Entwicklung der Konzessionsabgaben - Stadtwerke Unna
Entwicklung der Konzessionsabgaben - Stadtwerke Unna
Entwicklung der Konzessionsabgaben - Stadtwerke Unna
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© Jänig 2007<br />
Ausblick:<br />
Anfor<strong>der</strong>ungen an die<br />
Energieversorger und Kommunen –<br />
Künftige <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong><br />
Netznutzungsentgelte und<br />
<strong>Konzessionsabgaben</strong><br />
Prof. Dr. Christian Jänig<br />
c/o <strong>Stadtwerke</strong> <strong>Unna</strong> GmbH<br />
Vortrag im Rahmen <strong>der</strong> Veranstaltung „Konzessionsverträge und -abgaben“<br />
am 17. Januar 2007 in Berlin
2<br />
Agenda<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Netzentgelte<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> <strong>Konzessionsabgaben</strong><br />
• Anfor<strong>der</strong>ungen an den künftigen Rechts- und<br />
Regulierungsrahmen für Strom und Gas<br />
• Zukünftige Situation <strong>der</strong> EVU und Gemeinden<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Strom- und Gaspreise
3<br />
Agenda<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Netzentgelte<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> <strong>Konzessionsabgaben</strong><br />
• Anfor<strong>der</strong>ungen an den künftigen Rechts- und<br />
Regulierungsrahmen für Strom und Gas<br />
• Zukünftige Situation <strong>der</strong> EVU und Gemeinden<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Strom- und Gaspreise
4<br />
• § 21 EnWG:<br />
Netznutzungsentgelte:<br />
gesetzliche Vorgaben (1)<br />
Netzentgelte müssen angemessen, diskriminierungsfrei,<br />
transparent und günstig sein<br />
Netzentgelte werden auf ein Kostenniveau begrenzt,<br />
das dem eines effizienten und strukturell vergleichbaren<br />
Netzbetreibers entspricht.<br />
Effizienzvorgaben beziehen sich nur auf<br />
„Wettbewerbskosten“ (einschließlich Kapitalkosten)<br />
Genehmigungsverfahren auf Basis einer kostenbasierten<br />
Kalkulation inkl. fester Eigenkapitalrendite
5<br />
• § 21a EnWG:<br />
Netznutzungsentgelte:<br />
gesetzliche Vorgaben (2)<br />
durch Rechtsverordnung können Entgelte auch durch<br />
eine Anreizregulierung bestimmt werden<br />
die Anreizregulierung beinhaltet die Vorgabe maximal<br />
zulässiger Netzentgelte (Price Cap-Regulierung) o<strong>der</strong><br />
Gesamtumsatzerlöse (Revenue Cap-Regulierung)<br />
die Länge <strong>der</strong> Regulierungsperioden muss zwischen<br />
zwei Jahren und fünf Jahren liegen<br />
Differenzierung in beeinflussbare und nicht beeinflussbare<br />
Kosten bei <strong>der</strong> Ermittlung des Caps
6<br />
Netznutzungsentgelte:<br />
gesetzliche Vorgaben (3)<br />
• § 21a EnWG:<br />
Effizienzvorgaben berücksichtigen:<br />
- bestehende Effizienz<br />
- objektive strukturelle Unterschiede<br />
- gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt<br />
- Versorgungsqualität und Qualitätsvorgaben<br />
- Boni/Mali für Verstöße gegen Qualitätsvorgaben<br />
- zumutbare Maßnahmen zur Erreichung bzw. Übertreffung<br />
<strong>der</strong> Effizienzziele
7<br />
Eckpunkte <strong>der</strong><br />
Anreizregulierungsverordnung<br />
• Erlösobergrenzenregulierung (Revenue Cap-Regulierung)<br />
• Dauer <strong>der</strong> Regulierungsperioden:<br />
- 1. Phase: Start 01.01.2008, Dauer 3 Jahre<br />
- 2. Phase: erneuter Benchmark, Dauer 3-5 Jahre<br />
- 3. Phase: Yardstick-Competition<br />
• Vereinfachtes Verfahren für kleinere Versorger:<br />
Wahlrecht für Versorger bis 10.000 angeschlossene<br />
Kunden (jeweils bei Strom und Gas) zu Beginn zwischen<br />
- Teilnahme am umfassenden Regulierungssystem<br />
- Kostenregulierung nach NEV<br />
- Erstreckung <strong>der</strong> Vorgaben von an<strong>der</strong>en Unternehmen
8<br />
Revenue Cap-Regulierung<br />
• durch Vorgabe maximal zulässiger Umsatzerlöse sollen<br />
die Netzentgelte von den tatsächlichen individuellen<br />
