Branchenempfehlung Strommarkt Schweiz - VSE

Branchenempfehlung Strommarkt Schweiz
Kostenrechnungsschema
Gestehungskosten
Branchensystematik für die Kostenermittlung der Energielieferung an
Endverbraucher mit Grundversorgung
KRSG – CH, Ausgabe 2013

Impressum und Kontakt
Herausgeber
Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE
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Pflege und Weiterentwicklung des Dokumentes sind bei der
Kostenrechnungskommission (KoReKo) angesiedelt.
Autoren der Ausgabe 2013
Rolf Meyer IBAarau Präsident Kommission Kostenrechnung
Cédric Christmann EBM Leiter Task Force und Mitglied Kommission Kostenrechnung
Markus Balmer BKW Mitglied Task Force
Gerd Bühler Axpo Mitglied Kommission Kostenrechnung
Lionel Boson CKW Mitglied Task Force
Christine Döbeli ewz Mitglied Kommission Kostenrechnung und Task Force
Stefan Fischer EKZ Mitglied Task Force
Thomas Hammel EBM Mitglied Task Force
Marco Heer CKW Mitglied Kommission Kostenrechnung
Lilian Heimgartner Swissgrid Mitglied Kommission Kostenrechnung
Harald Henggi BKW Mitglied Kommission Kostenrechnung
Claudius Kobel BKW Mitglied Task Force
Andrea Müller werke am zürichsee Mitglied Kommission Kostenrechnung
Angela Krainer Axpo Mitglied Task Force
Karl Resch EKZ Mitglied Kommission Kostenrechnung
Peter Ruesch SIG Mitglied Kommission Kostenrechnung und Task Force
Marc Wüst ibw Mitglied Kommission Kostenrechnung
Markus Flatt EVU Partners AG Beratung / Unterstützung
Projektleitung VSE
Marcel van Zijl /
Niklaus Mäder VSE Abteilung Wirtschaft und Regulierung
Chronologie des Kostenrechnungsschemas Gestehungskosten
Frühling 2009 Erarbeitung Erstfassung Branchenempfehlung durch Task Force
Sommer 2009 Vernehmlassungen in der Branche über den Kanal der Gruppierungen
4. März 2010 Genehmigung durch Vorstand VSE
Juni – Oktober 2012 Überarbeitung Fassung vom 4. März 2010 durch Task Force
Oktober 2012 – März 2013 Überarbeitung Fassung vom 4. März 2010 durch KoReKo
März-April 2013 Vernehmlassung innerhalb der Branche
3. Juli 2013 Genehmigung durch VSE-Vorstand
Druckschrift Nr. 1016 d, Ausgabe 2013
Copyright
© Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE
Alle Rechte vorbehalten. Gewerbliche Nutzung der Unterlagen ist nur mit Zustimmung des VSE und
gegen Vergütung erlaubt. Ausser für den Eigengebrauch ist jedes Kopieren, Verteilen oder anderer
Gebrauch dieser Dokumente als durch den bestimmungsgemässen Empfänger untersagt. Der VSE
übernimmt keine Haftung für Fehler in diesem Dokument und behält sich das Recht vor, dieses Dokument
ohne weitere Ankündigungen jederzeit zu ändern.
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Inhaltsverzeichnis
Vorwort 4
1. Einleitung 5
2. Grundlagen 6
2.1. Rechtliche Grundlagen und Praxis der ElCom 6
2.1.1. Stromversorgungsgesetz und -verordnung 6
2.1.2. Weisungen und Praxis der ElCom 6
2.2. Anwendungsbereich 9
2.2.1. Marktakteure 9
2.2.2. Ausland-Geschäfte 10
2.2.3. Langfrist-Bezugsverträge 10
2.2.4. Energiequalitäten 10
3. Wertschöpfungsstufen Energie 11
3.1. Produktion 11
3.2. Einkauf & Handel 12
3.3. Vertrieb 12
3.4. Schnittstellen der Wertschöpfungsstufen 12
4. Grundsätze der Kostenermittlung und -zuordnung 15
4.1. Allgemeines 15
4.2. Kostenschema Gestehungskosten 15
4.3. Gestehungskosten der einzelnen Wertschöpfungsstufen 17
4.3.1. Gestehungskosten Produktion 17
4.3.2. Gestehungskosten Einkauf & Handel 20
4.3.3. Gestehungskosten Vertrieb 21
5. Kostenträgerstruktur 22
6. Bestimmung des angemessenen Gewinns 23
6.1 Angemessener Gewinn für die Grundversorgung mit Energie 23
6.2 Gewinnbesteuerung bei der Produktion mit kalk. Zinssatz (WACC) 24
6.3 Gewinnbestimmung bei Handel & Einkauf im Vertrieb 24
7. Anlagen 26
7.1. EBIT-Margen von Schweizer Firmen 26
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1 Wertschöpfungsstufen Energie 11
Abbildung 2 Portfoliomodell 13
Abbildung 3 Empfohlene Kostenträgerstruktur Netz und Energie Grundversorgung 22
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1 Kostenschema Gestehungskosten (Übersicht) 16
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Vorwort
Das Stromversorgungsgesetz (StromVG) vom 23.03.2007 und die Stromversorgungsverordnung
(StromVV) vom 14.03.2008 und 12.12.2008 haben den Schweizer Strommarkt für Endkunden mit
einem Jahresverbrauch von grösser als 100 MWh pro Verbrauchsstätte geöffnet. Endverbraucher mit
einem Jahresverbrauch von weniger als 100 MWh pro Verbrauchstätte sollen ab der 2. Stufe der
Marktöffnung vom diskriminierungsfreien Netzzugang Gebrauch machen können.
Im Sinne des Subsidiaritätsprinzips (StromVG Art. 3 Abs. 1) wurde im Rahmen des Projekts Merkur
Access II ein umfassendes Regelwerk für die Elektrizitätsversorgung im offenen Strommarkt durch
Fachleute der Branche ausgearbeitet. Mit diesem Regelwerk steht der Elektrizitätswirtschaft eine
branchenweit anerkannte Empfehlung zur Nutzung der Stromnetze und der Organisation des Energiegeschäfts
zur Verfügung.
StromVG und StromVV verlangen die Erarbeitung von Richtlinien zu verschiedenen Sachverhalten
durch die Netzbetreiber. Diese Aufgabe wurde im Rahmen der Branchendokumente erfüllt. Die entsprechenden
Kapitel in den verschiedenen Dokumenten sind im Kapitel 7 des Marktmodells Elektrische
Energie (MMEE) aufgeführt.
Das Netznutzungsmodell für die Verteilnetze (NNMV – CH), das Netznutzungsmodell für das Übertragungsnetz
(NNMÜ – CH), der Transmission Code (TC – CH), das Balancing Concept (BC – CH), der
Metering Code (MC – CH) und der Distribution Code (DC – CH) sind Schlüsseldokumente.
Abgestimmt auf diese zentralen Dokumente werden die Umsetzungsdokumente sowie die nötigen
„Werkzeuge“ durch die Branche erarbeitet.
Das vorliegende Dokument KRSG ist ein Umsetzungsdokument.
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1. Einleitung
(1) Das Stromversorgungsgesetz (StromVG) ist in der Absicht entstanden, den Strommarkt in
der Schweiz analog zu den Ländern der EU zu öffnen. Aus politischen Erwägungen wurde
vom Parlament eine Öffnung in zwei Schritten beschlossen. In einer ersten Phase der Marktöffnung
haben nur Endkunden mit einem Jahresverbrauch über 100 MWh die Möglichkeit
des freien Netzzuganges, d.h. des freien Marktzutritts. Die übrigen Kunden verbleiben in der
Grundversorgung. Weiter zählen auch Endkunden, die den freien Netzzugang nicht beanspruchen,
zur Grundversorgung (Art. 6 Abs. 1 StromVG). Im Bereich der Grundversorgung
sind nicht „Lieferanten“ oder „Händler“ für die Belieferung der Endkunden in Grundversorgung
verantwortlich, sondern diese Rolle kommt von Gesetzes wegen den Verteilnetzbetreibern
zu.
