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Psc/Fragment 223 01

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Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Sotho Tal Ker
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 223, Zeilen: 1-41
Quelle: Leprich et al. 2005
Seite(n): 70, 71, 72, 73, Zeilen: 38-41, 1-2, 1-35, 1-9
[Der maximal zulässige Erlös aus letzterer Kundengruppe wurde als Residualgröße mit Hilfe einer Kostenträgerrechnung festgelegt, d. h. als Differenz zwischen dem maximal zulässigen Gesamterlös und dem prognostizierten] Erlös aus den Tarifabnehmern. Zum anderen waren die Tarife Höchstpreise und wurden als solche in vielen Fällen von den i. d. R. öffentlichen (Stadtwerke) oder gemischt-wirtschaftlichen EVU (Verbundunternehmen, Regionalversorger) nicht ausgeschöpft.

Diese Praxis der Tariffestlegung war mit vielfältigen Anreizen verbunden, die sich unabhängig von Abweichungen im Einzelfall wie folgt darstellen lassen: Für die integrierten Unternehmen hatten dezentrale Erzeugungsanlagen, die zur Eigenversorgung oder zur Versorgung Dritter dienten und nicht von ihnen selbst betrieben wurden, i. d. R. Erlös- und Gewinneinbußen zur Folge. Es war daher betriebswirtschaftlich rational, die Errichtung dieser Anlagen möglichst zu verhindern oder sie allenfalls im Hinblick auf das politische und gesellschaftliche Umfeld zu dulden. Ferner waren Errichtung und Betrieb eigener Anlagen immer dann attraktiv, wenn sie Verlustenergie kostengünstig bereitstellen konnten oder wenn dadurch die Bezugskonditionen gegenüber dem Vorlieferanten verbessert werden konnten und die Anlage sich ökonomisch rechnete. Häufig waren die Lieferverträge jedoch so gestaltet, dass eine Bezugsminderung zu höheren Durchschnittsentgelten führte und sich daher die eigene Anlage nicht mehr lohnte. Lastmanagementoptionen waren für die Unternehmen interessant im Hinblick auf eine Optimierung der Bezugsstruktur gegenüber dem Vorlieferanten. In Netzplanungen wurden sie aber in der Regel nicht einbezogen. Schließlich dienten Effizienzmaßnahmen beim Kunden vor allem zur Befriedung des Umfeldes und zur Verbesserung des Images. Sie ergaben nur dort ökonomisch Sinn, wo sich die einzelne Maßnahme »in sich selbst« rechnete. Dies lag vor allem daran, dass das Problem der »entgangenen Erlöse« preisaufsichtlich nicht gelöst wurde.

bb) Anreize im Rahmen der freiwilligen Verbändevereinbarungen
Die Verbändevereinbarungen I, II und II plus orientierten sich in ihrem Kalkulationsleitfaden »Kriterien zur Bestimmung von Netznutzungsentgelten für elektrische Energie und über Prinzipien der Netznutzung« im Wesentlichen an den obigen Grundsätzen der K-Bogen-Regulierung, nun allerdings explizit angewendet auf die Netze. Diejenigen Netzbetreiber, die die Verbändevereinbarung anwandten, unterlagen demnach nach wie vor der Rationalität einer Rentabilitätsregulierung. Hinzu kamen jedoch einige Besonderheiten. Zum einen beschränkte sich die Entflechtung von Netz und Vertrieb bei den meisten Netzbetreibem auf eine getrennte Buchhaltung. Zum anderen waren Vergleichsbetrachtungen zwischen Netzentgelten einfacher durchzuführen und darzustellen als Tarifvergleiche und hatten in der Öffentlichkeit zu einer erhöhten Aufmerksamkeit geführt. Dieses Interesse wurde geschürt durch die Benchmarking-Berichte der EU-Kommission und insbesondere durch Äußerungen und Verfahren des BKartA, sodass die unternehmerischen Spielräume faktisch stärker eingegrenzt wurden.
Die Anreize im Rahmen der selbstregulierten Netzentgeltfestlegung bei kritischem Umfeld unterschieden sich dadurch zum Teil erheblich von denen im Rah-[men der Strompreisaufsicht, zum Teil gab es aber auch Übereinstimmungen.]

