Least-Cost Planing als Regulierungskonzept.pdf

-192-
eskalierenden Brennstoff- und Investitionskosten aufzufangen. 619 Ein typischer rate case dauert ca. ein
Jahr (s. dazu auch Abschnitt 4.3.3.1). Demzufolge konnten die Aufsichtsbehörden den Arbeitsanfall nicht
mehr bewältigen, und Verzögerungen in den Genehmigungsverfahren waren an der Tagesordnung.
Eine von mehreren Modifikationen, die daraufhin von einigen Bundesstaaten eingeführt wurde, war die
Festlegung eines Mindestzeitraums zwischen zwei rate cases. Dieser Mindestzeitraum beträgt z.B. in
Kalifornien genau drei Jahre und in New York 1-3 Jahre.
In den rate cases findet heute häufig eine Neuberechnung der Strompreise statt, d.h. der bisherige
Kostensockel wird genauso wie die zusätzlich geltend gemachten Kosten überprüft. 620 Damit hat sich die
Regulierung im Laufe der letzten 20 Jahre tendenziell von einer reinen Kostenzuschlagsregulierung
("Cost-Plus Regulation") zu einer umfassenderen Rentabilitätsregulierung gewandelt. 621
Die Ermittlung der Erlösanforderungen bezieht sich stets auf die kommende Periode (in der Regel auf 12
Monate) und wird dann - je nach Länge des Zeitraums zwischen den rate cases - für die nachfolgenden
Perioden fortgeschrieben. In der Praxis wird dabei entweder das tatsächliche Ergebnis der
zurückliegenden Periode zugrundegelegt und fortgeschrieben (historic test year), 622 oder man verwendet
das prognostizierte Ergebnis der kommenden Periode (forecast oder future test year). In Kalifornien, New
York und einigen anderen Bundesstaaten wird mit einem "future test year" gearbeitet, 623 während in der
Mehrzahl der Bundesstaaten auf das "historic test year" zurückgegriffen wird. 624
Für ein "future test year" spricht, daß bei spürbaren Inflationsraten die prognostizierten
Erlösanforderungen näher bei den tatsächlichen liegen, was insbesondere bei längeren
Genehmigungsperioden sinnvoll ist. Dagegen spricht zum einen der zusätzliche Prognoseaufwand, zum
619 Vgl. dazu Abschnitt 4.1.2.3. Inzwischen hat sich die Situation wieder deutlich beruhigt: während
Anfang der 80er Jahre jährlich noch weit über 200 rate cases beantragt wurden, hat sich diese Zahl
zum Ende der 80er Jahre etwa halbiert. Vgl. Jones (Regulatory Window), 1989, S.22.
620 Im Jahr 1990 wurden bei rund 100 EVU sogenannte "rate case audits" durchgeführt, bei denen
stichprobenartig bestimmte Kostenblöcke genauer untersucht wurden. Vgl. NARUC (1990 Annual
Report), 1991, S.508, Tabelle 54. Die regelmäßige Neuberechnung der Strompreise in vielen
Bundesstaaten auf Grund der enormen Kostensteigerungen in den 70er und 80er Jahren verlieh den
rate cases eine neue Qualität, die von Müller/Vogelsang (Regulierung), 1979, bei ihrer
Beschreibung der amerikanischen Strompreisregulierung nicht vorausgesehen werden konnte. Sie
gingen seinerzeit davon aus, daß "eine Berechnung oder Neuberechnung nicht in regelmäßigen
Abständen statt(findet)", und daß "zwischen den einzelnen Verfahren .. im Extremfall Jahrzehnte
liegen" (S.53).
621 So auch Joskow, der bemerkt: "... the financial experience of the industry in the past twenty years
makes it clear that it is not a pure cost-plus system" (Joskow (Structural Change), 1989, S.158).
622 Beim "historic test year" wird unterstellt, daß das Verhältnis zwischen Kosten, Nettoinvestitionen
und Erlösen auch in Zukunft unverändert bleibt, d.h. durch die Absatzprognose ist auch die
Kosten- und Investitionsprognose determiniert.
623 Rund 20 Bundesstaaten sowie die FERC erlauben grundsätzlich die volle oder teilweise Verwendung
des "future test year". Vgl. Jones (Regulatory Window), 1989, S.25, Fn 3.
624 Vgl. NARUC (1990 Annual Report), 1991, S.448f., Tabelle 23. Allerdings wird diese Methode
nicht immer strikt angewandt, sondern mit dem Wissen über vorhersehbare Veränderungen
kombiniert.