(2) Die Lieferung von Grundversorgungsenergie erfolgt integral, d.h. Netz + Energie, auf der
Basis eines sogenannten „Elektrizitätstarifs“ mit getrenntem Ausweis von Netznutzungsentgelt,
Energielieferung und Abgaben und Leistungen ans Gemeinwesen (Art. 6 Abs. 3
StromVG). Die Ermittlung der Kosten für die Netznutzung wird in der VSE-
Branchenempfehlung Kostenrechnungsschema für Verteilnetzbetreiber (KRSV) beschrieben.
Der Tarifanteil Energielieferung in der Grundversorgung muss sich an den Gestehungskosten
der Produktion bzw. den langfristigen Bezugsverträgen orientieren (Art. 4 Abs. 1 StromVV).
Diese stellen allerdings nur einen Teil der entsprechenden Kalkulationsbasis dar. Zur vollständigen
Ermittlung der Kosten für die Energielieferung an Endkunden in Grundversorgung
sind insbesondere die Kosten folgender Tätigkeiten zu berücksichtigen:
• Vertriebsaktivitäten und Abwicklung der Kundenprozesse
• Eigenproduktion (inkl. Partnerwerke)
• Einkauf & Handel (inkl. Beteiligungen)
• Verwaltung und Management der entsprechenden Organisationseinheiten
Die geltenden Regelungen der Grundversorgung gemäss Art. 6 StromVG (angemessene Tarife)
und Art. 4 StromVV gelten nur für die aktuelle Phase der Teilmarktöffnung, d.h. nur solange
die festen Endverbraucher keinen Anspruch auf Netzzugang haben. Diese Übergangsregelung
ist zeitlich begrenzt und mit der Einführung der vollen Marktöffnung, wo alle Endverbraucher
ihren Lieferanten für die Energie frei und auf der Basis von Marktpreisen wählen
können, hinfällig.
(3) In Art. 4 StromVV 1 „Elektrizitätstarife und Kostenträgerrechnung für Energielieferung“ wird im
Absatz 1 folgende Regelung zur Bemessung der Energieliefertarife in der Grundversorgung
festgehalten:
„Der Tarifanteil für die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung orientiert
sich an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen
des Verteilnetzbetreibers.“
(4) Die vorliegende Branchenempfehlung berücksichtigt die Vorgaben und die Anforderungen
der ersten Phase der Marktöffnung. Das KRSG behandelt folgende Themen:
• Rechtliche Grundlagen und Anwendungsbereich der Grundversorgung mit Strom
• Grundsätze zur Kostenrechnung Energielieferung
• Definition und Abgrenzung der einzelnen Wertschöpfungsstufen der Energielieferung
• Definition der Gestehungskosten pro Wertschöpfungsstufen
1 Revidierte StromVV vom 14. März 2008, Änderung vom 30. Januar 2013. Für die Periode zwischen 2009 und 2012 siehe ElCom Weisung 3/2012.
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2. Grundlagen
2.1 Rechtliche Grundlagen und Praxis der ElCom
2.2.1 Stromversorgungsgesetz und -verordnung 2
(1) Art. 6 StromVG regelt die Lieferpflicht und die Tarifgestaltung für die Grundversorgung im
Grundsatz. Als Grundversorgung wird in Abs. 1 die jederzeitige Belieferung der gewünschten
Menge an Elektrizität mit der erforderlichen Qualität und zu angemessenen Tarifen an feste
Endverbraucher (weniger als 100MWh Jahresverbrauch pro Verbrauchsstätte) und an Endverbraucher,
die auf den Netzzugang verzichten, definiert. Die Verteilnetzbetreiber werden
verpflichtet,
• für feste Endverbraucher pro Kundengruppe mit gleichartiger Verbrauchscharakteristik
und gleicher Spannungsebene, einen einheitlichen, für ein Jahr festen Elektrizitätstarif
zu berechnen und nach Netznutzung, Energielieferung, Abgaben und Leistungen an
Gemeinwesen aufgeschlüsselt zu veröffentlichen (Abs. 3).
• für den Tarifbestandteil der Energielieferung eine separate Kostenträgerrechnung zu
führen (Abs. 4).
• die Preisvorteile aus ihrem freien Netzzugang (z.B. durch anteilige Beschaffung von
Energie für die Grundversorgung am freien Markt) anteilsmässig an die festen Endverbraucher
weiterzugeben (Abs. 5).
(2) Art. 12 StromVG verpflichtet die Netzbetreiber in Bezug auf die Grundversorgung mit Energie
zur jährlichen Veröffentlichung der Elektrizitätstarife (Abs. 1) sowie zur transparenten und
vergleichbaren Rechnungsstellung (Abs. 3). Die Kosten für die Energielieferung im Falle der
Grundversorgung sind auf der Rechnung getrennt auszuweisen.
(3) Art. 1 StromVV definiert den Gegenstand und Geltungsbereich der Verordnung. Die geltende
Verordnung regelt lediglich die erste Phase der Strommarktöffnung, in welcher die festen
Endverbraucher keinen Anspruch auf Netzzugang haben. Für die volle Marktöffnung wird
damit eine grundlegende Revision der StromVV nötig sein.
(4) Art. 4 StromVV präzisiert die Angemessenheit der Tarife im Sinne von Art. 6 Abs. 1
StromVG sowie die Pflichten der Netzbetreiber im Zusammenhang mit der separat zu führenden
Kostenträgerrechnung für die Energielieferung. Gemäss Abs. 1 müssen sich die
Elektrizitätstarife in der Grundversorgung an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion
und an langfristigen Bezugsverträgen der Verteilnetzbetreiber orientieren. Im Übrigen
verpflichtet Art. 4 StromVV die Netzbetreiber zur Begründung von Erhöhungen und Senkungen
der Elektrizitätstarife gegenüber den festen Endverbrauchern (Abs. 2) sowie im Falle von
Erhöhungen auch gegenüber der ElCom (Abs. 3).
(5) Art. 19 StromVV sieht vor, dass die ElCom neben den Netznutzungstarifen und -entgelten
auch die Elektrizitätstarife mittels Effizienzvergleichen überprüft (Abs. 1) und im Fall von ungerechtfertigten
Gewinnen entsprechende Tarifsenkungen bei den Netzbetreibern verfügt
(Abs. 2). Im Rahmen der Effizienzvergleiche hat die ElCom mit den betroffenen Kreisen zusammenzuarbeiten,
die nicht beeinflussbaren Unterschiede sowie den Amortisierungsgrad zu
berücksichtigen und internationale Vergleichswerte in die Überprüfung miteinzubeziehen.
2.1.2 Weisungen und Praxis der ElCom
(1) Gemäss der Weisung 3/2012 der ElCom gehören zu den anrechenbaren Gestehungskosten
die Betriebs- und Kapitalkosten einer leistungsfähigen und effizienten Produktion sowie Abgaben.
Das von der ElCom verwendete Gestehungskostenschema enthält aus Sicht des
VSE folgende grundlegende Mängel:
• Das Gestehungskostenschema der ElCom verweist vom Wortlaut her nur auf die
Wertschöpfungsstufe der Produktion. Die anteiligen Kosten für den Einkauf, für den
Handel und für den Vertrieb im Zusammenhang mit der Grundversorgung werden
nicht explizit miteinbezogen.
2 Stand StromVG vom 1. Juli 2012; Stand StromVV vom 15. März 2012.
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• Das Gestehungskostenschema der ElCom ist eine Mischung aus Aufwandarten der
Finanzrechnung (z.B. Personalaufwand) und aus Kostenarten der Kostenrechnung
(z.B. Verzinsung von Eigenkapital).
• Das vom Gesetzgeber, der ElCom und der Branche im Netzbereich anerkannte Kapitalkostenmodell
auf Basis der Gesamtkapitalverzinsung mit einem risikogerechten,
gewichteten Kapitalkostensatz WACC (Weighted Average Cost of Capital) wird durch
die Differenzierung von Fremd- und Eigenkapitalverzinsung im Gestehungskostenschema
der ElCom durchbrochen.
• Das Gestehungskostenschema der ElCom ist unvollständig.
