohl die Investi-tions- als auch die Betriebskosten unterscheiden sich pro Kilometer (km) zwischen den Spannungsebenen um Größenordnungen. Demzufolge sind die entsprechenden Strukturpa-rameter für eine Aggregation nicht geeignet.

Höhere Versorgungsdichte städtischer VNB

Bei der städtischen Versorgungsaufgabe, die von einer höheren Lastdichte gekennzeichnet ist, hat die Kapazität der Umspannstationen und Transformatoren eine kostentreibende Wir-kung. Je nach Kapazität kann es zu Kostenunterschieden im siebenstelligen Bereich kom-men. Die BNetzA-Gutachter beschränken sich bei der ingenieurtechnischen Analyse der kos-tentreibenden Parameter auf die Anzahl der Umspannstationen. Sachgerechter wäre es, ebenfalls die Transformatorkapazität auf ihre kostentreibende Wirkung hin zu überprüfen und ggf. im Effizienzmodell zu berücksichtigen.

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Daneben werden die Mess- und Abrechnungskosten, die bei einer städtischen Versorgungs-aufgabe zehn bis fünfzehn Prozent der Gesamtkosten betragen können, von dem Parameter Anschlusspunkte allenfalls unzureichend erklärt. Um sicherzustellen, dass die Mess- und Abrechnungskosten im Effizienzvergleich angemessen berücksichtigt werden, sind weitere Parameter wie z.B. die Anzahl der Zählpunkte zu prüfen, die im Zusammenhang mit diesen Kosten stehen.

Vollständige Berücksichtigung des versorgten Gebietes

Gemäß §13 ARegV ist die Fläche des versorgten Gebietes bei der Parametrierung des Effi-zienzvergleiches zu berücksichtigen. Diese betrifft nicht nur die Niederspannung, sondern auch Mittel- und Hochspannung. Die von Mittel- und Hochspannung durchdrungene Fläche unterscheidet sich zudem signifikant von der versorgten Fläche in der Niederspannung, eine alleinige Nutzung eines der Parameter könnte somit zu Verzerrungen führen.

Forderungen

� Über die installierte Leistung aus Windenergie in der Mittelspannung hinaus ist auch die installierte Leistung aller anderen Erneuerbaren Energien und aus KWK-Anlagen in allen Spannungsebenen bei der Parametrierung zu berücksichtigen. Ebenfalls ist die Wirkung der Einspeisepunkte zu überprüfen und ggf. im Effizienzmodell zu berücksichtigen.

� Die Netzlängen sind sowohl nach den unterschiedlichen Spannungsebenen als auch nach Kabel und Freileitungen separat zu betrachten und entsprechend im Effizienzver-gleich mit aufzunehmen. Disaggregierte Größen, die die Hochspannungskabellänge und –freileitungen wiedergeben, sollten berücksichtigt werden.

� Parameter, die eine hohe Versorgungsdichte und –struktur abbilden, sind zu untersuchen und ggf. zu berücksichtigen. Beispiele dafür sind Zählpunkte, sowie Trafoanzahl und Ka-pazität der Trafostationen.

� Es ist zu prüfen, ob zusätzlich ein Flächenparameter berücksichtigt werden muss, der die Fläche des versorgten Gebietes in Mittel- und Hochspannung wiedergibt.

Erstmaliger Einbezug der DB Energie GmbH in das Benchmarking der Verteilnetzbetreiber

Die BNetzA hat die DB Energie GmbH nach letztinstanzlicher Entscheidung des Bundesge-richtshofes (BGH) aus dem Jahre 2010 bereits zum 01. Februar 2011 zur Realisierung des Lieferantenwechsels in ihren 50Hz-Netzgebieten verpflichtet. Die DB Energie GmbH betreibt nach eigenen Angaben an etwa 2.000 Standorten in Deutschland 50Hz-Stromversorgungsnetze auf der Mittel- und Niederspannungsebene als sogenannte ge-schlossene Verteilernetze. Zu Beginn des Jahres 2012 wurde durch die BNetzA schließlich auch der Zugang zum 110kV/16,7-Hz-Bahnstromnetz für dritte Unternehmen geöffnet. Die-ses Bahnstromnetz hat nach Angaben der DB Energie eine Länge von 7.760 km und er-streckt sich nahezu über die gesamte Bundesrepublik. Mit Datum vom 29. Februar 2012

