ARegV 3.0: Ideen für eine zukunftsweisende Regulierung für Smart Grids

Die Energiewende und die Entwicklung von Smart Grids verändern grundlegend die Rollen und Aufgaben der Akteure im Energiemarkt. Das betrifft nicht zuletzt die Verteilnetzbetreiber (VNB), die für den Ausbau und die Bewirtschaftung der notwendigen Infrastruktur zu sorgen haben. Die Anreize der VNB werden jedoch weniger vom Markt als vielmehr von der Anreizregulierung bestimmt, die damit auch den Weg der Energiewende maßgeblich prägt. Die jüngste ARegV-Novelle setzt durch den Kapitalkostenabgleich zusätzliche Anreize für notwendige Investitionen in die Netze. Doch reichen diese Ansätze aus, um den neuen Anforderungen durch die Digitalisierung und Flexibilisierung von Netznutzern an die Verteilnetze gerecht zu werden? Wie sollte eine konzeptionelle Weiterentwicklung der Regulierung hin zu einer „ARegV 3.0“ aussehen?

Das Projekt „ARegV 3.0“ greift diese Thematik auf, indem es Anreizprobleme der Regulierung identifiziert und Lösungsvorschläge zur Anpassung der ARegV untersucht. Das übergreifende Thema ist der sachgerechte und anreizkompatible Umgang mit steigenden Betriebskosten (OPEX), der gerade im Rahmen des Aufbaus von Smart Grids zunehmend an Bedeutung gewinnt. Dabei unterscheiden wir drei Problembereiche:

1. Anreize für die zukünftigen Rollen der VNB,

2. Vermeidung von OPEX-CAPEX-Verzerrungen,

3. Anreize für Innovationen und F&E.

Im Kern des Projektes steht ein Verteilnetzregulierungsmodell, das soweit möglich und sinnvoll um ein stilisiertes Strommarktmodell erweitert wird. Hierdurch werden die Auswirkungen von Investitionen und betrieblichen Maßnahmen auf die interne Rendite des VNB mittels Cash-Flow-Berechnungen quantitativ simuliert. Zunächst werden konkrete Anreizprobleme aus den drei Problembereichen identifiziert und modelltechnisch untersucht. Das Modell wird für die Analyse regulatorischer Anpassungsoptionen erweitert. Dies können z.B. Änderungen der Kostenbehandlung oder zusätzliche Innovations-Anreizsysteme wie „Sliding-Scale“-Mechanismen (bekannt aus der angelsächsischen Regulierung, die teilweise stärker auf Outputs setzt) sein. Außerdem erfolgt eine Berücksichtigung der Auswirkungen des Effizienzvergleichs zwischen den Netzbetreibern. Unterstützt wird die Untersuchung durch Erfahrungen aus Literatur, internationalen Regulierungsansätzen und einem Austausch mit internationalen Praxisexperten. Aus den quantitativen und qualitativen Untersuchungen werden konsistente Vorschläge für mögliche Anpassungen der Regulierung hin zu einer „ARegV 3.0“ entwickelt und hinsichtlich ihrer Umsetzbarkeit bewertet.Die Ergebnisse des Projekts sind demnach sowohl für VNB als auch Gesetzgeber und Regulierer von Interesse. Es geht darum, die Zusammenhänge zwischen der Regulierung und den Entscheidungen der VNB zu beleuchten. Darüber hinaus trägt eine effektive und effiziente Erfüllung von neuen Rollen, wie etwa Datenmanagement und market facilitation, wesentlich zur Entwicklung der Energiemärkte bei. Das Projekt trägt damit wesentlich zur Diskussion darüber bei, wie die Entwicklung von Smart Grids und damit das Gelingen der Energiewende regulatorisch unterstützt werden kann.