(2) Inhaltlich definiert die ElCom insbesondere die Zusammensetzung der Gestehungskosten
einer effizienten Produktion, bestehend aus den entsprechenden Betriebs- und Kapitalkosten.
Zu den Betriebskosten der Produktion zählt die ElCom auch die Kosten der Energiebeschaffung
für den Eigenbedarf. Weiter werden bei entsprechender Begründung auch erfolgte
Rückstellungen für Betriebsrisiken oder ein ausserordentlicher Aufwand als anrechenbare
Kosten von der ElCom akzeptiert.
(3) Die Weisung der ElCom enthält keine nähere Definition des Begriffes „langfristige Bezugsverträge“.
Ebenfalls ist die Herleitung der Kosten langfristiger Bezugsverträge in der ElCom-
Weisung nicht detailliert definiert. Die ElCom stellt diese Kosten lediglich den Gestehungskosten
der Produktion gleich. In dieser Branchenempfehlung sind daher in Kapitel 2.2 entsprechende
Begriffs- und Inhaltsdefinitionen enthalten.
(4) Ebenfalls nicht definiert ist der Begriff der „effizienten“ Produktion, und es sind auch keine
Kriterien festgelegt, die für eine Prüfung herangezogen werden könnten. Der VSE empfiehlt
daher, die Produktionseffizienz, welche primär von den verschiedenen Produktionsarten und
den verfügbaren Produktionsstandorten abhängt, im Rahmen der Übergangslösung der
Teilmarktliberalisierung und unter Berücksichtigung der energiepolitischen Vorgaben nicht
anzuwenden. Spätestens zum Zeitpunkt der vollständigen Marktöffnung werden Produzenten
mit allfällig „ineffizienten“ Anlagen mit einem Preis- und Absatzrisiko konfrontiert werden, da
die Kraftwerke bereits heute auch schon für den Markt produzieren.
(5) Bei wörtlicher Auslegung der Weisung wären zur Ermittlung der Grundversorgungstarife lediglich
die im Rahmen der Produktion entstehenden Kosten, einschliesslich der entsprechenden
Kapitalkosten sowie die Kosten für langfristige Bezugsverträge, anzusetzen. Die in einem
Energieversorgungsunternehmen darüber hinaus anfallenden Kosten zur Durchführung
der erforderlichen Handelsaktivitäten sowie die Aktivitäten zur Betreuung der festen Endkunden
und des diesbezüglichen Vertriebes blieben unberücksichtigt. Die entsprechenden Prozesse
sind allerdings für ein Energieversorgungsunternehmen zur Erfüllung seiner Versorgungsaufgabe
unabdingbar. Auch die zugehörigen Betriebs- und Kapitalkosten im Vertrieb
sind aus den mit Kunden getätigten Umsätzen zu decken und müssen daher bei der Tarifgestaltung
ebenfalls berücksichtigt werden. Erfolgt dies nicht, so ist die Wirtschaftlichkeit von
Energieversorgungsunternehmen beeinträchtigt. Unter Berücksichtigung vorgenannter Aspekte
wird Art. 4 Abs. 1 StromVV insbesondere hinsichtlich des Begriffes „Orientierung an
den Gestehungskosten“ seitens des VSE dahingehend interpretiert, dass die Kosten einer effizienten
Produktion und von langfristigen Bezugsverträgen in jedem Falle bei der Kalkulation
der Tarife für die Grundversorgung heranzuziehen sind, die übrigen Kosten eines Energieunternehmens,
die zur Erfüllung seiner Versorgungsaufgabe und zur Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit
anfallen, aber ebenfalls zu berücksichtigen sind.
(6) In dieser Branchenempfehlung wird der Begriff „Gestehungskosten“ daher in einer erweiterten
Auslegung verwendet. D. h. dass zu den reinen Produktionskosten und denen für langfristige
Bezugsverträge auch die sonstigen Kosten eines Verteilnetzbetreibers zur Erfüllung
seiner Versorgungsaufgabe und zur Belieferung der Kunden mit Energie hinzuzurechnen
sind. Dies umfasst insbesondere auch die Kosten für Vertrieb und Handel. Nicht zu berücksichtigen
sind allerdings alle mit dem Verteilnetzbetrieb zusammenhängenden Kosten. Aus
diesen Überlegungen resultieren die folgenden Gruppen von Gestehungskostenarten, die in
vorliegender Branchenempfehlung verwendet werden:
• Gestehungskosten Produktion (inkl. Partnerwerke)
• Gestehungskosten Einkauf & Handel
• Gestehungskosten Vertrieb
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(7) Explizit äussert sich die ElCom zur Berechnung der kalkulatorischen Kapitalkosten, bestehend
aus kalkulatorischen Abschreibungen sowie der risikogerechten Verzinsung der investierten,
betriebsnotwendigen Vermögenswerte. In Analogie zur Definition der anrechenbaren
Netzkosten (vgl. Art. 15 Abs. 3 StromVG) bilden auch im Bereich der Produktionsanlagen
höchstens die ursprünglichen Anschaffungs- und Herstellkosten die Basis. Die kalkulatorischen
Abschreibungen erfolgen linear über die wirtschaftliche Nutzungsdauer oder, sofern
diese kürzer ist, über die Konzessionsdauer, auf den Restwert Null. Bei der kalkulatorischen
Verzinsung verzichtet die ElCom auf die Vorgabe eines angemessenen Zinssatzes. Der
Zinssatz soll den Risiken der Stromproduktion angemessen Rechnung tragen und den individuellen
Verhältnissen, z.B. der konkreten Finanzierungsstruktur, angepasst werden können.
In konkreten Kostenprüfungen hat die ElCom demgegenüber bereits mehrfach einen von ihr
als angemessen definierten, standardisierten Zinssatz zur Anwendung gebracht. Diese Praxis
der ElCom sowie die entsprechende Beurteilung des VSE sind in Kapitel 4.4.3 dieser
Branchenempfehlung enthalten.
(8) Die Grenzen der Anwendbarkeit der Definition des angemessenen Gewinns anhand einer
risikogerechten Verzinsung des investierten Kapitals hat die ElCom im Rahmen der Überprüfung
der Vertriebsgewinne von Verteilnetzbetreibern ohne massgebliche Eigenproduktionsanteile
festgestellt. Auf der Basis der Tarifdeklarationen 2010 der Netzbetreiber hat die El-
Com einen Schwellenwert 3 für die Vertriebs- und Verwaltungskosten inklusive einem angemessenen
Gewinn berechnet und als Aufgreifkriterium für die Überprüfung der Energieliefertarife
kommuniziert. Aus Sicht der ElCom sind Verteilnetzbetreiber mit einer Vertriebsmarge
inkl. Verwaltungs- und Vertriebskosten unterhalb des Schwellenwertes nicht vertieft zu
überprüfen.
(9) Der VSE beurteilt die aktuelle regulatorische Praxis in Bezug auf die Vertriebskosten im Sinne
eines Aufgreifkriteriums als betriebswirtschaftlich nicht sachgerecht:
• Während für einzelne Versorger ein generell angewandter Schwellenwert eine angemessene
Vertriebsmarge ermöglicht, kann je nach Kunden- und Grössenstruktur dies
nicht der Fall sein. Grosse Endverbraucher, insbesondere potentiell freie Kunden, sind
mit höheren Vertriebs- und Verwaltungskosten und in der Regel auch mit höheren Risiken
(z.B. Debitorenrisiko) beim Versorger verbunden. Ist der Anteil an Grosskunden
bei einem Versorger überdurchschnittlich, dürfte ein genereller Schwellenwert den
angemessenen Gewinn gefährden.
• Die in die Erhebung der ElCom eingeflossenen, aktuellen Vertriebs- und Verwaltungskosten
sind für die zukünftige Situation im liberalisierten Markt nicht repräsentativ. Mit
zunehmender Wechselbereitschaft von potentiell freien Kunden sowie den Anforderungen
der neuen Energiepolitik ist von einer Erhöhung der bisher äusserst tiefen Vertriebskosten
auszugehen.
• Ein Aufgreifkriterium bedeutet grundsätzlich, dass es einen Anreiz gibt, seine Leistungen
und seine Qualität zu kürzen bzw. keine Leistungen, z.B. im Bereich der erneuerbaren
Energieprodukte und der Energieeffizienz, auszubauen.