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wurde der DB Energie GmbH schließlich für die Jahre 2009 bis 2013 ein entsprechender Erlösobergrenzenbescheid für die erste Regulierungsperiode übersandt.

Im Zusammenhang mit dem aktuellen Effizienzvergleich stellen sich in diesem Zusammen-hang bzgl. der Vergleichbarkeit der im Benchmarking enthaltenen Daten sowie der Ermittlung einzelner Strukturparameter folgende Fragen:

� Die Ausgestaltung des Bahnstromnetzes als reines Hochspannungsnetz mit den entspre-chenden Umformer- bzw. Umrichterwerken an den Kuppelstellen zum öffentlichen 110/380 kV-Netz sowie die sogenannten Unterwerke als Übergang zu den 15-kV-Oberleitungen und die kompakte Versorgungsaufgabe in den geschlossenen Verteiler-netzen dürfte im Vergleich mit den anderen Netzbetreibern sehr außergewöhnlich sein. Ist das Unternehmen nach Auffassung der BNetzA bzgl. der Versorgungsaufgabe mit den anderen Verteilnetzbetreibern vergleichbar bzw. bei den bisherigen Analysen als Ausrei-ßer aufgefallen?

� Ist die DB Energie im aktuellen Effizienzvergleich als Unternehmen enthalten und wenn ja mit welchen Netzen?

� Wie wird für die DB Energie auch in Analogie zu den anderen Verteilnetzbetreibern bei-spielsweise die versorgte Fläche oder die Trassenlänge ermittelt?

Forderungen

Aufgrund von technisch-wirtschaftlichen Bewertungen sollte die DB Energie GmbH nicht am Effizienzbenchmarking teilnehmen.

7 Parameterwahl

Unter den 185 Stromnetzbetreibern, die in den Vergleich der BNetzA eingehen, sind bei den kostentreibenden Parametern signifikante Unterschiede festzustellen. Diese Unterschiede werden von den Beratern der BNetzA in ihrer Modellierung nur sehr beschränkt abgebildet. Offensichtlich streben die Gutachter an, die Kostenentwicklung mit möglichst wenigen Para-metern zu erklären. Aus diesem Grund ziehen sie Parameter heran, die zwar für eine Viel-zahl von Unternehmen eine erklärende Funktion haben; andere Parameter, die bei einer Gruppe von Unternehmen ebenfalls relevant sind, bei diesen zudem eine signifikante erklä-rende Funktion haben, treten dagegen in den Hintergrund. Zunächst einmal ist in diesem Zusammenhang jedoch festzustellen, dass Besonderheiten im Sinne des §15 ARegV hier nicht unter dem Begriff der Inhomogenität subsummiert verstanden werden.

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Grundlegender Ansatz zur Modellfindung