[S. 70, Z. 32-40]
  • [...] Der maximal zulässige Erlös aus letzterer Kundengruppe wurde als Residualgröße mit Hilfe einer Kostenträgerrechnung festgelegt, d.h. als Differenz zwischen dem maximal zulässigen Erlös insgesamt minus prognostiziertem Erlös aus der Gruppe der Tarifabnehmer.
  • Die Tarife waren Höchstpreise und wurden als solche in vielen Fällen nicht ausgeschöpft, da die in der Regel öffentlichen (Stadtwerke) oder gemischt-wirtschaftlichen EVU (Verbundunternehmen, Regionalversorger) eine negative Öffentlichkeit bei Strompreiserhöhungen scheuten.

[S. 71, Z. 1-2]
Diese Praxis der Tariffestlegung war mit vielfältigen Anreizen verbunden, die sich unabhängig von Abweichungen im Einzelfall wie folgt darstellen lassen:

[S. 72]
Insgesamt lässt sich diese Anreizstruktur für dezentrale Optionen in der Welt der K-Bogen-Regulierung wie folgt zusammenfassen:

  • Für die integrierten Unternehmen bedeutete jede dezentrale Erzeugungsanlage, die zur Eigenversorgung oder zur Versorgung Dritter diente und nicht von ihnen selbst betrieben wurde, in der Regel eine Erlös- und Gewinneinbuße.27 Es war daher betriebswirtschaftlich rational, die Errichtung dieser Anlagen möglichst zu verhindern oder sie allenfalls im Hinblick auf das politische und gesellschaftliche Umfeld zu dulden.
  • Errichtung und Betrieb eigener Anlagen war immer dann attraktiv, wenn sie Verlustenergie kostengünstig bereitstellen konnten oder wenn dadurch die Bezugskonditionen gegenüber dem Vorlieferanten verbessert werden konnten und die Anlage sich ökonomisch rechnete. Häufig waren die Lieferverträge jedoch so gestaltet, dass eine Bezugsminderung zu höheren Durchschnittskonditionen führte und sich daher die eigene Anlage nicht mehr lohnte.
  • Lastmanagementoptionen waren für die Unternehmen interessant im Hinblick auf eine Optimierung der Bezugsstruktur gegenüber dem Vorlieferanten. In Netzplanungen wurden sie in der Regel nicht einbezogen.
  • Effizienzmaßnahmen beim Kunden (Least-Cost Planning) dienten vor allem zur Befriedung des Umfeldes und zur Verbesserung des Images und machten in der Form des Contracting nur dort ökonomisch Sinn, wo sich die einzelne Maßnahme in sich selbst rechnete. Das lag vor allem daran, dass das Problem der „entgangenen Erlöse“ preisaufsichtlich nicht gelöst wurde.

2.4.2 Anreize im Rahmen der freiwilligen Verbändevereinbarungen
Die Verbändevereinbarungen I, II und II+ orientierten sich in ihrem Kalkulationsleitfaden „Kriterien zur Bestimmung von Netznutzungsentgelten für elektrische Energie und über Prinzipien der Netznutzung“ im Wesentlichen an den obigen Grundsätzen der K-Bogen-Regulierung, nun allerdings explizit angewendet auf die Netze.
Diejenigen Netzbetreiber, die die Verbändevereinbarung anwandten, unterlagen demnach nach wie vor der Rationalität einer Rentabilitätsregulierung. Hinzu kamen jedoch auch hier einige Besonderheiten:

  • Eine Trennung zwischen Netz und Vertrieb ist bei den meisten Netzbetreibern bislang nicht über eine getrennte Buchhaltung hinausgekommen. Aber selbst dort, wo die beiden Wertschöpfungsstufen bereits gesellschaftsrechtlich entflochten wurden, führt eine Holding-Konstruktion die Interessen nach wie vor zusammen.

[S. 73, Z. 1-9]

  • Vergleichsbetrachtungen zwischen Netzentgelten sind einfacher durchzuführen und darzustellen als Tarifvergleiche28 und haben in der Öffentlichkeit zu einer erhöhten Aufmerksamkeit geführt. Diese Aufmerksamkeit wurde geschürt durch die Benchmarking-Berichte der Europäischen Kommission und insbesondere durch Äußerungen und Verfahren des Bundeskartellamtes, so dass die Entgelterhöhungsspielräume faktisch stärker eingegrenzt wurden.

Die Anreize im Rahmen der Netzentgeltfestlegung durch Selbstregulierung bei kritischem Umfeld unterschieden sich dadurch zum Teil erheblich von denen im Rahmen der Strompreisaufsicht, zum Teil gab es aber auch Übereinstimmungen:


27 Dies galt nur dann nicht, wenn die fremde Anlage die Bezugsstruktur gegenüber dem Vorlieferanten verbessern half.

Anmerkungen

Übernahme beginnt auf voriger Seite und wird nächste Seite fortgesetzt.

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fret

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