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Workshop Regulierungsmanagement TP 17 Onlineveranstaltung am 29. Juni 2021 Dipl.-Ing. Oec. Steffen Boche
Agenda
1 Aktuelles
2 EUDE - Interessenvertretung der VNB in der EU
3 Wasserstoff
4 Basisjahr und Kostenprüfung
5 Wahlthema der Netzbetreiber
6 Sonstiges
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 2
Abgabe des Regulierungskontos zum 30.06.2021
Keine Fristverlängerung zur Abgabe des EHB-Regulierungskontos 2020
▪ Vereinzelt Anträge auf Fristverlängerung an die Beschlusskammer zum Regulierungskonto 2020 gestellt.
▪ Es werden angesichts knapper Verfahrensfristen keine förmlichen Fristverlängerungen erteilt werden.
▪ Die Beschlusskammer weist darauf hin, dass der Antrag vollständig, inklusive Erhebungsbogen, bis zum 30.06.2021
zu übermitteln ist.
Möglicherweise sehen einzelne Landesregulierungsbehörden weitergehende Spielräume
für die Antragstellung???
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 3
Antrag auf Kapitalkostenaufschlag zum 30. Juni 2021 für das Jahr 2022
▪ Die Beschlusskammer 8 wird erstmalig das Verfahren zum Kapitalkostenaufschlag 2022 (Antrag zum 30. Juni 2021) mit
Ausnahme des Beschlusses ausschließlich in papierloser Form führen. Die Kommunikation mit den Netzbetreibern soll über
E-Mail und bei Vorliegen von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen über das sichere Energiedatenportal stattfinden.
▪ Die Netzbetreiber werden dazu angehalten, sich der papierlosen Verfahrensführung anzuschließen und von einer
Mehrfachübermittlung (Brief, Fax und E-Mail) abzusehen.
▪ Der Übermittlungsbeleg (auch Datenquittung) über einen erfolgreich über das Energiedatenportal hochgeladenen Antrag mit
Erhebungsbogen dient als Nachweis zur fristgerechten Antragstellung.
Wichtig:
Im Falle des Antrages auf einen Kapitalkostenaufschlag handelt es sich um eine
Ausschlussfrist. Ein Versäumnis dieser Frist führt zum Verlust des Kapitalkostenaufschlags
für 2022 mit teils deutlicher Auswirkung auf die Erlösobergrenze.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 4
Feststellung des Grundversorgers für die Jahre 2022 bis 2024 1/2
▪ In diesem Jahr sind die Betreiber von Energieversorgungsnetzen der allgemeinen Versorgung gemäß § 36 Abs. 2 Satz 2
Energiewirtschaftsgesetz (EnWG ) wieder verpflichtet, den Grundversorger für die nächsten drei Kalenderjahre festzustellen.
▪ Bis zum 30.09.2021 ist der (ggf. neue) Grundversorger (Strom und Gas getrennt) für den Zeitraum vom 01.01.2022 bis zum
31.12.2024 im Internet zu veröffentlichen und der nach Landesrecht zuständigen Behörde schriftlich mitzuteilen. Stichtag für
die Bestimmung ist der 01.07.2021.
Was ist zu beachten?
▪ Grundversorger ist nach § 36 Abs. 2 Satz 1 EnWG „das Energieversorgungsunternehmen, das die meisten Haushaltskunden in
einem Netzgebiet der allgemeinen Versorgung beliefert“.
▪ Aber: Der Begriff der Haushaltskunden umfasst nicht nur private Letztverbraucher, sondern auch Freiberufler, Landwirte und
Gewerbekunden, sofern diese nicht mehr als 10.000 kWh/Jahr verbrauchen (das gilt auch für Gas). Es kommt bei der
Ermittlung nicht darauf an, auf welcher Grundlage die Haushaltskunden beliefert werden (Grundversorgung, Sondervertrag,
Drittlieferant, Ersatzversorgung). Jeder Haushaltskunde wird hinzugerechnet!
▪ Zur Feststellung des Grundversorgers für ein Netzgebiet ist die relative Mehrheit ausreichend, d. h. derjenige Lieferant ist
Grundversorger, der zum 01.07.2021 die meisten Haushaltskunden beliefert (eine qualifizierte Mehrheit von über 50 Prozent
ist also nicht erforderlich).
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 5
Feststellung des Grundversorgers für die Jahre 2022 bis 2024 2/2
▪ Bezugspunkt der Auszählung gem. § 36 EnWG ist das Netzgebiet. Dieses ist jedoch nicht exakt definiert und es gibt keine
einheitliche Rechtsauffassung.
▪ Es ist eine Tendenz erkennbar, wonach Landesregulierungsbehörden das Konzessionsgebiet als Netzgebiet betrachten.
▪ Möglich ist aber auch das Gemeindegebiet oder das gesamte versorgte Netzgebiet.
▪ Das Verwaltungsgericht Stuttgart hat in einem Urteil vom 20.10.2020 entschieden, dass bei der Bestimmung der Reichweite
des Netzgebiets der allgemeinen Versorgung auf das Konzessionsgebiet abzustellen ist. Gegen dieses Urteil wurde jedoch
Revision eingelegt, so dass es noch nicht rechtskräftig geworden ist.