Die Modellfindung anhand eines unrestringierten und eines ARegV-restringierten Ansatzes sollte nicht allein auf einer statistischen Kostentreiberanalyse erfolgen, sondern auch ingeni-eurwissenschaftliche Überlegungen berücksichtigen. Dies ist insbesondere vor dem Hinter-grund der sich ändernden Netzstrukturen erforderlich. So ist beispielsweise dem Ausbau der installierten Leistung aus dezentraler Erzeugung sowie geänderten Anforderungen an die Kapazitäten der Netze Rechnung zu tragen, die sich in den Kosten der Unternehmen wieder-spiegeln. Im Zuge der Modellfindung ist sicherzustellen, dass nicht gewisse Gruppen von Netzbetreibern benachteiligt werden. Das von den Beratern erwähnte „Vorsichtsprinzip“ ist im Sinne der Erreichbarkeit und Übertreffbarkeit nach § 23 EnWG bei der Definition des Modells und der Effizienzmessung anzuwenden. Das genaue Vorgehen der Parameterwahl und die Reihenfolge zur Überprüfung der Parameterkandidaten ist den Folien sowie dem Vortrag der Berater nur ansatzweise zu entnehmen. Welche Modelle genau untersucht wurden und mit welchen Ergebnissen hinsichtlich der präsentierten Anforderungen (Folie 27) und Gütekriteri-en (Folie 30) ist nicht ersichtlich. Der Ausweis von Listen aller Parameterkandidaten sowie der Reihenfolge ihrer Überprüfung ist notwendig, um den Prozess der Modellfindung adäquat beurteilen zu können. Insbesondere ließe sich nur so untersuchen, inwieweit bei der Auswahl der Modellparameter Pfadabhängigkeiten eine Rolle spielen, da das durchgeführte stufen-weise Verfahren nicht zu einem einzigen konsistenten Modell führt.

Funktionale Form und Einfluss von Ausreißern

In den Kostentreiberanalysen wurden alle Modelle auf Basis von Niveaukostenfunktionen untersucht. Die Auswahl für oder gegen einzelne Parameter erfolgte in diesem iterativen Pro-zess der Modellfindung mittels statistischer Kriterien wie die Signifikanz der Koeffizienten, das R² oder das BIC als weitere Gütemaße. Es ist unwahrscheinlich, dass sich bei Verwen-dung einer normierten (zum Beispiel auf Anschlusspunkte, Zählpunkte, Netzlänge etc.) oder einer logarithmierten Kostenfunktion die gleichen Vergleichsparameter als wichtig erweisen. Vor dem Hintergrund, dass die Effizienzberechnungen in der SFA zur Korrektur um Größen-effekte dann auf Basis einer normierten Funktion erfolgen sollen, ist es zielführend die glei-che funktionale Form auch bei der Kostentreiberanalyse zu verwenden oder zumindest un-terschiedliche Funktionen zu prüfen.

Des Weiteren geht aus der Dokumentation nicht klar hervor, ob alle Modelle im Rahmen der Kostentreiberanalyse um Ausreißer bereinigt wurden. Gemäß der Aussage der Berater wur-den die Modelle mit robuster Regression zur Reduktion des Einflusses auffälliger Unterneh-men nicht anhand der genannten Kriterien (Folie 32) überprüft. Es ist daher davon auszuge-hen, dass die Auswahl der Modellparameter auf (möglicherweise verzerrten) Schätzergeb-nissen inklusive potentieller Ausreißer beruht. Da sich die Koeffizienten und Standardfehler, die zur Beurteilung, ob ein Parameter aufgenommen wird oder nicht, ändern je nachdem ob Ausreißer enthalten sind, ist dieses Vorgehen als äußerst kritisch zu erachten. Den Hinweis, dass man doch alle Berechnungen der Kostentreiberanalyse um Bereinigung der Cook’s-

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Distance-Auffälligen durchführen musste, haben die Berater aufgenommen und bestätigt, dass dies bislang noch nicht so durchgeführt wurde.

