Kapitalkosten (Capex):
Neben den kalkulatorischen Abschreibungen, die möglicherweise bereits in der 5. Regulierungsperiode ausschließlich auf Basis der sog. „Realkapitalerhaltung“ (Nominalzins + AHK-basierte kalkulatorische Abschreibung) berechnet werden, soll die kalkulatorische Gewerbesteuer weiterhin erhalten bleiben. Jedoch wird die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung wohl zeitgleich auf einen reinen „WACC-Ansatz“ umgestellt werden. Dabei gehen nach Vorstellung der BNetzA folgende Posten in die Berechnung ein:
+ kalk. Restwerte des Anlagevermögens (Basis AHK = Realkapitalerhaltung)
+ pauschales Umlaufvermögen
+ bilanzierte Vorräte
./. Netzanschlusskostenbeiträge, Baukostenzuschüsse und Investitionszuschüsse
= Gesamtkapital, oder auch „zu verzinsendes Vermögen“
x WACC (EK-Quote x EK-Zinssatz + FK-Quote x FK-Zinssatz)
= künftige kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung
Eine deutliche Aufwandreduzierung und Verfahrensvereinfachung erfährt die Bewertung dabei durch den Entfall der Passivposten der Bilanz, die mit Ausnahme der o.g. NAKB, BKZ und Investitionszuschüsse im System des WACC nicht mehr erhoben werden. Damit entfällt auch weitgehend die bisher vorgenommene Bilanzoptimierung.
Ein nach wie vor diskutiertes Thema bleibt die Frage der optimalen Aktivierungspraxis, wobei nicht zu vergessen ist, dass der Aufwand sich im Zweifel einer Mehrjahresbetrachtung unterziehen muss und Kürzungen über die Bildung von Mittelwerten zu befürchten sind. Zudem hat der Unternehmer natürlich auch nicht die Wahl, er ist vielmehr an die Methode gebunden, die der Wirtschaftsprüfer sachgerecht vorgibt.
Im Gasbereich werden sich die Netzbetreiber in diesem Jahr endgültig für sachgerechte und wirtschaftlich sinnvolle Nutzungsdauern entscheiden, die Transformationsprozesse werfen ihre Schatten allmählich sichtbar voraus. Die Effekte der BNetzA-Festlegung KANU 2.0 sind teilweise enorm und sollten unbedingt genau betrachtet werden.
Der Kapitalkostenaufschlag, der die betriebsnotwendigen, aktivierten Sachanlagegüter in Kapitalkosten überführt und entsprechend ausweist, ist auch aufgrund der zugestandenen Plankosten ein gutes Mittel der Wahl, für anstehende Investitionen zwischen den Basisjahren.
Betriebskosten (Opex)
Im Bereich der aufwandgleichen Kosten gilt auch weiterhin das Basisjahrprinzip. Der Netzbetreiber erhält ein Budget, das ihm für die verschiedenen Kostenarten jährlich fix zur Verfügung steht. Was sich zunächst auskömmlich anhört, ergibt sich jedoch recht bald als große Kostenfalle, insbesondere dort, wo bestimmte Kosten erst im Laufe des Basisjahres oder schlimmer noch, erst danach anfallen. Dies erleben wir häufig in den Bereichen Wartung und Instandhaltung, EDV und Personal.
Eine sorgfältige Vorbereitung und Kostenplanung ist daher unumgänglich und selbst wenn die Regulierungsperioden von 5 auf 3 Jahre reduziert werden, kann es durch ein „Verpassen“ der Budgets zu empfindlichen Ergebnisveränderungen in der Netzsparte kommen.
Dies gilt im Übrigen für Gas- und Stromnetze gleichermaßen. Grundsätzlich sollte die Kostensituation mit größter Aufmerksamkeit betrachtet und eine weitsichtige Planung mit Blick sowohl nach „hinten“ als natürlich auch nach „vorne“ vorgenommen werden. Die Erfahrungen aus den bisherigen Kostenprüfungen müssen in den Wirtschaftsplan mit eingehen. Besonders kostenempfindliche Bereiche wir HR und EDV müssen mit größter Aufmerksamkeit und Vorausschau angegangen und vorgesehen werden. Kostenveränderungen und spartenübergreifende Verschiebungen (z.B. Stichwort gMSB) sind sachgerecht zu berücksichtigen.
Netzverluste
Die Verlustmengen im Strom stellen in den letzten Jahren eine weitere, wichtige Stellschraube für die Wirtschaftlichkeit im Stromnetzbetrieb dar. Auch wenn die Bundesnetzagentur mit ihrer letzten Festlegung zu den Kosten der Verlustenergie mit einem ansatzfähigen Preiskorridor den Netzbetreibern ein Stück entgegengekommen ist, werden auf der anderen Seite immer noch teils hohe Verlustmengen gekürzt, bzw. Teile der angefallenen Verluste nicht anerkannt. Dies liegt an unsachgemäßen Benchmarks, die mit Hilfe von Daten der bei der Bundesnetzagentur regulierten Netzbetreiber erstellt werden. Eine Vielzahl von Netzen, die hingegen von den Regulierungskammern der Bundesländer reguliert werden, unterscheiden sich aber in Größe, Struktur und Belegenheit von den Netzen der BNetzA und müssen im Bereich der Verlustmengen nicht selten spürbare Nachteile aus den aufgestellten Benchmarks der BNetzA hinnehmen. Daher ist auch die Bewirtschaftung der Netzverluste und der Verlustzeitreihen von größter Bedeutung.
Differenzbilanzkreis
Ein weiterer, oftmals recht hoher Kostenblock im Stromnetz ist der Differenzbilanzkreis (DBA). Durch eine ständig steigende Prosumeranzahl, steigenden Selbstverbrauch und auch durch sich veränderndes Klimavorkommen, lassen sich nicht leistungsgemessene Einspeiser wie auch Kunden immer schwieriger prognostizieren, Lastprofile müssen regelmäßig nachgeschärft und teils grundsätzlich aktualisiert werden. Kommt der Netzbetreiber dem nicht nach, können – je nach Netzstruktur – erhebliche Kosten entstehen, die weder im Rahmen der Kostenprüfung, noch im Regulierungskonto geltend gemacht und anerkannt werden können. Der Netzbetreiber bleibt auf den Kosten der DBA vollständig sitzen. Die Kosten der DBA können weder in die Netzkosten eingerechnet noch von den Vertrieben verlangt werden. Fragen Sie nach unserem „Mabis-Benchmark“, hier finden Sie weitere Informationen.
Insgesamt empfiehlt es sich, das Basisjahr im Gas und das Vor-Basisjahr im Strom zu nutzen, um den Netzbetrieb ganz bewusst kostenseitig zu planen, optimal aufzustellen und die Kosten zu zeigen, mit denen der Netzbetrieb als Budget auch im letzten Jahr der 5. Regulierungsperiode noch auskommen kann.
Lassen Sie uns gemeinsam einen Blick auf Ihre Kosten und Erlöse werfen.
Micha Ries
micha.ries@bet-consulting.de