(10) Letztlich äussert sich die ElCom in ihrer Weisung auch zur Kostenallokation. Einerseits verweist
sie auf die Anwendbarkeit der Vorgaben zur Kostenrechnung Netznutzung von Art. 7
Abs. 5 StromVV. Bezüglich der Aufteilung der Beschaffungskosten auf die Grundversorgung
und auf freie Kunden hält sie folgende Vorgabe fest:
„Bei der Aufteilung der Vorteile der günstigeren Gestehungskosten und langfristigen Bezugsverträge
auf Endverbraucher mit Grundversorgung und die anderen Kunden sind Lieferverträge,
die bereits vor Inkrafttreten der Verordnung bestanden, angemessen zu berücksichtigen.
Dazu wird der aufgrund der Gestehungskosten und langfristigen Bezugsverträge günstigere
Strom mit einem sachgerechten, nachvollziehbaren und schriftlich festgehaltenen
Schlüssel auf diese beiden Gruppen verteilt. Als Schlüssel wird im Normalfall der durchschnittliche
Absatz bei den verschiedenen Kundengruppen der letzten zwei Jahre verwendet.
Abweichungen davon sind namentlich im Falle grösserer Änderungen möglich, sie sind aber
zu begründen.“
3 Vgl. ElCom Infoveranstaltung 2011; Folien 68-70. Erhältlich unter http://www.elcom.admin.ch/dokumentation/00021/00122/00124/index.html?lang=de.
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2.2 Anwendungsbereich
2.2.1 Marktakteure
(1) Im Grundsatz definiert die ElCom in Ziffer 2 der Weisung 3/2012 die Anwendbarkeit von Art.
4 Abs.1 StromVV:
„Die Anwendung von Artikel 4 Absatz 1 StromVV ist auf Endverbraucher mit Grundversorgung
beschränkt. Diese setzen sich gemäss Artikel 2 Absatz 1 Bst. f StromVV zusammen
aus den festen Endverbrauchern und den Endverbrauchern, die auf den Netzzugang verzichten.
Damit ist der Absatz weder auf Endverbraucher, die am Markt teilnehmen, noch auf das
Verhältnis zwischen Lieferanten und Endverteilern anwendbar.“
(2) Endverbraucher mit Netzzugang sind gemäss obiger Definition und im Sinne von Art. 6
StromVG von der Grundversorgung ausgenommen. Durch die Wahl des Energielieferanten
können sie von Angebot und Nachfrage am Strommarkt profitieren. Eine Regulierung der für
die Energielieferung anrechenbaren Gestehungskosten erübrigt sich.
(3) Produzenten unterliegen der Gestehungskostenregelung von Art. 4 Abs. 1 StromVV grundsätzlich
nicht. Aus Sicht des VSE kann ein Produzent bzw. dessen Eigentümer nur in zwei
Fällen dazu verpflichtet werden, die Gestehungskostenregelung nach Art. 4 Abs. 1 StromVV
anzuwenden:
• Das Kraftwerk oder die Kraftwerksgesellschaft ist im direkten Eigentum oder unter der
Kontrolle eines Verteilnetzbetreibers mit Grundversorgungsauftrag.
• Das Kraftwerk ist als Partnerwerk ausgestaltet und mindestens ein Verteilnetzbetreiber
mit Grundversorgungsauftrag ist daran beteiligt. In diesem Fall ist/sind diese(r)
Verteilnetzbetreiber als (Mit-)Eigentümer gemäss Ziffer 5 der ElCom-Weisung 3/2012
verpflichtet, seine/ihre Vorteile aufgrund der partnerschaftlichen Eigenproduktion unabhängig
von der Eigentümerstruktur an seine Endverbraucher mit Grundversorgung
weiterzugeben. Für die übrigen Eigentümer ist die vorliegende Branchenempfehlung
bzw. die Gestehungskostenregelung von Art. 4 Abs. 1 StromVV aus Sicht des VSE
nicht anzuwenden.
(4) In sämtlichen übrigen Fällen von unabhängigen Produzenten ohne Grundversorgungsauftrag
ist die vorliegende Branchenempfehlung bzw. die Gestehungskostenregelung von Art. 4 Abs.
1 StromVV aus Sicht des VSE nicht anzuwenden.
(5) KEV-Anlagen, d.h. Kraftwerke bzw. Produktionsgesellschaften mit kostendeckender Einspeisevergütung
(KEV) fallen aus Sicht des VSE nicht unter den Anwendungsbereich von
Art. 4 Abs. 1 StromVV.
Demgegenüber können die Kosten für die Abnahme erneuerbarer Energie von dezentralen
Produktionsanlagen ohne kostendeckende Einspeisevergütung, je nach Möglichkeiten des
lokalen Verteilnetzbetreibers mit oder ohne ökologischen Mehrwert, als Gestehungskosten
für die Grundversorgung angerechnet werden. Dabei soll es dem Verteilnetzbetreiber aus
Sicht des VSE frei stehen, den ökologischen Mehrwert ausserhalb der Grundversorgung zu
vermarkten (z.B. entsprechende Zusatzprodukte oder Zertifikatshandel) oder aber direkt in
den Gestehungskosten der damit höherwertigen Grundversorgung anzurechnen. Relevant
sind mindestens die für den jeweiligen Verteilnetzbetreiber anfallenden Kosten für die Abnahme
der eingespiesenen Energie zum definierten Rückliefertarif.
(6) Verteilnetzbetreiber sind von dieser Branchenempfehlung in ihrer Rolle als Versorger von
festen Endverbrauchern und solchen, die auf den Netzzugang verzichten, betroffen. Der Verteilnetzbetreiber
unterliegt als versorgungspflichtiges Unternehmen den Vorschriften des Art.
4 Abs. 1 StromVV. Verteilnetzbetreiber, die keine Endkunden in Grundversorgung beliefern,
unterliegen nicht den Vorschriften des Art. 4 Abs. 1 StromVV.
Auf das Verhältnis des Verteilnetzbetreibers mit seinen vorgelagerten Netzbetreibern bzw.
seinen Energielieferanten ist Art. 4 Abs. 1 StromVV nicht anwendbar, da die Verteilnetzbetreiber
aufgrund ihres freien Netzzugangs gemäss Art. 6 Abs. 5 StromVG selber keinen Anspruch
auf Grundversorgung haben.
(7) Unabhängige Energielieferanten ohne Grundversorgungsauftrag und reine Stromhändler
unterstehen den Regelungen von Art. 4 Abs. 1 StromVV nicht.
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2.2.2 Ausland-Geschäfte
(1) Beteiligungen an Kraftwerksgesellschaften im Ausland oder entsprechende Bezugsverträge
(siehe Kapitel 2.2.3 nachstehend) sind von der Gestehungskostenregelung gemäss Art. 4
Abs. 1 StromVV nur insofern betroffen, als eine physische Lieferung des Stroms zu Grundversorgungszwecken
möglich ist. Dies bedingt entsprechende Grenzkapazitäten. Wird der
von diesen erzeugte Strom im Ausland abgesetzt oder wird der Strom durch ausländische
Vergütungsmodelle, wie zum Beispiel in Deutschland von den Einspeisevergütungen nach
EEG vergütet, müssen sie bei der Ermittlung der Gestehungskosten keine Berücksichtigung
finden, da sie nicht im Zusammenhang mit der Belieferung von Kunden in der Schweiz stehen
und einem anderen Geschäftszweck dienen.
2.2.3 Langfrist-Bezugsverträge
(1) Als 'langfristige Bezugsverträge' im Sinne von Art. 4 Abs. 1 StromVV und der Ziffer 4 der
Weisung 3/2012 der ElCom werden nach der Interpretation des VSE alle Energieverträge zur
physischen Strombeschaffung verstanden, die eine längerfristige Geschäftsbeziehung regeln.
Als 'sonstige Beschaffungsverträge' werden alle Vereinbarungen zwischen dem jeweiligen
Energieversorgungsunternehmen und Dritten zur physischen Beschaffung von Energie
verstanden, die jedoch nicht auf eine längerfristige Geschäftsbeziehung ausgelegt sind.