Parameterauswahl

Für jeden Analyseansatz (restringiert und unrestringiert) wird jeweils ein aggregiertes sowie ein disaggregiertes Modell für beide Kostenbasen vorgestellt (vgl. Folie 49 und 50). Aus den Tabellen ist nicht ersichtlich, warum ausgerechnet die installierte Leistung dezentraler Erzeu-gung aus Windenergie statistisch signifikant ist (im Totex-Modell nur auf der MS-Ebene, im STotex-Modell die Summe über alle Ebenen). Ob andere Erzeugungsarten statistisch signifi-kant sind, ist nicht ersichtlich. Zudem ist nicht nachvollziehbar, warum im disaggregierten Modell des restringierten Verfahrens auch aggregierte Parameter Eingang finden (Kabel Summe und Kabel HS; Folie 50). Des Weiteren ist unklar, ob die Leitungslängen (Kabel und/oder Freileitungen) auf der MS-Ebene nicht signifikant sind. Bezeichnend ist, dass im Fall der robusten Regression weniger Parameter statistisch signifikant sind. Es ist nicht aus-zuschließen, dass sich eine andere Parameterauswahl ergeben hätte, wenn Ausreißer aus-geschlossen worden wären. Im disaggregierten Modell (Totex) des restringierten Ansatzes sind offenbar gar keine signifikanten Parameter vorhanden, wenn eine robuste Regression durchgeführt wird. Einige vorgestellte Modelle weisen zudem Heteroskedastizität auf, es werden jedoch keine Aussagen darüber gemacht, was dagegen unternommen wird. Der Er-klärungsgehalt gemäß R² kann basierend auf Niveauvariablen nicht zum Modellvergleich verwendet werden, da dieser typischerweise immer in den hohen 90%-Bereichen zum Liegen kommt. Die Vollständigkeit der Parameter ist bei vielen der vorgestellten Modelle verletzt, auch hier gibt es keinen konkreten Hinweis, wie mit dem Problem umgegangen werden soll.

Gemäß Aussage der Berater werden die aus der Kostentreiberanalyse resultierenden Model-le für Benchmarkingberechnungen in SFA und DEA noch weiter angepasst, vornehmlich auf Basis von Second-Stage-Analysen und den daraus gewonnenen Erkenntnissen zu fehlenden Parametern. Das genaue Vorgehen zur Adjustierung der Modelle aus der Kostentreiberana-lyse zu «funktionierenden» Modellen in DEA und vor allem SFA wird weder aus den Folien noch den Ausführungen der Berater deutlich.

Offene Fragen

� Welche Parameter (aggregiert und disaggregiert) wurden im Einzelnen im Rahmen des unrestringierten Verfahrens sowie des ARegV-restringierten Verfahrens untersucht und wie wurde vermieden, dass Pfadabhängigkeiten bestehen?

� Wurden alle Modellrechnungen der Kostentreiberanalyse bereinigt um Ausreißer oder als robuste Regression durchgeführt und erfolgte die Beurteilung der Modellgüte und Ent-scheidung über die Hinzunahme oder das Weglassen einzelner Unternehmen auf Basis dieser Modelle?

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� Sind für die Kostentreiberanalyse Variablen als Niveaugröße verwendet worden oder normierte bzw. logarithmierte Größen, wie sie anschließend zur Vermeidung von Grö-ßeneffekten im Effizienzmessungsmodell Eingang finden?

� Wurden Unternehmen in den Kostentreiberanalysen aufgrund besonderer Auffälligkeiten a priori ausgeschlossen (die Berater deuteten am Konsultationstermin an, dass zwei Un-ternehmen in allen Berechnungen vorab ausgeschlossen wurden) und wenn ja, wie soll mit diesen Unternehmen dann bei den Effizienzberechnungen umgegangen werden? In welcher Form werden die korrigierten Parameter (z. B. um Bruchteilseigentum, Leerstän-de, Bodenklassen, singuläre Betriebsmittel, Investitionsmaßnahmen nach § 23 ARegV) im Rahmen der Kostentreiberanalyse auf ihre Eignung als Modellparameter untersucht? In welchem Analysestadium ist angedacht, weitere alternative Parameter aufzunehmen oder unterschiedliche Korrekturen der Bodenklassen, Leerstände etc. durchzuführen?

� Warum sind in der Korrelationstabelle auf Folie 38 nicht alle in der Kostentreiberanalyse untersuchten Variablen, insbesondere disaggregierte Parameter, enthalten?