▪ Die Frage der Grundversorgerbestimmung hat keine Auswirkungen auf die Rolle des Netzbetreibers als „grundzuständiger
Messstellenbetreiber“ nach dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG).
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 6Agenda
1 Aktuelles
2 EUDE - Interessenvertretung der VNB in der EU
3 Wasserstoff
4 Basisjahr und Kostenprüfung
5 Wahlthema der Netzbetreiber
6 Sonstiges
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 7EUDE wird neue VNB-Organisation in der Europäischen Union
Auszug aus einem
Workshop aus 2017
▪ Die EU-DSO-Entity ist
erwachsen geworden.
▪ Am 4. Juli 2019 traten
die letzten vier
Legislativakte des EU-
Pakets „Clean Energy for
all Europeans“ (auch
„EU-Winterpaket“) in
Kraft.
▪ Analog ENTSO-E für die
ÜNB oder ENTSO-G für
die FNB vertritt nun die
EUDE auf europäischer
Ebene die Interessen
der VNB.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 8Organisationsstruktur
▪ Der Vorstand besteht aus 27 Direktoren und einem
Präsidium.
▪ Die Mitgliedschaft der EU-VNB wird in 3 Kategorien
unterteilt:
▪ Mitglieder mit weniger als 100 000 angeschlossenen Kunden
(Kategorie 1)
▪ Mitglieder mit mindestens 100 000 und weniger als
1 Million angeschlossenen Kunden (Kategorie 2)
▪ Mitglieder mit mindestens 1 Million verbundene Kunden
(Kategorie 3)
▪ Jede Kategorie entsendet neun Vertreter in den Vorstand.
▪ Um eine ausgewogene Vertretung zu gewährleisten, darf der
Vorstand nur aus maximal 3 Vertretern von Mitgliedern mit
Sitz in demselben Mitgliedstaat oder derselben
Industriegruppe bestehen.
▪ Neben den Direktoren und dem Präsidenten dürfen
europäische und nationale Verbände die Strom-VNB
vertreten und als „Beobachter“ an den Sitzungen des
Vorstands teilnehmen.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 9Struktur und Aufgaben der EUDE
▪ Die EUDE wird von einem Vorstand geleitet, der sich aus dem Präsidenten des Vorstands und den Vertretern der 27 Mitglieder
zusammensetzt.
▪ Im März 2021 fanden die Wahlen zum ersten Vorstand der EU DSO Entity statt. Gewählt wurde innerhalb der drei
Größenkategorien. In einer der Kategorien ist auch ein deutscher Kandidat gewählt worden, so dass der erste Vorstand die
maximal mögliche Anzahl deutscher Mitglieder umfassen wird.
Expertengruppen
▪ Die Expertengruppen werden hauptsächlich für die technische Arbeit an Netzkodizes zuständig sein, die für den Betrieb der
Systeme der Verteilernetzbetreiber relevant sind. Ihre Zusammensetzung spiegelt die technische und geografische Vielfalt der
Verteilernetzbetreiber der EUDE-Mitglieder wider.
Länder-Expertengruppe
▪ Diese Gruppe umfasst einen VNB-Vertreter aus jedem Land. Er wird von den VNB des betreffenden Landes in der
Generalversammlung ernannt.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 10Kosten und Vertretung
▪ Für die VNB wird die Mitgliedschaft kostenneutral sein: Laut EU-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung werden die entstehenden
Kosten von der zuständigen Regulierungsbehörde anerkannt, sofern sie angemessen und verhältnismäßig sind.
▪ Zum Zeitpunkt der Registrierung entstehen noch keine Kosten.
▪ Die Mitgliedsbeiträge werden sich aus einem Grundbetrag und einer variablen Komponente zusammensetzen, die von der
Anzahl der angeschlossenen Kunden abhängt. Der jährliche Grundbetrag wird 350 Euro betragen. Die variable Komponente
hängt u. a. davon ab, wie viele VNB Mitglied in der EUDE werden und wie viele angeschlossene Kunden insgesamt in der EUDE
repräsentiert sein werden.
▪ Die europäischen Stromverteilnetzbetreiber (VNB) werden künftig aktiv an der Erarbeitung einheitlicher Regelwerke für den
Betrieb der Stromnetze mitwirken.
▪ BDEW, VKU, und GEODE Deutschland organisieren daher ein Netzwerk. Unter dem Titel „Verteilnetzbetreiber-
Koordinierungskreis“ (VEKO) erhalten VNB die Möglichkeit, sich über aktuelle Arbeiten der EUDE zu informieren, sich mit
aktiven Mitgliedern der EUDE-Gremien auszutauschen und sich auf diese Weise in die europäische Regelungssetzung
einzubringen.
▪ Alle Informationen und Unterlagen auf der BDEW Internetseite:
http://www.bdew.de/energie/eu-dso-entity/
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 11Agenda
1 Aktuelles
2 EUDE - Interessenvertretung der VNB in der EU
3 Wasserstoff
4 Basisjahr und Kostenprüfung
5 Wahlthema der Netzbetreiber
6 Sonstiges
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 12Neue Wasserstoffnetz-Regulierung EnWG-Novelle
▪ Wenn man den Gesetzestext für Abschnitt 3b daneben legt, kann man die Inhalte des neuen Kapitels gut nachvollziehen.