Ebenfalls „sonstige Beschaffungsverträge“ sind Vereinbarungen zwischen einem Energieversorgungsunternehmen
und Dritten zur Beschaffung von Energie, die finanziellen Charakter
haben.
(2) Die Zuteilung der „sonstigen Beschaffungsverträge“ (unabhängig der Fristigkeit) auf die Endkunden
in Grundversorgung sowie auf die sonstigen Kunden muss nachvollziehbar erfolgen.
(3) Es wird empfohlen, alle Bezugsverträge sowie die eigenerzeugten Mengen einschliesslich
derer von Partnerwerken in einem Portfolio zu verwalten, sie mit den jeweiligen Energiekosten
zu bewerten und sie innerhalb dieses Modells auch den geplanten Absatzmengen für die
verschiedenen Kundengruppen gegenüberzustellen. Näheres hierzu enthält Kapitel 3.4.
2.2.4 Energiequalitäten
(1) Der Bereich der Qualitätszertifikate und der Vermarktung des ökologischen Mehrwerts eigener
Produktionsanlagen ist aus Sicht des VSE nicht reguliert. Sofern seitens des Energieversorgungsunternehmens
ein Grundversorgungstarif mit Berücksichtigung besonderer Stromqualitäten
angeboten wird, so können diese einerseits durch entsprechend erworbene Zertifikate
und andererseits durch die Festlegung eines entsprechenden Produktionsmixes realisiert
werden. Das Angebot eines solchen Tarifes im Rahmen der Grundversorgung ist aus
Sicht des VSE im Sinne der Nachhaltigkeit durchaus zu begrüssen und auch im Interesse
von Politik, Gesellschaft und Umwelt. Es sollte daher im Ermessen des einzelnen Energieversorgungsunternehmens
liegen, inwieweit die resultierenden „Qualitätskosten“ in die Ermittlung
der Gestehungskosten für die Belieferung von Endkunden in Grundversorgung mit
Strom berücksichtigt werden oder nicht. Die Bewertungsgrundlage im Falle der Berücksichtigung
sollten zum einen die Erwerbskosten der Qualitätszertifikate und zum anderen im Falle
des Vorhandenseins eigener Produktionsanlagen alle Kosten sein, die im Zusammenhang
mit der Sicherstellung der entsprechenden Qualitäten entstehen.
(2) Dem Energieversorgungsunternehmen ist es aus Sicht des VSE daher auch freizustellen,
inwiefern es wählbare Aufpreis- oder Mehrwertprodukte im Rahmen oder ausserhalb der
Grundversorgung anbietet. Im Falle von für die Kunden frei wählbaren Zusatz- oder Mehrwertprodukten
unterstehen entgegen der Praxis der ElCom aus Sicht des VSE die Zusatzoder
Mehrwertprodukte nicht der Regulierung.
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3. Wertschöpfungsstufen Energie
(1) Zur Sicherstellung der Grundversorgung mit Energie im Sinne von Art. 6 StromVG ist, neben
der Netzinfrastruktur zur Übertragung und Verteilung, die Produktion des Stroms in der erforderlichen
Qualität, der Einkauf von zusätzlichen Strommengen bei Drittproduzenten oder am
Markt, der Handel zur Optimierung der bedarfsgerechten Bereitstellung der geforderten
Strommengen zur richtigen Zeit und letztlich der Vertrieb des Stroms an den Endkunden
notwendig. Da die Elektrizitätsversorgungsunternehmen die Verteilnetzbereiche gemäss Art.
10 StromVG mindestens buchhalterisch von den übrigen Tätigkeitsbereichen entflechten
müssen, konzentriert sich das vorliegende Kostenrechnungsschema ausschliesslich auf die
"Wertschöpfungsstufen Energie".
Abbildung 1
Wertschöpfungsstufen Energie
(2) In Abbildung 1 sind die möglichen Wertschöpfungsstufen eines Versorgungsunternehmens in
Bezug auf die Energielieferungen aufgeführt. Ein einzelnes Versorgungsunternehmen mit
Grundversorgungsauftrag kann dabei auf allen oder nur auf einzelnen Wertschöpfungsstufen
tätig sein und ist in seiner Organisation frei.
(3) Nicht Bestandteil des Kostenrechnungsschemas Gestehungskosten sind Kosten, die im
Rahmen der Netznutzung entstehen (Netzinfrastruktur, Netzbetrieb, …). Die Definition und
Abgrenzungen der Wertschöpfungsstufen des Netzes, bestehend aus Übertragung und Verteilung,
sind im NNMÜ-CH bzw. im NNMV-CH 4 aufgeführt.
3.1.
Produktion
(1) Die Kosten der Produktion von Strom in eigenen Kraftwerken, sowie die Jahreskosten der mit
Partnern gemeinsam betriebenen Partnerkraftwerke werden im vorliegenden Kostenrechnungsschema
in der Wertschöpfungsstufe Produktion abgebildet. Nicht miteinbezogen werden
KEV-Anlagen (vgl. Kapitel 2.2.1 hiervor).
(2) Als Gestehungskosten der Produktion werden alle Kosten eines Kraftwerkes loco Klemme
verstanden. Sie umfassen alle effizienten Aufwandskosten im direktem oder indirekten ursächlichen
Zusammenhang mit der Erzeugung, kalkulatorische Kosten (wie z.B. Kosten für
Gratis- oder Vorzugsenergielieferungen) und kalkulatorische Kapitalkosten für das betriebsnotwendige
Vermögen. Sie werden bei gleichzeitiger Strom- und Wärmeproduktion mengengewichtet
berücksichtigt. D. h. es werden lediglich die anteiligen Stromproduktionskosten in
die Gestehungskostenermittlung aufgenommen.
(3) Die Kosten von Partnerwerken fallen anteilig gemäss Jahresrechnung des Partnerwerkes
oder gemäss Kostenrechnung des Partnerwerkes an. Im Falle einer Kostenrechnung orientiert
sich diese an den gleichen Grundsätzen wie diejenige von eigenen Kraftwerken gemäss
(2).
(4) Die Kosten von Beteiligungen fallen gemäss Jahresrechnung resp. Beteiligungsverhältnis an.
Diese sind im Kostenrechnungsschema der Wertschöpfungsstufe Produktion zuzuordnen,
wenn der Bezug der anteiligen Strommengen kostenbasiert erfolgt. Dies kann auch der Fall
sein für kostenbasierte Langfristverträge. Wenn Kraftwerke, Produktionsbeteiligungen oder
kostenbasierte Langfristverträge nicht der Versorgung der Kunden in der Schweiz dienen,
wie das insbesondere bei ausländischer Produktion der Fall sein kann, sind diese nicht in die
Gestehungskosten einzurechnen.
4 Netznutzungsmodell für das Schweizerische Übertragungsnetz NNMÜ-CH (VSE, 2013), Netznutzungsmodell für Verteilnetze der Schweiz NNMV-CH
(VSE 2011).
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(5) Das ganze Produktionsportfolio der Energie wird an die nachgelagerte Wertschöpfungsstufe
„Einkauf & Handel“ abgegeben. Die entsprechende Disposition der für die Grundversorgung
erforderlichen Energiemengen und -qualitäten erfolgt auf dieser Stufe.
3.2 Einkauf & Handel
(1) In der Wertschöpfungsstufe Einkauf & Handel fallen sämtliche zusätzlich zur Produktion notwendigen
Beschaffungs- und Dispositionskosten eines Versorgungsunternehmens an. Insbesondere
werden in dieser Wertschöpfungsstufe die Kosten aus Langfristverträgen (gemäss
der Definition in Kapitel 2.2.3 hiervor), die Kosten sonstiger Beschaffungsverträge, und die
allfälligen Kosten weiterer Beschaffungen am freien Markt verbucht. Im Unterschied zur kostenbasierten
Produktion sind diese Verträge in der Regel marktpreisbasiert ausgestaltet.