Forderungen

� Für die Kostentreiberanalyse sollte die gleiche funktionale Form verwendet werden, wie dann auch bei den Effizienzberechnungen unterstellt wird. Außerdem sind alle Modelle unter Ausschluss der Ausreißer zu rechnen, damit die Auswahl der Parameter nicht auf Basis verzerrter Schätzergebnisse getroffen wird.

� Um den Prozess der Modellfindung nachvollziehen zu können, ist eine genauere Erläute-rung der einzelnen Schritte mit Zwischenergebnissen erforderlich.

� Bei der Auswahl der Modellparameter ist sicherzustellen, dass neben rein statistischen Kriterien auch energiewirtschaftliche Überlegungen einfließen. So sind «vollständige» Modelle zu prüfen, die die verschiedenen Dimensionen der Netzbetreiber (z. B. nach Spannungsebenen) ausreichend abbilden.

� Um die Heterogenität der Versorgungsaufgabe und die sich ändernden Rahmenbedin-gungen im Modell adäquat abzubilden, sind verschiedene Parameter zu prüfen.

� Die Zwischenergebnisse aller Berechnungen bezüglich der Parameterwahl sowie die re-sultierende Modellgüte und Effizienzwertverteilungen sind offen zu legen.

8 Effizienzberechnungen

Vorgehen

Das konkrete Vorgehen zur Effizienzberechnung ist wenig detailliert beschrieben und die Auswahl und der Detaillierungsgrad der ausgewiesenen Ergebnisse sind relativ beschränkt. Eine fundierte Beurteilung der durchgeführten Analysen ist nicht möglich. So werden

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beispielsweise weder Schätztabellen der SFA-Berechnungen präsentiert noch Durchschnittseffizienzen der Methoden DEA und SFA und Kostenbasen für die Modelle dar-gestellt. Es werden lediglich Modelle aus dem ARegV-restringierten Ansatz präsentiert und ausgehend von einem «Startmodell» («AV2 komplett») Erweiterungen um Leitungslängendif-ferenzierungen («AV2 mit Leitungslängen») und mit Umspannstationen («AV2 mit Umspann-stationen») untersucht, die sich offenbar aufgrund von Second-Stage-Analysen ergeben. Ergebnisse dieser Second-Stage-Analysen, die gemäß Aussagen der Berater auf den best-abgerechneten Effizienzwerten durchgeführt wurden, werden ebenfalls nicht explizit ausge-wiesen. Angesichts der Aussage, dass belastbare Effizienzwerte in der SFA noch nicht be-rechnet werden konnten, stellt sich die Frage nach der Zulässigkeit und vor allem Aussage-kraft der Second-Stage-Analysen auf bestabgerechneten Effizienzwerten.

Nicht dargestellt ist zudem eine Zusammenstellung aller überprüften Parameter und struktu-rellen Eigenschaften. Eine vertiefte Erläuterung für die «Partialbetrachtung» der installierten Leistung aus Windenergie wurde von den Beratern nicht gegeben, außer dass der Aspekt der installierten Leistung noch weiter untersucht werden müsse. Gleiches gilt für die Aggre-gation der Freileitungen über die Spannungsebenen.