VNB-relevant:
▪ Unbundling-Vorgaben deutlich strikter als übrige „optionale H2-Regulierung light“
▪ Fehlende systemische Lösung für notwendige Subventionierung reiner Wasserstoffnetzentgelte
▪ Unklarheiten bei Konzessionen, wenn bestehende K. auslaufen und für H2-Transport verwendet werden
▪ Beimischung: Status quo und Pläne DVGW
▪ Entwicklungsperspektive fehlt, v.a. Unklarheit über Wärmemarkt (H2 vor Ort-Konzept)
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 13Politischer Rahmen
▪ Ziel: „Zügiger und rechtssicherer Einstieg in den schrittweisen Aufbau einer nationalen Wasserstoffnetzinfrastruktur“
▪ Gretchenfrage: Integrierte Regulierung Erdgas-/Wasserstoffnetze (Folge: Klarstellung, dass Wasserstoff Gas im Sinne der
Definition des § 19a EnWG ist) oder eigenständige Regulierung für H2-Netze
▪ Europarechtlich umstritten, ob integrierte H2-Regulierung (insbes. gemeinsame Netzentgelte) zulässig sind
▪ BReg hat sich für eigenständige „optionale, H2-Regulierung light“ entschieden
▪ Bundestag hat mit Änderung des § 112b (Konzeptvorschlag BMWi bis Ende 2022) Ziel integrierter CH4/H2-Regulierung
vorgegeben
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 14Regulierung „light“
▪ Sehr enger Begriff der „Wasserstoffnetze“ – keine Energieversorgungsnetze!
▪ 28j – Opt-In nicht nur für bestehende H2-Industrienetze, sondern auch für neue Netze
▪ § 28n – verhandelter Netzanschluss und -zugang, „soweit erforderlich“
▪ Weitgehendes Fehlen konkretisierender Vorgaben: Keine NZVGas, keine Verbändevereinbarung
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 15Netzentgelte & Unbundling
▪ Getrennte Netzentgelte für Gas- und Wasserstoffnetze
▪ Gefahr prohibitiv hoher Netzentgelte für geringe Zahl H2-Netzkunden in der Startphase
▪ Fehlende Vorgaben: keine Geltung von ARegV prima, aber auch nicht GasNEV o.ä.
▪ Keine systematischen Zuschüsse jenseits IPCEI-Maßnahmen, um regulierte H2-Infrastruktur zu entwickeln
▪ Im Vergleich zur „H2-light-Regulierung“ strenge Unbundling-Vorgaben in § 28m:
▪ Mittelbarer Zwang zur Entflechtung des H2-Netzes bei vertikal integrierten Unternehmen / nicht bei reinen Energienetzbetreibern
▪ Keine „de minimis“-Regelung
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 16Ad-hoc-Prüfung Bedarfsgerechtigkeit
▪ § 28p – Ad-hoc-Prüfung der Bedarfsgerechtigkeit mit drei Funktionen:
1. Voraussetzung für Wirksamwerden der Regulierung
2. Vorhabenbezogener Ersatz für fehlende Netzbedarfsplanung
3. Instrument zur Prüfung der Effizienz
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 17H2-Übergangsregulierung & VNB
▪ H2-Regulierung ist Provisorium ohne Perspektive
▪ Gesetzgeber hat in letzter Minute Ziel integrierter CH4/H2-Regulierung formuliert, aber an eigensinnigen neuen
Regulierungsinstrumenten festgehalten
▪ Mehr Fragen als Antworten; Investitionsanreize sehr fraglich
▪ VNB-spezifisch:
▪ Zu strenge Unbundling-Vorgaben
▪ Erhebliche Unklarheiten über Regelung Netzzugang und -entgelte
▪ Keine Regelungen zur Beimischung
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 18Agenda
1 Aktuelles
2 EUDE - Interessenvertretung der VNB in der EU
3 Wasserstoff
4 Basisjahr und Kostenprüfung
5 Wahlthema der Netzbetreiber
6 Sonstiges
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 19Vorläufiger Zeitplan der Bundesnetzagentur (BNetzA) zur Kostenprüfung
August/September 2021
▪ Pretest-Prozesse zu den Festlegungen Datenabfrage Kostenprüfung (vss. September) sowie Strukturparameter-Effizienzvergleich (vss. Ende August)
November 2021
▪ Ordentliche Konsultation der Festlegungen Datenabfrage Kostenprüfung sowie Strukturparameter-Effizienzvergleich
31. Dezember 2021
▪ Veröffentlichung Effizienzwert im vereinfachten Verfahren für die 4. Regulierungsperiode
31. März 2022
▪ 1) Antragsfrist für Teilnahme am vereinfachten Verfahren für die 4. Regulierungsperiode. 2) Erlass der Festlegungen Datenerhebungen in Q1.