Kosten <strong>der</strong> Unternehmen durch eine Angleichung aller<br />
Netzbetreiber an das Effizienzniveau des best-practice<br />
Unternehmens abgebaut werden<br />
• Ermittlung <strong>der</strong> Erlösobergrenze mit Hilfe eines Rechenalgorithmus<br />
• Erlösobergrenze ist maximaler Betrag, <strong>der</strong> innerhalb <strong>der</strong><br />
Regulierungsperiode mit Netzentgelten sowie „kostenmin<strong>der</strong>nden<br />
Erlösen“ (aktiv. Eigenleistungen, Auflösung<br />
von BKZ, Nebengeschäfte) verdient werden darf<br />
• Differenz zwischen zulässigen und tatsächlich erzielten<br />
Erlösen wird auf ein Regulierungskonto verbucht, das im<br />
Folgejahr ausgeglichen werden muss
9<br />
P, K<br />
Prinzip des Revenue Cap<br />
P = K P<br />
≠<br />
K<br />
Periode t 0<br />
Regulierungsperiode<br />
Periode t n<br />
t
10<br />
Kostenelemente in <strong>der</strong> Erlösobergrenze<br />
• dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten können we<strong>der</strong><br />
durch Effizienzverbesserungen noch durch Verän<strong>der</strong>ung<br />
struktureller Rahmenbedingungen verän<strong>der</strong>t werden:<br />
- Kosten vorgelagerter Netzbetreiber<br />
- staatlich veranlasste Kosten (Steuern und Abgaben)<br />
- Aufwendungen für Stromeinspeisung (EEG, KWK)<br />
• Vorübergehend nicht beeinflussbare Kosten<br />
berücksichtigen die strukturellen Unterscheide <strong>der</strong><br />
Versorgungsgebiete<br />
• beeinflussbare Kosten sind von Effizienzvorgaben<br />
betroffen, hierzu zählen auch die Kapitalkosten
11<br />
• Differenzierung in Kapitalkosten (CAPEX) und<br />
Betriebskosten (OPEX)<br />
• Abbau <strong>der</strong> OPEX-Ineffizienzen in einer Regulierungsperiode<br />
(3 Jahre)<br />
• Abbau <strong>der</strong> CAPEX-Ineffizienzen in zwei Regulierungs-<br />
perioden<br />
Beeinflussbare Kosten
12<br />
P, K<br />
beeinflussbare OPEX in t 0<br />
beeinflussbare CAPEX in t 0<br />
vorübergehend nicht beeinflussbare Kosten in t 0<br />
dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten in Zeitpunkt t<br />
2007<br />
(Basisjahr t 0 )<br />
Reduktionspfad<br />
Erlösobergrenze in Zeitpunkt t<br />
Ist-Kosten in Zeitpunkt t<br />
2008 2009 2010 2011 2012 2013<br />
t
13<br />
Agenda<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Netzentgelte<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> <strong>Konzessionsabgaben</strong><br />
• Anfor<strong>der</strong>ungen an den künftigen Rechts- und<br />
Regulierungsrahmen für Strom und Gas<br />
• Zukünftige Situation <strong>der</strong> EVU und Gemeinden<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Strom- und Gaspreise
14<br />
Von <strong>der</strong> KAE zur KAV<br />
• KAE vom 04.03.1941<br />
- KA bemisst sich nach Prozentsatz (12% bzw. 1,5%<br />
<strong>der</strong> Roheinnahmen)<br />
- Staffelung nach Einwohnerzahlen aus dem Jahr<br />
1939<br />
- Mindestgewinnerfor<strong>der</strong>nis für KA-Zahlung<br />
• KAV vom 09.01.1992<br />
- KA bemisst sich nach Pfennigbeträgen je gelieferter<br />
kWh<br />
- Staffelung nach aktuellen Einwohnerzahlen sind<br />
maßgeblich<br />
- kein Mindestgewinnerfor<strong>der</strong>nis für KA-Zahlung
15<br />
Agenda<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Netzentgelte<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> <strong>Konzessionsabgaben</strong><br />
• Anfor<strong>der</strong>ungen an den künftigen Rechts- und<br />
Regulierungsrahmen für Strom und Gas<br />
• Zukünftige Situation <strong>der</strong> EVU und Gemeinden<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Strom- und Gaspreise
16<br />
Aus Sicht <strong>der</strong> EVU<br />
• Vereinfachtes Verfahren <strong>der</strong> Regulierung auch für<br />
mittlere EVU (analog zu den Vorschriften des Unbundling)<br />
• Vergleichbarkeit <strong>der</strong> Netzbetreiber sicherstellen<br />
• „Belegenheit“ und „Absatzdichte“ dürfen nicht alleiniges<br />
Strukturklassenmerkmal sein
17<br />