Stochastic-Frontier-Analyse und Data-Envelopment-Analyse

Insbesondere die Umsetzung der SFA scheint noch nicht weit vorangetrieben zu sein. Zum Einen wird nicht ausgewiesen, ob eine Ausreißeranalyse gemacht wurde und falls ja auf Ba-sis welcher funktionalen Form, welchen Grenzwerten und wie viele Unternehmen so ausge-schlossen wurden. Auch die unterstellte Verteilungsannahme für den Ineffizienzterm wird nicht explizit dokumentiert und es werden keine Schätzergebnisse gezeigt. Offenbar wurden gemäß der Aussagen der Berater alle Berechnungen unter Annahmen einer gestutzten Nor-malverteilungsannahme durchgeführt, dabei schienen die log-linearen Modelle «besser zu funktionieren» als die auf Anschlusspunkte normierten Modelle. Alternative Normierungsvari-anten (z. B. Zählpunkte, Leitungslänge) wurden auf Nachfrage offenbar ebenfalls nicht durchgeführt. Gemäß Aussagen der Berater handelt es sich bei den ausgewiesenen Durch-schnittseffizienzwerten von rund 84 Prozent um bestabgerechnete Effizienzwerte, wobei die Durchschnittseffizienz in der SFA gemäß den Folien 66, 68 und 69 niedriger ausfällt als bei der DEA. Angesichts der vorherrschenden Konvergenzprobleme, erscheinen die SFA-Effizienzwerte jedoch als nicht robust. Zum besseren Verständnis der SFA-Modelle sowie deren Beurteilung müssen umfangreichere Ergebnisse zu den Schätzresultaten sowie den Ergebnissen präsentiert werden.

Zur Methode der DEA wurden – außer einer kurzen Erläuterung der Ausreißeranalyse ge-mäß Anlage 3 der ARegV – keine konkreteren Aussagen gemacht. Ohne eine Verteilung der Effizienzwerte und Angaben zur Verteilung der Supereffizienzwerte, der Anzahl der Ausrei-ßer, Unternehmen mit Effizienzwerten unter 60 Prozent sowie Informationen zur Verteilung der Outputgewichte lassen sich die bisherigen Ergebnisse nicht beurteilen.

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Offene Fragen

� Mit wie vielen Unternehmen wurden die DEA-und SFA-Berechnungen jeweils durchge-führt?

� Wie ist die Verteilung der DEA-Supereffizienzwerte (Mittelwert, Median, Minimum, Anzahl Unternehmen mit Effizienzwert von 100% bzw. unter 60%) und wie viele Ausreißer wer-den in den untersuchten DEA-Modellen identifiziert?

� Welche Verteilungsannahme wurde in der SFA für den Ineffizienzterm unterstellt und wurden entsprechende Sensitivitätsanalysen durchgeführt? Wurden neben der log-linearen Kostenfunktion und der auf Anschlusspunkte normierten Funktion auch weitere Normierungsparameter untersucht?

� Welcher Grenzwert wurde für die Cook’s Distance zur Identifikation von Ausreißern ver-wendet und wurde dieser auf Basis der gleichen Kostenfunktion (normiert auf Anschluss-punkte oder logarithmiert) in der OLS-Schätzung identifiziert? Wurden verschiedene Grenzwerte angesetzt?

� Wie viele Unternehmen werden als SFA-Ausreißer identifiziert und wie wird der Effizi-enzwert der SFA-Ausreißer bestimmt?

� Wie ist die Verteilung der SFA-Effizienzwerte (Mittelwert, Median, Minimum, Maximum, Anzahl Unternehmen mit Effizienzwert unter 60%)?

� Wie ist zu erklären, dass die SFA-Effizienzwerte rund 10 Prozentpunkte unter den DEA-Effizienzwerten liegen, wenn bei der SFA Konvergenzprobleme auftreten?

� Handelt es sich bei den ausgewiesenen Durchschnittseffizienzwerten um bestabgerech-nete Effizienzwerte von 2 Methoden und 2 Kostenbasen, jeweils nach Ausreißerbereinigung? Welche Effizienzwerte wurden den Ausreißern gesetzt und fließen diese in die Durchschnittsbildung ein?

� Wurden die Second-Stage-Analysen auf Basis von bestabgerechneten Effizienzwerten vorgenommen und wenn ja, wie wurde in den Fällen vorgegangen, in denen sich aus den Modellen bei mangelnder Konvergenz keine belastbaren SFA-Effizienzwerte generieren ließen?