März 2022
▪ Webinare zur Erläuterung der EHB im Zuge der Datenerhebung VNB: Effizienzvergleich und Kostendaten
30. April 2022
▪ Datenübermittlung Strukturparameter zum Effizienzvergleich
Frist zur Datenübermittlung Kostendaten 01. Juni 2022 für die ÜNB
▪ 01. Juli 2022 für die VNB 30. September 2022 für die VNB im vereinfachten Verfahren
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 20Prüfungsschwerpunkte der BNetzA
▪ Übersicht Pacht und DL-Modelle ▪ Anlagengitter
▪ Liste aller verbundenen Unternehmen, welche ▪ Keine Vorgaben zur Gliederung nur Verweis auf § 284 Abs. 3
Dienstleistungen erbringen und/oder Netzinfrastrukturen HGB
überlassen ▪ Angaben können, für Anlagen, die regulatorisch bereits
▪ Aufwand aus DL und Pacht vollständig abgeschrieben sind, entfallen
▪ Ergänzende Angaben zur Bilanz und zur Gewinn- und ▪ Rückstellungsspiegel
Verlustrechnung
▪ Rückstellungsspiegel der Tätigkeit Elektrizitätsübertragung
▪ Aufschlüsselung des Rohergebnisses im Prüfungsbericht oder -verteilung
▪ Davon-Vermerke zu Umsatzerlösen aus Netzentgelten ▪ Mit Anfangsbestand Verbrauch, Auflösung und Endbestand
▪ Davon Vermerke zu Umlagen, Ausgleichsmechanismen, ▪ Zusätzliche Angabe je Rückstellung, in welcher Position der
Wälzungsprozesse
GuV und der Bilanz, die Beträge verbucht sind
▪ Ausweis von Forderungen und Verbindlichkeiten vor
Saldierung
▪ Ausweis passiver Kapitalausgleichsposten
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 21Prüfungsschwerpunkte der BNetzA: Kapitalausgleichsposten
▪ Wie die Bezeichnung vermuten lässt, gleicht der Kapitalausgleichsposten die jeweiligen Tätigkeitsbilanzen aus. Wie dieser nun
regulatorisch zu behandeln ist, war Gegenstand einiger unterschiedlicher Gerichtsentscheidungen. Der Bundesgerichtshof hat
dann allerdings im Oktober 2017 entschieden, dass ein passiver Kapitalausgleichsposten als Abzugskapital zu qualifizieren ist.
Demnach mindert dieser die kalkulatorische Verzinsungsbasis.
▪ Da sich im Rahmen der Bilanzerstellung unterschiedliche Ausweismöglichkeiten für den Kapitalausgleichsposten in der Praxis
etabliert haben, ist er nicht immer direkt ersichtlich. Konnte der Kapitalausgleichsposten in der Vergangenheit möglicherweise
„kaschiert” werden, ist das zukünftig nicht mehr möglich. Netzbetreiber haben diesen nämlich „unter Nennung der
Verrechnungshöhe” gesondert anzugeben. Netzbetreiber sind daher gut beraten – im Vorfeld der Bilanzerstellung – sämtliche
Ansatzpunkte zu prüfen, die die Entstehung eines passiven Kapitalausgleichspostens in der Tätigkeit Strom- oder
Gasverteilung vermeiden lassen.
Sprechen Sie mit Ihrem Wirtschaftsprüfer!
Fragen Sie, ob es Möglichkeiten gibt, den Kapitalausgleichsposten gar nicht erst entstehen zu
lassen. Möglicherweise ist die Aufteilung auf die Positionen des Eigenkapitals eine Option?
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 22Festlegung der EK I-Zinssätze (1/2)
▪ Im Rahmen der Bestimmung von Erlösobergrenzen für Strom- und Gasnetzbetreiber in Deutschland beschließt die BNetzA
turnusmäßig für die jeweils kommende fünfjährige Regulierungsperiode die kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze gemäß den
Vorgaben der Netzentgeltverordnungen (§ 7 Absatz 4, 5 StromNEV/GasNEV). Diese „EK-I-Zinssätze“ sind eine wesentliche
Komponente der regulierten Entgelte, die deutsche Netzbetreiber für die Durchleitung von Strom und Gas von den
Endkunden verlangen. Die Zinssatzfestlegungen der BNetzA stoßen daher stets über die Energiebranche hinaus auf breites
öffentliches Interesse.
▪ Die vorige Zinsfestlegung der BNetzA für die derzeit laufende dritte Regulierungsperiode in der Anreizregulierung (2018 –
2022 für Gasnetzbetreiber, 2019 – 2023 für Stromnetzbetreiber) erging im Oktober 2016. Darin bestimmte die BNetzA als
Summe eines Basiszinssatzes von 2,49% und eines Wagniszuschlags von 3,15% einen EK-I-Zinssatz in Höhe von 5,64% (für
Neuanlagen, nach Steuern), der um rund zwei Prozentpunkte unterhalb der Festlegungen vorheriger
Regulierungsperioden lag. Nach mehrjährigen Gerichtsverfahren wurde der BNetzA-Beschluss im Juli 2019 letztinstanzlich
durch den Bundesgerichtshof bestätigt.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 23Festlegung der EK I-Zinssätze (2/2)
▪ Voraussichtlich im Herbst 2021 wird die BNetzA die „EK I-Zinssätze“ für die in den Jahren 2023 (Gas) bzw. 2024 (Strom)
beginnende vierte Regulierungsperiode festlegen. Die Entscheidung ist bereits im Vorfeld Gegenstand intensiver Diskussionen.