(2) Finanzielle Beteiligungen an Produktions- oder Handelsgesellschaften, welche zum Bezug
entsprechender Strommengen berechtigen, werden, sofern die Bezugsrechte preisbasiert
ausgestaltet sind, ebenfalls dieser Wertschöpfungsstufe zugeordnet. Im Unterschied zur
Wertschöpfungsstufe der Produktion sind für das Kostenrechnungsschema in diesen Fällen
nur die jeweiligen Beschaffungskosten relevant.
(3) Der Einkauf und Handel ist für die Grundversorgung neben der Produktion relevant, da über
diese Aktivitäten insbesondere Shortpositionen der Versorgung am Markt beschafft werden
können. Zudem können in dieser Wertschöpfungsstufe wichtige Risiken für die Produktion
und den Vertrieb optimiert bewirtschaftet werden. Die übrigen Kosten und Erlöse dieser
Wertschöpfungsstufe eines Versorgungsunternehmens werden vom Versorgungsgeschäft
abgegrenzt (z.B. Eigenhandel, Verkauf überschüssiger Energie). Dies geschieht indem der
Einkauf & Handel als interner Dienstleister gegenüber der Produktion, dem Vertrieb und gegenüber
dem Netz (Netzverluste) verstanden wird. Dadurch wird auch die Transparenz der
internen Wertflüsse und der Kostenrechnung erhöht (siehe Kapitel 3.4 nachstehend).
3.3 Vertrieb
(1) Der Vertrieb stellt den direkten Kontakt zum Endkunden (Kundendienst, Produktmanagement,
Produkt- und Preiskommunikation, Abrechnung, etc.) sicher. Er betreut und berät die
unterschiedlichen Kundensegmente, gestaltet neue Produkte und zusätzliche Dienstleistungen,
entwickelt diese weiter und stellt zumeist auch den Tagesbetrieb in den Bereichen
Energiedatenmanagement (wie z.B. Mutationen, Fahrplan) und Abrechnung sicher. Je nach
Auftrag und Strategie des einzelnen Versorgungsunternehmens fördert er zudem auch die
Energieeffizienz u.ä. oder führt Kundeninformationsmassnahmen durch. Kundenspezifische
und freiwillig angebotene Dienstleistungen sind mit deren Erlösen und Kosten von den Gestehungskosten
abzugrenzen.
(2) Leistungen des Energievertriebs sind kostenmässig vom Netzvertrieb abzugrenzen. Zudem
ist darauf zu achten, dass Marktleistungen, d.h. Leistungen an Endkunden, die vom Netzzugang
Gebrauch gemacht haben, auch in der Kostenrechnung klar von den erforderlichen
Leistungen für die Grundversorgung abgegrenzt werden.
(3) Aus dem beim Einkauf & Handel verantworteten, gesamten Energieportfolio eines Versorgungsunternehmens
werden alle Endkunden im angestammten Versorgungsgebiet grundsätzlich
mit demselben Energiemix über den Vertrieb versorgt. Die kundengerechte und diskriminierungsfreie
Produkt- und Preisgestaltung in- und ausserhalb der Grundversorgung obliegt
dem Vertrieb.
3.4 Schnittstellen der Wertschöpfungsstufen
(1) Es wird empfohlen, die Gestehungskosten für jede einzelne Wertschöpfungsstufe einzeln zu
ermitteln.
(2) Folgende Gründe sprechen dafür:
• Prozesse und Vermögensstrukturen sind auf jeder Wertschöpfungsstufe unterschiedlich.
Hieraus resultieren signifikante Unterschiede in den Kostenarten und Kostenstrukturen,
die sich auch in der Ermittlung der Gestehungskosten auswirken. Beispielsweise
folgt die Bewertung von Kraftwerksanlagen anderen Grundsätzen als die
getätigter Handelsgeschäfte. Beide Bewertungen haben jedoch Auswirkungen auf die
resultierenden Kapitalkosten.
© VSE / AES KRSG - CH 2013 12

• Auf jeder Wertschöpfungsstufe existieren rechnerisch Strombezug und Stromabgabe.
Deren monetäre Bewertung basiert aufgrund der vorgenannten Andersartigkeiten in
den Prozess- und Vermögensstrukturen auf deutlich voneinander abweichenden Verfahren
und Methoden. Die Bewertung der von einem Kraftwerk produzierten Strommengen
kann beispielsweise zu Produktionskosten inkl. eines angemessenen Gewinns
erfolgen, wohingegen die Bewertung eines Beschaffungsvertrages von den Vertragskonditionen,
der gegenwärtigen Marktpreissituation und der bestehenden Risikoposition
abhängen kann.
• Innerhalb jeder Wertschöpfungsstufe wird ein Stromaufkommen generiert sowie Strom
verbraucht. Beispielsweise wird auf Ebene der Wertschöpfungsstufe 'Einkauf &
Handel' Strom auf dem Grosshandelsmarkt gekauft und auf diesem auch Strom verkauft.
Weiterhin werden Strommengen zwischen den Wertschöpfungsstufen ausgetauscht.
Beispielsweise werden auf der Stufe 'Einkauf & Handel' Strommengen von
der Produktion übernommen und andere Strommengen an die Stufe Vertrieb abgegeben.
Für die Ermittlung der Gestehungskosten für die Energielieferung an Endkunden
in Grundversorgung ist aus den komplexen Energieflüssen eines Versorgungsunternehmens
nun die Menge zu identifizieren und zu bewerten, die an die genannte Kundengruppe
geliefert werden soll. Dabei sind wertschöpfungsstufeninhärente Mengen
zu neutralisieren sowie die verbleibenden Mengen zu identifizieren und zu bewerten.
(3) Die aus vorgenannten Punkten resultierende Komplexität lässt sich am effizientesten durch
ein geeignetes Portfoliomodell auflösen. Das in dieser Branchenempfehlung vorgeschlagene
Verfahren zur Ermittlung der Gestehungskosten basiert daher auf einem solchen. Es besitzt
folgenden grundsätzlichen Aufbau:
• Für jede Wertschöpfungsstufe (Produktion, Einkauf & Handel, Vertrieb und Netz) wird
ein Portfolio definiert, in welchem die jeweiligen Mengen zu Strombezug und Stromabgabe
nach Quellen und Senken aggregiert sowie bewertet sind.
• Weiterhin werden die Beziehungen zwischen den Portfolios berücksichtigt, so dass
eine Übergabe von bewerteten Mengen von einem Portfolio zum nächsten möglich ist.
Folgende Prinzipdarstellung verdeutlicht dies:
Abbildung 2
Portfoliomodell
© VSE / AES KRSG - CH 2013 13

(4) Wesentliches Strukturmerkmal des Portfoliomodells ist die Abgrenzung und Unabhängigkeit
der Wertschöpfungsstufen. Im Einzelnen bedeutet dies, dass auf Ebene der Produktion keine
Zuordnung produzierter Strommengen zu Abnehmergruppen, insbesondere nicht zu Endkunden,
erfolgt, sondern diese nach Abzug des Eigenbedarfes vollständig an die Wertschöpfungsstufe
Einkauf & Handel zur Vermarktung übergeben werden. Im Rahmen des Einkauf &
Handels werden diese mit weiteren am Markt beschafften Mengen zusammengeführt. Dann
erfolgt ebenfalls auf Ebene der Stufe Einkauf & Handel die Festlegung, welche Mengen zu
welchen Preisen an den Vertrieb, das Netz oder die Produktion abgegeben oder am Grosshandelsmarkt
veräussert werden sollen. Die Wertschöpfungsstufe Vertrieb bezieht die zur
Belieferung der Endkunden benötigten Mengen vollständig von der Wertschöpfungsstufe
Einkauf & Handel. Auf Stufe Vertrieb erfolgt dann auch die konkrete Zuordnung der insgesamt
beschafften Mengen zu einzelnen Kunden- und Produktgruppen. Mit diesem Ansatz
wird auf jeder Wertschöpfungsstufe die erforderliche unternehmerische Flexibilität gewahrt
sowie der Tatsache Rechnung getragen, dass auf jeder Stufe unterschiedliche Marktregeln
und darauf aufbauende Geschäftsmodelle greifen.