� Welches Vorgehen ist angedacht, um die SFA «zum Laufen zu bringen» und belastbare SFA-Effizienzwerte zu berechnen?

Forderungen

� Zur Beurteilung der Effizienzmodelle ist klar darzulegen, wie auf Basis der Erkenntnisse aus der Kostentreiberanalyse das Modell für den Effizienzvergleich abgeleitet wird.

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� Es ist auszuweisen, wie sich die Effizienzwerte der SFA bei Annahme einer Verteilung aus der exponentiellen Familie für die Ineffizienzterme im Vergleich zur Annahme einer Variante der Normalverteilung verhalten und zu begründen, weshalb die gestutzte Nor-malverteilung verwendet wurde.

� Es ist aufzuzeigen, welche weiteren Normierungsfaktoren neben den Anschlusspunkten getestet wurden und mit welchem Ergebnis. Zumindest die Parameter Anzahl der Zähl-punkte, Leitungslänge und versorgte Fläche sind zu untersuchen.

� Alle Annahmen zur Berechnung der SFA sowie Erkenntnisse aus den Sensitivitätsanaly-sen mit unterschiedlichen funktionalen Formen (Normierungsparametern), Verteilungsan-nahmen und verschiedenen Kriterien zur Bestimmung der Ausreißer sind auszuweisen.

� Die Verteilungsinformationen (Balkendiagramme und statistische Maße wie Mittelwert, Standardabweichung, Anzahl Unternehmen unter 60%, Anzahl Unternehmen mit 100%, Anzahl Ausreißer) der Effizienzergebnisse aus den vier Modellen (2 Methoden, 2 Kosten-basen) müssen ausgewiesen werden.

� Für die vorgeschlagenen Modelle sind umfangreiche Second-Stage-Analysen zur Beurtei-lung etwaiger systematischer Verzerrungen der Effizienzwertverteilungen durchzuführen. Hierzu ist eine Liste aller untersuchten Parameter sowie der Ergebnisse auszuweisen.

9 FAZIT

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass die Bundesnetzagentur und ihre Berater dem Anspruch einer umfassenden Transparenz bei der Ermittlung der Effizienzwerte völlig unzu-reichend nachgekommen sind. Effizienzvorgaben stellen einen wesentlichen Eingriff in die Wirtschaftlichkeit der Netzbetreiber dar und sind für die Unternehmen eine große Bürde vor dem Hintergrund zukünftiger Herausforderungen bedingt insbesondere durch die Energie-wende.

Durch die vorgeschaltete erneute Kostenprüfung sind die Kosten der Netzbetreiber bereits deutlich gesenkt worden. Auch die bisherigen Bemühungen der Verteilnetzbetreiber, ihren Effizienzanforderungen nachzukommen, werden durch die vorgestellten niedrigen Effizienz-werte konterkariert.

Die Bundesnetzagentur hat sicher zu stellen, dass eine sachgerechte, in allen Belangen nachvollziehbare Ermittlung der Effizienzwerte erfolgt, deren Erreichbarkeit möglich ist. Die Absenkung der Durchschnittseffizienz im Vergleich zum ersten Effizienzvergleich vor 5 Jahren um mehr als 7 Prozentpunkte ist völlig unplausibel und daher nicht akzepta-bel.

Die Verbände fordern die Bundesnetzagentur und deren Berater auf, die in der Stellungnah-me angesprochenen Fragen umfassend zu klären und Ungereimtheiten zu beseitigen. Auch

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die geforderten tiefergehenden Untersuchungen sollten zeitnah vorgelegt und in einem weite-ren physischen Abstimmungstermin vorgestellt und diskutiert werden.

Ansprechpartner:

BDEW

Katja Hintz Telefon: +49 30 300199-1663 katja.hintz@bdew.de

VKU

Victor Fröse Telefon: +49 30 585 80-195 froese@vku.de

GEODE

Petra Walter Telefon: +49 30 6112840-70 info@geode.de