Denn viele Beobachter rechnen damit, dass die BNetzA ein weiteres deutliches Absinken des Eigenkapitalzinssatzes
beschließen könnte.
▪ So ist ein Rückgang des Basiszinssatzes bereits durch die Vorgaben der Netzentgeltverordnungen determiniert. Gemäß § 7
Absatz 4 StromNEV/GasNEV ist der Basiszinssatz als 10-Jahres-Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank
veröffentlichten Jahreswerte der Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zu berechnen. Seit der
Beschlussfassung zur dritten Regulierungsperiode ist dieser Durchschnittswert von 2,49 auf 0,75% gesunken.
▪ Die zentrale Frage ist nun, ob der Rückgang des Basiszinssatzes durch einen höheren Wagniszuschlag – zumindest teilweise –
kompensiert wird. Den Wagniszuschlag berechnet die BNetzA gemäß dem Capital Asset Pricing Model als Produkt von
Betafaktor und Marktrisikoprämie (MRP). Hierbei ist die MRP absehbar der relevante Stellhebel. Vor dem Hintergrund der
historisch niedrigen risikofreien Renditen legen viele empirische Untersuchungen (zum Beispiel FAUB des IDW, Bundesbank,
EZB) derzeit im historischen Vergleich erhöhte Marktrisikoprämien nahe. Die BNetzA bezieht sich bei der Ableitung der MRP
üblicherweise auf sehr langfristige historische Durchschnittswerte einer internationalen Studie. Diese langfristigen
Durchschnittswerte ändern sich im Zeitverlauf nur geringfügig. Behält die BNetzA ihre Berechnungsmethodik bei, ist ein
nennenswerter Anstieg der MRP und folglich des Wagniszuschlags unwahrscheinlich. In einem solchen Fall wären „EK I-
Zinssätze“ in einer Größenordnung um die 4% nicht unrealistisch.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 24EK-Verzinsung
▪ Folgt die BNetzA dem üblichen Verfahrensprozedere der Vorperioden, wird sie im Sommer 2021 zunächst einen
Beschlussentwurf veröffentlichen und ein Konsultationsverfahren einleiten. Dem Beschlussentwurf beiliegen wird
voraussichtlich auch das vor einigen Wochen von der BNetzA in Auftrag gegebene wissenschaftliche Gutachten zur Ermittlung
des Wagniszuschlags.
▪ Gemäß Leistungsbeschreibung soll sich das Gutachten zum einen mit alternativen Methoden zur Ableitung der MRP und zum
anderen mit einem internationalen Vergleich von Regulierungsentscheidungen auseinandersetzen. Beide Themenkomplexe
dürften Argumente für eine Erhöhung des Wagniszuschlags liefern, wurden in der Vergangenheit von der BNetzA jedoch für
nicht entscheidungsrelevant befunden. Es wird daher für die kommende Zinssatzfestlegung umso mehr darauf ankommen, wie
sich der von der BNetzA beauftrage Gutachter zu solchen ergänzenden Betrachtungen positioniert.
▪ Langfristig könnten die Karten für die Ermittlung der EK-Zinssätze infolge des EU-Vertragsverletzungsverfahrens gegen die
Bundesrepublik Deutschland (C-718/18) vor dem Europäischen Gerichtshof (EuGH), dessen Entscheidung in Kürze ergehen
wird, ganz neu gemischt werden. Gemäß den im Januar veröffentlichten Schlussanträgen des Generalanwalts, denen der EuGH
erfahrungsgemäß folgt, verstoßen unter anderem die detaillierten Vorgaben des deutschen Gesetzgebers zur Ermittlung der
Netzentgelte gegen das Gebot der Unabhängigkeit von Regulierungsbehörden. Hieraus könnte sich die Notwendigkeit einer
weitreichenden Reform der Netzentgeltverordnungen (inklusive der für die Ermittlung der EK-Zinssätze relevanten Paragrafen)
ergeben.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 25Effekte der Corona-Pandemie für die vierte Regulierungsperiode
▪ Die Effekte, die sich durch die Corona-Pandemie ergeben, müssen bei der Kostenprüfung im Basisjahr berücksichtigt werden
und dürfen nicht (z. B. aufgrund der gängigen Praxis der Regulierungsbehörde zur Mittelwertbildung) geglättet werden.
Zusätzlich anfallende Kosten werden in der Regel als Sondereffekte gestrichen.
▪ Im Basisjahr werden aufgrund verschobener Instandhaltungsmaßnahmen die Material- und Fremdleistungen für die
Netzbetreiber nur in reduzierter Höhe anfallen. Hinzu kommen niedrigere Personalaufwendungen aufgrund von Kurzarbeit
und reduzierte sonstige betriebliche Aufwendungen durch den Wegfall von Reisetätigkeiten sowie Aus- und Weiterbildung.