(5) In jedem Portfolio werden die Energiekosten vollständig ermittelt. Dies ist erforderlich, um die
jeweiligen Teilmengen, die über die Wertschöpfungsstufen hinweg von einem Portfolio zu einem
anderen übergeben werden, korrekt bewerten zu können. Im Portfolio Produktion ergeben
sich die Energiekosten insbesondere aus den Beschaffungskosten für den Strombezug
von Partnerwerken und Beteiligungen sowie den Gestehungskosten der Eigenproduktion. Im
Portfolio Einkauf & Handel ergeben sich die Energiekosten aus den von der Produktion übernommenen,
bewerteten Mengen, den Kosten für langfristige Bezugsverträge, den sonstigen
Beschaffungen am Markt sowie der Bewertung einer möglichen offenen Position. Im Portfolio
Vertrieb ergeben sich die Energiekosten aus den bewerteten Teilmengen, die vom Handel
bezogen werden. Die jeweils ermittelten Energiekosten fliessen in die Gestehungskosten ein.
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4. Grundsätze der Kostenermittlung und -zuordnung
4.1 Allgemeines
(1) Hauptaufgabe des vorliegenden Kostenrechnungsschemas ist eine allgemeinverständliche
Anleitung für die Verteilnetzbetreiber mit Grundversorgungsauftrag zu geben für:
• Bestimmung der Höhe der Gestehungskosten der Energielieferung an Endverbraucher
mit Grundversorgung zur Berechnung der entsprechenden Energieliefertarife
• Zuordnung der anrechenbaren Kosten auf den Kostenträger Grundversorgung nach
objektiven Kriterien der Kostenverursachung
(2) Im Unterschied zur Bestimmung der anrechenbaren Netzkosten im Sinne von Art. 15
StromVG fehlen entsprechende Vorgaben zur Ermittlung der Gestehungskosten der Energielieferung
der Grundversorgung auf Stufe Gesetz und Verordnung. Art. 4 Abs. 1 StromVV gibt
lediglich vor, dass sich der Tarifanteil für die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung
an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen
des Verteilnetzbetreibers zu orientieren hat.
(3) Aus Sicht des VSE ist es angemessen und sinnvoll, die Grundsätze und Prinzipien des vom
VSE empfohlenen Kostenrechnungsschemas für Verteilnetzbetreiber (KRSV-CH) soweit
möglich zu übernehmen und auf diese zu verweisen. Die grundsätzlichen Empfehlungen zur
Führung der Kostenrechnung als Vollkostenrechnung, zur Abgrenzung und zur Gliederung
der Kostenrechnung sind in Analogie zum Netz auch für die Bestimmung der Gestehungskosten
der Energielieferung für die Grundversorgung anwendbar.
(4) Für die Bestimmung der Gestehungskosten sind alle Kosten relevant, welche mit der Produktion,
des Einkaufs, dem Handel und dem Vertrieb der für die Grundversorgung relevanten
Energielieferung ursächlich im Zusammenhang stehen. Weitere Leistungen auf den einzelnen
Wertschöpfungsstufen, z.B. das Angebot von Regelenergie für die Systemdienstleistungen
der Swissgrid durch die Produktion oder das Angebot von frei wählbaren Zusatzprodukten
durch den Vertrieb sind mit den entsprechenden Kosten und den jeweiligen Erlösen
sachgerecht und nachvollziehbar abzugrenzen. Eine Berücksichtigung von entsprechenden
Nebengeschäften und deren Erlöse im vorliegenden Gestehungskostenschema ist daher
nicht notwendig.
(5) Die Wertermittlung für die einzelnen Positionen des Gestehungskostenschemas erfolgt aus
betriebswirtschaftlicher Sicht unter Einbezug von kalkulatorischen Kostenelementen. Die
sachlichen Abgrenzungen zwischen der Finanz- und der Kostenrechnung sind analog zur
Bestimmung des KRSV-CH vorzunehmen. 5
(6) Die Kostenrechnung wird anhand von Plan- bzw. Budgetwerten zum Zweck der Tarifkalkulation
erstellt. Sie kann auch anhand der Ist-Werte zum Zweck der Nachkalkulation geführt
werden.
(7) Das Geschäftsjahr kann vom Verteilnetzbetreiber frei bestimmt werden. Neben dem Kalenderjahr
kann insbesondere auch das hydrologische Jahr verwendet werden. Im Falle von unterschiedlichen
Geschäftsjahren bei Beteiligungsgesellschaften oder Partnerwerken ist die
entsprechende zeitliche Abgrenzung der Kosten und Erlöse sicherzustellen.
4.2 Kostenschema Gestehungskosten
(1) Die Herleitung der einzelnen Kostenarten soll in vergleichbarer Art und Weise zu den Kostenartengruppen
im Netzbereich gemäss den Empfehlungen des KRSV-CH erfolgen.
(2) Aus vorliegenden Gründen empfiehlt der VSE den betroffenen Verteilnetzbetreibern mit
Grundversorgungsauftrag die Abbildung des nachstehenden Gestehungskostenschemas zur
Ermittlung der vollständigen Gestehungskosten für die Energielieferung an Endverbraucher
mit Grundversorgung. Das Schema orientiert sich weitgehend am Schema der anrechenbaren
Kostenelemente im Bereich Netze gemäss KRSV. 6 Das Schema bildet die Kostenstruktur
der relevanten Kostenträger pro Wertschöpfungsstufe ab. Die Kostenartengruppen können
5 Vgl. Kapitel 5 des KRSV-CH.
6 Vgl. Kapitel 5.3 des KRSV-CH.
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sich aus Primär- und Sekundärkosten zusammensetzen. Sekundärkosten können via Leistungsverrechnung
und Umlagen entstehen. Die Prinzipien der Schlüsselung von Gemeinkosten
gemäss Art. 7 Abs. 5 StromVV sind sinngemäss anzuwenden.
(3) Das folgende Kostenschema dient als Orientierung, muss nicht zwingend in diesem Detaillierungsgrad
ermittelt werden und kann unternehmensspezifisch abweichen. Kostenpositionen,
die zum Beispiel der Position Beschaffungskosten zugewiesen wurden, können bei Verteilnetzbetreibern
ohne Produktion und/oder Handel der Position Vertrieb zugeordnet werden.
Die Kostengruppen pro Wertschöpfungsstufe bilden primär Rollen und nicht Organisationseinheiten
eines Unternehmens ab.
Kostengruppen pro Wertschöpfungsstufe Produktion Einkauf Vertrieb
& Handel
4.3.1 4.3.2 4.3.3
100 Kalkulatorische Kapitalkosten der Anlagen
100.1 Kalkulatorische Abschreibungen X
100.2 Kalkulatorische Zinsen X
200 Betriebskosten
200.1 Anlagenbetrieb X
200.2 Instandhaltung der Anlagen X
200.3 Eigenbedarf (inkl. Netznutzung und SDL) X
200.4 Pumpspeicherbetrieb X
200.5 Ausgleichsenergie X
200.6 Einstauersatz X
200.7 Auflösung / Bildung Rückstellungen X
200.8 Übrige Betriebskosten X
300 Beschaffungskosten
300.1 Beschaffung bei Partnerwerken/ Beteiligungen
X
300.2 Langfristige Bezugsverträge X X
300.3 Beschaffung Börse / OTC X
300.4 Beschaffungsnebenkosten / Disposition X
600 Verwaltungs- und Vertriebskosten
600.1a Management, Verwaltung X X X
600.1b Kapitalsteuern X X X
600.2 Vertriebskosten X
600.3 Kalkulatorische Verzinsung des Nettoumlaufvermögens
X X X
600.4 Sonstige Kosten X X X
700 Direkte Steuern
700.1 Aufwandgleiche direkte Steuern X X X
700.2 Kalkulatorische Steuern X X X
800 Abgaben
800.1 Konzessionsabgaben X
800.2 Wasserzinsen X
800.3 Gratis- und Vorzugsenergielieferungen X
900 Sonstige Erlöse
900.1 Subventionen / Kostenbeiträge X
900.2 Sonstige Erlöse X X
Tabelle 1
Kostenschema Gestehungskosten (Übersicht)
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4.3 Gestehungskosten der einzelnen Wertschöpfungsstufen
(1) Nachstehend werden die einzelnen Kostenarten pro Wertschöpfungsstufe gemäss der Übersicht
in Tabelle 1 beschrieben. Die Erläuterungen beschränken sich auf die wesentlichen Positionen,
sind beispielhaft und nicht abschliessend.