Agenda<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Netzentgelte<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> <strong>Konzessionsabgaben</strong><br />
• Anfor<strong>der</strong>ungen an den künftigen Rechts- und<br />
Regulierungsrahmen für Strom und Gas<br />
• Zukünftige Situation <strong>der</strong> EVU und Gemeinden<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Strom- und Gaspreise
18<br />
Situation <strong>der</strong> EVU<br />
• Gewinn des Stadtwerks besteht aus Vertriebsmarge und<br />
Marge in den Netzentgelten<br />
• Kürzung <strong>der</strong> Marge in den Netzentgelten im Zuge <strong>der</strong><br />
Anreizregulierung<br />
• Vertriebsmarge ist gleich Null<br />
Ł Senkung des Gewinns des Stadtwerks
19<br />
Ł Ausbau <strong>der</strong> Kernkompetenzen<br />
Virtuelles Kraftwerk, IT, Beschaffungsmanagement<br />
Ł Diversifikation<br />
neben Energieversorgung: Energiedienstleistungen,<br />
sonst. Dienstleistungen, kommunale Infrastrukturdienstleistungen,<br />
Beteiligungen im „Upstream-Bereich“<br />
Ł Än<strong>der</strong>ung <strong>der</strong> Investitionstätigkeiten in den<br />
Versorgungsnetzen<br />
Ł Assetmanagement<br />
Strategien <strong>der</strong> EVU<br />
Paradigmenwechsel von <strong>der</strong> vorbeugenden zur<br />
risikoorientierten Instandhaltungsstrategie
20<br />
zyklische Instandhaltung<br />
ereignisorientierte Instandhaltung<br />
zustandsorientierte Instandhaltung<br />
risikoorientierte Instandhaltung<br />
EURO Instandhaltungsstrategien<br />
Wartungsintervalle
21<br />
• Konzessionsabgabe entspricht einem direkten<br />
Mittelzufluss an die Gemeinde<br />
• Gewinnkürzung bei den <strong>Stadtwerke</strong>n bedeutet<br />
Verschlechterung <strong>der</strong> schon jetzt prekären Finanzlage<br />
(HSK)<br />
Situation <strong>der</strong> Gemeinden (1)
22<br />
Ł Gemeinden müssen weiter insbeson<strong>der</strong>e im sozialen<br />
Bereich (Kin<strong>der</strong>gärten, Spielplätze,<br />
Kultureinrichtungen, Schulen, Sportstätten etc.)<br />
Zuschüsse kürzen sowie Investitionstätigkeiten<br />
reduzieren<br />
Ł Abschaffung des Subsidiaritätsprinzips „durch die<br />
Hintertür“<br />
Situation <strong>der</strong> Gemeinden (2)<br />
Ł Reduzierung <strong>der</strong> Wettbewerbsfähigkeit <strong>der</strong> Gemeinden<br />
im Rahmen <strong>der</strong> Globalisierung (Wettbewerb um<br />
Investoren sowie um junge, qualifizierte Arbeitskräfte)
23<br />
Agenda<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Netzentgelte<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> <strong>Konzessionsabgaben</strong><br />
• Anfor<strong>der</strong>ungen an den künftigen Rechts- und<br />
Regulierungsrahmen für Strom und Gas<br />
• Zukünftige Situation <strong>der</strong> EVU und Gemeinden<br />
• <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong> Strom- und Gaspreise
24<br />
65<br />
60<br />
55<br />
50<br />
45<br />
40<br />
35<br />
Preisentwicklung (1)<br />
• Hohe Volatilität des Strommarkts<br />
30.05.2005<br />
30.06.2005<br />
30.07.2005<br />
30.08.2005<br />
30.09.2005<br />
30.10.2005<br />
30.11.2005<br />
30.12.2005<br />
30.01.2006<br />
Base 2007<br />
28.02.2006<br />
30.03.2006<br />
30.04.2006<br />
30.05.2006<br />
30.06.2006<br />
30.07.2006<br />
30.08.2006<br />
30.09.2006<br />
30.10.2006<br />
30.11.2006<br />
30.12.2006
25<br />
• Beobachtung und Analyse <strong>der</strong> auf die <strong>Entwicklung</strong> <strong>der</strong><br />
Strom- und Gaspreise einflussnehmenden Märkte:<br />
- <strong>Entwicklung</strong> des Preises für CO 2 -Zertifikate<br />
- <strong>Entwicklung</strong> des Ölpreises<br />
- <strong>Entwicklung</strong> des Kohlepreises<br />
Ł SPEKULATION<br />
Preisentwicklung (2)
26<br />
Am meisten Energie vergeudet <strong>der</strong> Mensch mit <strong>der</strong><br />
Lösung von Problemen, die niemals auftreten werden.<br />
(William Somerset Maugham)<br />
Die Kuh von A nach B<br />
bringen!?<br />
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!