▪ Weitere durch die Corona-Pandemie bedingte Effekte sind in der Bilanz ersichtlich. So werden voraussichtlich Bilanzpositionen
wie Forderungen durch steigende Zahlungsausfälle oder Rückstellungen in Form von Abweichungen von Lastprofilen aufgrund
des geänderten Verbraucherverhaltens einen veränderten Bestand aufweisen.
▪ Ebenso lassen sich Effekte durch die Corona-Pandemie im Regulierungskonto feststellen. Die fehlende Liquidität wird durch
kurzfristige Darlehen ausgeglichen, deren Zinsaufwendungen die Zinseffekte aus der Auflösung kompensieren könnten.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 26Effekte der Corona-Pandemie auf die Erlösobergrenze
▪ Die Grafik verdeutlicht die gegenwärtige Situation für einen
Gasnetzbetreiber.
▪ Die auf Grundlage des Basisjahres 2015 genehmigten
Erlöse gelten noch bis zum Ende der 3.
Regulierungsperiode.
▪ Bereits in den nächsten Jahren 2021 und 2022 ist jedoch
mit erhöhtem Aufwand für z. B. Digitalisierungsthemen
oder verschobene Instandhaltungsaufwendungen zu
kalkulieren.
▪ Da die genehmigten Erlöse für die 4. Regulierungsperiode
auf Basis des Jahres 2020 berechnet werden, werden durch
die genannten Aspekte (wie z. B. Kurzarbeit) manche
Aufwendungen zu niedrig oder gar nicht angesetzt.
▪ Daraus folgen ab 2023 wirksam werdende genehmigte
Erlöse, die zu niedrig angesetzt wurden und damit nicht die
tatsächlich anfallenden Kosten für einen Netzbetreiber
widerspiegeln.
Basisjahre Gas und Strom
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 27Agenda
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2 EUDE - Interessenvertretung der VNB in der EU
3 Wasserstoff
4 Basisjahr und Kostenprüfung
5 Wahlthema der Netzbetreiber
6 Sonstiges
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 28Smart Meter Rollout / Gateway-Administration
Smart Meter Rollout vorerst gestoppt!
▪ Nachdem am 20.12.2019 der dritte Smart Meter-Gateway zertifiziert wurde, erfolgte am 31. Januar 2020 die offizielle
Markterklärung durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI).
▪ Das Oberverwaltungsgericht NRW hat am 04.03.2021 in einem Eilbeschluss die Einbauverpflichtung für intelligente Messzähler
gestoppt und damit den vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) allgemeinverfügten flächendeckenden
Smart Meter Rollout für die klagenden Unternehmen ausgesetzt.
▪ Nach Auffassung der Richter habe das BSI bei der Zertifizierung der drei für den Rollout notwendigen Smart Meter-Gateways
die Anforderungen so weit verändert, dass diese nun nicht mehr den ursprünglichen gesetzlichen Mindestanforderungen
genügen.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 29Smart Meter Rollout / Gateway-Administration
Wie geht es nun mit dem Smart Meter Rollout weiter?
▪ Wie es jetzt weitergeht, ist noch offen, denn die Hauptklage, die Klage gegen die Allgemeinverfügung des BSI, ist beim
Verwaltungsgericht in Köln noch offen.
▪ Der für die klagenden Unternehmen ausgesetzte Smart Meter-Rollout hat bei Unternehmen und in der Branche viele
Fragezeichen hinterlassen, denen jetzt mit einer umfassenden Änderung am MsbG entgegengewirkt werden soll.
▪ Dafür hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) Änderungsvorschläge erarbeitet. Im Kern geht es darum,
dass die vom OVG Münster bemängelten Punkte im Rahmen einer Gesetzesänderung berichtigt werden, sodass die
erforderliche Rechts- und Planungssicherheit wieder hergestellt wird.
▪ Dies würde auch bedeuteten, dass es eine Bestandsschutzregelung für die Geräte gibt, die bereits im Rahmen des laufenden
Smart Meter-Rollouts angeschafft oder verbaut worden sind.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 30Vom BMWi auf den Weg gebrachte Gesetzesänderungen
Mit den geplanten Gesetzesänderungen würde insbesondere Folgendes sichergestellt:
▪ Möglichkeit der sukzessiven Weiterentwicklung und gestuften Markterklärung für weitere Anwendungsfälle hin zu einem
universell einsetzbaren Smart Meter-Gateway (Stufenmodell).
▪ Klarstellung im Gesetz, dass Mindestanforderungen an das intelligente Messsystem im Zusammenwirken mit den technischen
Systemen des Messstellenbetreibers und weiterer Berechtigter und nicht vollständig durch das Gateway selbst zu erfüllen sind.
▪ Die Möglichkeit der Plausibilisierung und Ersatzwertbildung im Backend bzw. Versendung von abrechnungsrelevanten Daten
über das Backend des Messstellenbetreibers als Grundsatz und nicht als Ausnahme, solange eine Bearbeitung und
Versendung im Gateway nicht möglich ist.
▪ Schaffung einer Bestandsschutzregelung für den Fall, dass sich die BSI-Feststellung nachträglich als nichtig oder rechtswidrig
erweist oder aufgehoben wird.
