Das Ende fossiler Gasnetze ist in Deutschland bis 2045 vorgesehen. Erste Städte planen sogar, Teilnetze bereits früher stillzulegen. Die kommunale Wärmeplanung bestimmt künftig den zeitlichen Ablauf, dabei gelten ab Mitte 2026 z. T. strengere Auflagen für neue Heizungen in größeren Kommunen. Die Folgen für Verbraucher werden sichtbar und spürbar: Aufgrund sinkender Nutzerzahlen könnten die Netzentgelte für verbleibende Gaskunden steigen. Auch ein Rückbau oder eine Stilllegung des Hausanschlusses wird möglich.
Doch auch wenn noch bis zu 20 Jahre verbleiben, sollte die Netzplanung mit hoher Priorität betrieben und regelmäßig überprüft werden. Denn neben den Kostenprüfungsterminen und Basisjahren für die verbleibenden Regulierungsperioden bilden bereits definierte Fristen zur Information der Netzkunden den verbindlichen Rahmen für den Ausstieg.
Grafik 1: Fristen zur Information der betroffenen Gasnetzkunden
Die Taktung, die bereits 10 Jahre vor dem geplanten Ausstiegstermin beginnt, sieht wiederholte Mitteilungen an die Netzkunden sowie entsprechende Erinnerungen vor. Damit stellt sich auch die Frage, wie die Folgeversorgung mit Wärme sichergestellt oder entsprechende elektrische Energie zur Wärmeerzeugung bereitgestellt werden kann.
Parallel geht es also darum, die eigenen Netzkosten zu planen und deren Verteilung in den kommenden Jahren so zu strukturieren, dass sie auf eine möglichst breite Nutzerbasis verteilt werden. Anders gesagt: Wenn die Zahl der an das Gasnetz angeschlossenen Netzkunden spürbar zurückzugehen beginnt, sollte ein Großteil der Kosten bereits verteilt und zurückverdient worden sein. Dieses „Matching“ aus „Höhe der Netzkosten“ und „Anzahl der Netznutzer“ erfordert eine strategische Planung, mit der idealerweise bereits begonnen wurde.
Die Planung der Kapitalkosten (Capex) unterscheidet sich dabei in der Netz- und Wärmeplanung. Aus beiden Planungen ergeben sich die noch anstehenden Ersatzinvestitionen. Netzerweiterungen wird es voraussichtlich nur noch in Ausnahmefällen geben, etwa wenn das Gasnetz künftig für Wasserstoff genutzt werden kann. Antworten auf diese Fragen liefern die eigene Gasnetzplanung, die kommunale Wärmeplanung oder das Zusammenspiel beider Planungen.
Durch die Möglichkeit, verkürzte Nutzungsdauern nach KANU 2.0 anzusetzen, können die kalkulatorischen Abschreibungen deutlich steigen. Je nach Wahl der Abschreibungsart – linear oder degressiv – können sie noch einmal anwachsen.
Die Betriebskosten (OPEX) hingegen werden künftig unter anderem stärker durch Wartung und Instandsetzung im Aufwand getrieben. Die Personalkosten im Overhead werden sich nach und nach verändern müssen. Im operativen Bereich wird jedoch aus Gründen der Netz- und Versorgungssicherheit bis zum letzten Tag eine Basismannschaft erforderlich sein.
Weiterhin sollte der Aufwand aus Zuführungen zu Rückstellungen sorgfältig geplant werden. Diese können als Kostenanteile, die nicht dem Effizienzvergleich unterliegen (KAnEu), bereits mit Wirkung für 2025 anerkannt werden.
Generell soll diese Anerkennung im Hinblick auf Ist-Kosten umgesetzt werden (t-2-Ansatz). Die Berücksichtigung etwaiger Kosten im Basisjahr 2025 für die fünfte Regulierungsperiode Gas (2028 bis 2032) soll durch eine Übergangsregelung erfolgen. Die Kostenanerkennung soll dabei auf notwendige Maßnahmen der Stilllegung und des insofern unvermeidbaren Rückbaus beschränkt werden.
Die Rückstellungsbildung bezieht sich dabei ausschließlich auf Betriebskosten (OPEX) konkreter Stilllegungen oder des unvermeidbaren Rückbaus.
Das sind: Demontage, Entsorgung, Umweltschutz und Dokumentationspflichten
Sonstige Kosten hingegen, etwa Kosten der Transformationsplanerarbeitung, werden nicht erfasst.
Zudem ist auf die Abgrenzung zu den CAPEX zu achten: Gebildete Rückstellungen dürfen nicht für die Aktivierung von stillgelegten oder rückgebauten Sachanlagen verwendet werden, denn hierfür ist der Kapitalkostenabzug (KKab) vorgesehen. Beschleunigte Abschreibungen von Bestandsanlagen und Neuinvestitionen hingegen können – wie beschrieben – über KANU 2.0 durchgeführt werden.
Die Branche hatte den hierzu durchgeführten Festlegungsentwurf „Brücken“ der Bundesnetzagentur ganz überwiegend begrüßt. Anders als noch im Zuge der Kostenprüfung zur vierten Regulierungsperiode hat die Bundesnetzagentur inzwischen die Notwendigkeit der Rückstellungsbildung mit paralleler Anerkennung der Aufwandszuführung (wie auch der Auflösungsposten) erkannt. Die Netzbetreiber werden damit in die Lage versetzt, die nötigen Kosten des Gasnetzausstiegs in die eigenen Netzentgelte einzupreisen und zu erwirtschaften.
Doch auch die Zuführung derartiger Rückstellungen muss geplant werden. Die nötige Strategie richtet sich auf das eingangs benannte „Matching“, also auf das ausgewogene Verhältnis aus Kosten und Netzentnahmen, sowie auf den konkreten finalen Zeitpunkt gemäß Netz- und Wärmeplanung.
Grafik 2: beispielhafte Entwicklung der Netzkosten und Netzentnahmen
BET unterstützt Gasnetzbetreiber mit unterschiedlichen Formaten in der Vorbereitung und Planung der Netzentwicklung und der Netzkosten. Im Bereich der Kostenprüfungen stellen wir Kalkulationshilfen und Berichtsvorlagen zur Verfügung und unterstützen bei der Kostenkalkulation wie auch bei der Ausarbeitung der Antragsstrategie und Argumentation der Kosten und Erlöse. Bei Interesse oder Unterstützungsbedarf kommen Sie gerne auf uns zu.
Micha Ries
Senior Manager
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