Nach unserem Kenntnisstand haben die vom BMWi auf den Weg gebrachten Änderungen am
25. Juni 2021 den Bundesrat passiert. Damit ist noch vor der parlamentarischen Sommerpause
eine Lösung für die durch das OVG Münster kritisierten Punkte geschaffen.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 31Status quo der ISMS-Zertifizierung
Rechtsgrundlage §11 Abs. 1a EnWG
▪ (1a) Der Betrieb eines sicheren Energieversorgungsnetzes umfasst insbesondere auch einen angemessenen Schutz gegen
Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme, die für einen sicheren Netzbetrieb
notwendig sind. Die Regulierungsbehörde erstellt hierzu im Benehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der
Informationstechnik einen Katalog von Sicherheitsanforderungen und veröffentlicht diesen. Der Katalog der
Sicherheitsanforderungen enthält auch Regelungen zur regelmäßigen Überprüfung der Erfüllung der Sicherheitsanforderungen.
Ein angemessener Schutz des Betriebs eines Energieversorgungsnetzes liegt vor, wenn dieser Katalog der
Sicherheitsanforderungen eingehalten und dies vom Betreiber dokumentiert worden ist. Die Einhaltung kann von der
Regulierungsbehörde überprüft werden. Zu diesem Zwecke kann die Regulierungsbehörde nähere Bestimmungen zu Format,
Inhalt und Gestaltung der Dokumentation nach Satz 4 treffen.
▪ Die Umsetzungen dieser Anforderungen durch die Betreiber mussten zum 31. Januar 2018 abgeschlossen und durch eine
Zertifizierung nachgewiesen werden. Gemäß der regulatorischen Praxis konnten sich sehr kleine Netzbetreiber eine sogenannte
„Negativbescheinigung“ ausstellen lassen oder die Zertifizierung des Betriebsführers nutzen, die als Nachweis gegenüber der
Regulierungsbehörde Gültigkeit hatte.
Strom- und Gasnetzbetreiber sind dann von den Verpflichtungen des IT-Sicherheitskataloges
befreit, wenn sie nicht über Systeme verfügen, die in den Anwendungsbereich des IT-
Sicherheitskataloges fallen. Dies ist gegenüber der Bundesnetzagentur (BNetzA) anzuzeigen
und zu begründen.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 32Mitteilung der BNetzA vom 19. Januar 2021
▪ Im Rahmen der Akkreditierungsverfahren der Deutschen
Akkreditierungsstelle GmbH (DAkkS) sind zuletzt
Widersprüche zwischen geltenden Zertifizierungsnormen und
dem von der BNetzA bislang angewendeten Verfahren für die
Nachweispflicht der Zertifizierung bei einer Betriebsführung
durch einen Dritten offenkundig geworden.
▪ Die Regelung des § 11 Abs. 1a EnWG verpflichtet explizit
"Betreiber von Energieversorgungsnetzen“ zur Umsetzung des
IT-Sicherheitskatalogs und damit auch zur Vorlage einer Kopie
des Zertifikats als Nachweis darüber, dass die Anforderungen
des IT-Sicherheitskatalogs umgesetzt wurden.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 33Bisher zwei Ausnahmen – nur eine ist betroffen
Bislang bestehen zwei Konstellationen, in denen die eigene Zertifizierung nach IT-Sicherheitskatalog für Netzbetreiber
nicht erforderlich ist.
▪ Dies betrifft zum einen Netzbetreiber, in deren Netz keine Systeme, Anwendungen und Komponenten zum Einsatz kommen,
die für einen sicheren Netzbetrieb notwendig sind, sodass die Voraussetzungen des § 11 Absatz 1a EnWG nicht vorliegen
(Nicht-Anwendbarkeit). Diese Konstellation ist von den Regelungen der Mitteilung nicht berührt.
▪ Zum anderen gibt es Netzbetreiber, deren Systeme, Anwendungen und Komponenten im Geltungsbereich des IT-
Sicherheitskatalogs vollständig von einem oder mehreren Dritten betrieben werden. In dem bislang angewendeten Verfahren
für die Nachweispflicht der Zertifizierung im Falle einer Betriebsführung durch einen Dritten, hat die Bundesnetzagentur bisher
als Nachweis für einen angemessenen Schutz von IKT-Systemen des betriebsgeführten Unternehmens im Geltungsbereich des
IT-Sicherheitskatalogs, ein Duplikat des Zertifikats eines Dritten akzeptiert.
▪ Diese Möglichkeit entfällt, weil das bisher angewandte Verfahren im Falle der Betriebsführung durch Dritte teilweise im
Widerspruch zu geltenden Zertifizierungsnormen steht.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 34Möglichkeiten zur Auflösung der Zertifizierungspflicht
Es ist künftig für Netzbetreiber nicht mehr ohne weiteres möglich, einen Dritten als Betriebsführer zu bestellen und sich
dadurch von der Zertifizierungspflicht befreien zu lassen.
Es kommen jedoch folgende Lösungsmöglichkeiten in Frage:
▪ Ein ISMS selbst aufbauen und zertifizieren lassen: Der Netzbetreiber muss in diesem Fall sicherstellen, dass er das volle
Durchgriffsrecht bezüglich der Regelungen seines Informationssicherheits-Managementsystems sowie auch aller
Akkreditierungs- und Zertifizierungsregeln gegenüber seinem Betriebsführer vertraglich abgesichert hat. Der Betriebsführer
muss in diesem Fall keine eigene ITSK-Zertifizierung erlangen.
▪ Falls dieses Durchgriffsrecht nur für einen Teil der IKT-Systeme möglich ist, hat neben dem Netzbetreiber auch der
Betriebsführer ein ISMS nach dem IT-Sicherheitskatalog einzuführen und zertifizieren zu lassen.
▪ Vollständige Übertragung des Durchgriffsrechts auf alle IKT-Assets an den Betriebsführer, verbunden mit dem Verzicht auf das
eigene Durchgriffsrecht und alle Weisungsrechte gegenüber Mitarbeitern des Betriebsführers: In diesem Fall ist der
Netzbetreiber nicht zertifizierungsfähig, allerdings muss vertraglich eine Nachweispflicht für den Betriebsführer für die Vorlage
einer ITSK-Zertifizierung bei der BNetzA vereinbart werden. Nach den Aussagen der BNetzA muss die Feststellung dieser
„Nicht-Zertifizierbarkeit“ durch „die beauftragte akkreditierte Zertifizierungsstelle“ erfolgen.
Die neuen Vorgaben sind bis zum 30.11.2022 umzusetzen.
(Bis Fristende ist der BNetzA ein gültiges Zertifikat gemäß IT-Sicherheitskatalog vorzulegen)
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 35Kostenerstattung beim Umbau der Anlagensteuerung
▪ Nachdem unklar ist, ob die Anlagenbetreiber bei einem Umbau der vorhandenen Anlagenansteuerung (z. B. von EFR-
Empfänger auf emsys-Box) die entstehenden Kosten übernehmen müssen, wäre es evtl. zielführend, die Ansteuerungen jetzt
umzubauen, um die Kosten im Rahmen der RD-Kosten in die Netzentgelte zu schieben?
▪ Im Rahmen der Digitalisierung werden die IST-Daten bzw. die bidirektionale Kommunikation künftig sowieso gebraucht und
die bestehenden Schaltgeräte müssen dann ausgetauscht werden. Warum den Austausch nicht gleich angehen, wenn jetzt die
Möglichkeit besteht, die Kosten erstattet zu bekommen.
▪ Es gibt hier keine neue Indikation. Wir gehen weiterhin davon aus, dass der Netzbetreiber die Kosten zu tragen hat.
▪ Es deutet sich an, dass eine Erneuerung der Steuerungstechnik in den Redispatch geschoben wird, um die Kosten anerkennen
zu lassen.
Es macht Sinn, die Kosten vorwegzunehmen um diese im Rahmen der Kosten des Basisjahres in die
EOG zu integrieren – soweit es sich um Betriebskosten handelt. Sofern es sich um
aktivierungsfähige Investitionen handelt, spielt es keine entscheidende Rolle, da die Investitionen
im Rahmen des Kapitalkostenzuschlags jederzeit als Plankosten beantragt werden können.
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 36Kurzes Update zum Stand der Dinge im Projekt Redispatch 2.0
▪ Ausführungen durch den Kollegen Gerald Blumberg
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 37Agenda
1 Aktuelles
2 EUDE - Interessenvertretung der VNB in der EU
3 Wasserstoff
4 Basisjahr und Kostenprüfung
5 Wahlthema der Netzbetreiber
6 Sonstiges
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 38Weiterer Workshop Ende Juli
▪ Am 27. und/oder 28. Juli sollen weitere Workshops stattfinden.
▪ Noch vor wenigen Wochen wäre eine Präsenzveranstaltung nicht möglich gewesen.
▪ Angesichts weiterer Corona-Mutationen kann auch niemand verlässlich vorhersagen, ob eine Präsenzveranstaltung im Herbst
noch möglich ist.
▪ Im Gespräch mit vielen Netzbetreibern sind wir zu dem Schluss gekommen, erstmalig im Juli wieder eine physische
Veranstaltung zu organisieren.
▪ Wir wissen, dass physische Veranstaltungen auch unter den Teilnehmern kontrovers diskutiert werden.
▪ Wir bitten deshalb ausdrücklich um ein Feedback, ob das Risiko einer Präsenzveranstaltung von der breiten Mehrheit für
überschaubar gehalten wird (natürlich unter Einhaltung aller Hygieneregeln).
▪ Wenn die Mehrheit das Risiko für überschaubar hält, werden wir versuchen, für Ende Juli erstmalig wieder eine physische
Veranstaltung zu organisieren.
▪ Wir freuen uns auf Ihre Rückmeldung dazu per Email an
Steffen Boche (sboche@e-bridge.com) oder Susanne Laupert (slaupert@e-bridge.com).
Digitaler Regulierungsworkshop zu TP17 am 29 Juni 2021 39Das Copyright für die veröffentlichten vom Autor selbst erstellten Objekte sowie Inhalte der Folien bleiben allein
dem Autor vorbehalten. Eine Vervielfältigung, Verwendung oder Änderung solcher Grafiken, Tondokumente,
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