4.3.1 Gestehungskosten Produktion
100 Kalkulatorische Kapitalkosten
100.1 Kalkulatorische Abschreibungen
Die Methode der kalkulatorischen Abschreibung der Produktionsanlagen ist im Unterschied
zum Netzbereich nicht vom Gesetz- bzw. Verordnungsgeber definiert. Gemäss Weisung
3/2012 erfolgen die kalkulatorischen Abschreibungen linear über den jeweils kürzeren Zeitraum
von wirtschaftlicher Nutzungsdauer oder Konzessionsdauer auf der Basis von Anschaffungswerten.
Diese können sowohl Sachanlagen wie auch immaterielle Anlagen (z.B.
Bezugsrechte oder einmalige Verleihgebühren, vgl. 100.4) umfassen.
100.2 Kalkulatorische Verzinsung
Die kalkulatorische Verzinsung der Produktion ist im Unterschied zum Netzbereich nicht vom
Gesetz- bzw. Verordnungsgeber definiert.
Produktionsanlagen
Die kalkulatorischen Zinsen bei Produktionsanlagen werden auf den Anlagenrestwerten
(inkl. Gebäude und Land) berechnet. Für die Herleitung des Zinssatzes vgl. Kapitel 6.3.
Anlagen im Bau
Anlagen im Bau (AiB) stellen analog zu den bereits betriebenen Anlagen betriebsnotwendiges
Vermögen dar. Die kalkulatorischen Zinsen der AiB werden auf den aufgelaufenen Kosten
der noch nicht abgeschlossenen Investitionen berechnet. Anzahlungen für Anlagen sind
ebenfalls als AiB oder als Teil des Nettoumlaufvermögens zu verzinsen (vgl. Position 600.3).
Partnerwerke
Analog zu den eigenen Produktionsanlagen (inkl. AiB) sind auch die gemeinschaftlich mit
Partnern betriebenen Anlagen in Partnerwerken zu verzinsen. Die kalkulatorische Verzinsung
erfolgt anhand des Beteiligungsverhältnisses auf der Basis der anteiligen Restwerte
des Anlagevermögens der Partnerwerke und auf dessen anteiligen betriebsnotwendigen
Nettoumlaufvermögen.
Immaterielle Rechte und/oder Beteiligungen
Auch Beteiligungen und/oder immaterielle Rechte aus Bezugsrechten oder Bezugsverträgen
sind aktivierbar und stellen betriebsnotwendiges Anlagevermögen dar. Die aus Stromlieferverträgen
bestehenden Bezugsrechte können auch als Derivate bilanziert werden. Entsprechende
Vermögenswerte sind ebenfalls zu verzinsen.
200 Betriebskosten
200.1 Anlagenbetrieb
Die Kosten für den Anlagenbetrieb bestehen aus Material, Fremd- und Eigenleistungen für
insbesondere folgende Aktivitäten:
• Effizienter Betrieb und Steuerung der Produktionsanlagen, insbesondere Leittechnik
• Betriebsmessung und Messdatenmanagement
• Fahrplanerstellung
• Betriebssicherheit
• Qualitätssicherung
• Projektierung und Planung
• Kalkulatorische Kapitalkosten von Informatik, Messwesen, Geräten, Gebäuden, etc.
welche für den Anlagenbetrieb notwendig sind
200.2 Instandhaltung der Anlagen
Die Kosten für die Instandhaltung der Produktionsanlagen umfassen Material, Fremdleistungen
und Eigenleistungen für Inspektionen, Wartung, Instandsetzung, Störungsbehebungen
und Ersatz.
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200.3 Eigenbedarf (inkl. Netznutzung und SDL)
Die Energiekosten für den Eigenbedarf von Strom zum Betrieb der Produktionsanlagen werden
vom Einkauf & Handel zu Bezugsmengen verrechnet. Der Bezugspreis basiert auf der
Bezugsqualität der Energie. Werden mehrere Energiequalitäten für den Eigenbedarf genutzt,
ergibt sich der Bezugspreis aus dem Bezugsmix.
In bestimmten Fällen fallen für den Bezug von Strom zum Eigenbedarf auch Kosten für
Netznutzung und Systemdienstleistungen an. Diese beinhalten auch SDL-Kosten. Die Kosten
des bezogenen Stroms und die Kosten der Netznutzung stehen im direkten Zusammenhang
mit der Stromproduktion und sind daher als Gestehungskosten anzusetzen.
200.4 Pumpspeicherbetrieb
Kosten der Pumpenergie stehen in direktem Zusammenhang mit der Energieproduktion. Sie
fallen beim Einkauf & Handel als effektive Kosten an. Der Bezugspreis ergibt sich aus den
Bezugsmengen bewertet zu den Beschaffungskosten für die entsprechende Energiequalität..
200.5 Ausgleichsenergie
Kosten, welche einer Bilanzgruppe (z.B. Kraftwerkseinheit) bei Abweichung von Fahrplänen
belastet werden.
200.6 Einstauersatz
Als Entschädigung für entnommenes Wasser an Kraftwerksunterlieger ist in der Regel Energie
zu liefern. Die Ersatzenergielieferung an Unterlieger ist Bedingung, dass das eigene
Kraftwerk produzieren darf.
Die Kosten für diese Energie sind mit Marktpreisen anzusetzen, da die gelieferte Energie
entweder vom Einkauf & Handel selber am Markt zugekauft wird oder am Markt abgesetzt
würde, wenn die Grundversorgung mit der bestehenden Energieproduktion bereits gedeckt
wäre.
200.7 Rückstellungen
Zuweisungen bzw. Auflösungen von Rückstellungen für Betriebsrisiken gemäss individueller
Risikobewertung sind in den Gestehungskosten kostensteigernd bzw. kostenmindernd zu
berücksichtigen.
200.8 Übrige Betriebskosten
Übrige Betriebskosten im Zusammenhang mit für die Produktion notwendigen Anlagen und
Leistungen sind beispielsweise
300 Beschaffung
• Kosten für Mieten, Benützungsentschädigungen und Leasing
• Baurechtszinsen, Kulturschäden, Entschädigung für Nutzungsrechte
• Prämien für Haftpflicht-, Vermögens- und Sachversicherungen
300.1 Beschaffung bei Partnerwerken/Beteiligungen
Eine eigentliche Beschaffung aus fremden Quellen ist auf der Stufe Produktion nicht vorgesehen,
sie findet über den Einkauf & Handel statt. Jedoch ist es üblich, die (nicht konsolidierten)
anteiligen Produktionskosten der Partnerwerke als Beschaffungskosten der Produktion
in die Gestehungskostenberechnung des Versorgers miteinzubeziehen.
Die Partnerwerke können hierfür eine Kostenrechnung nach den gleichen Grundsätzen wie
die eigenen Kraftwerke erstellen oder sich auf die Jahresrechnung abstützen.
Wird vereinfachend auf die Finanzrechnung bzw. die Jahresrechnung abgestützt, sind die
notwendigen Korrekturen, wie beispielsweise die Abschreibungen, der Finanzaufwand, die
Steuern und die ausgewiesenen Gewinne der Partnerwerke, vorzunehmen, da diese aus unternehmenspolitischen
und steuerlichen Gesichtspunkten dargestellt werden.
Die kalkulatorischen Kapitalkosten der Partnerwerke (Abschreibungen, Kapitalverzinsung,
Steuern) sind analog zu eigenen Produktionsanlagen neu zu ermitteln. Umgekehrt sind die
effektiv in der Finanzrechnung des Partnerwerks verrechneten Abschreibungen, Steuern,
Gewinne und der Finanzaufwand heraus zu rechnen. Die kalkulatorische Verzinsung wird
anteilsmässig bereits in Position 100.2 berücksichtigt. In Position 300.1 werden die übrigen
aufwandgleichen Kosten inkl. den kalk. Abschreibungen der Partnerwerke ausgewiesen.
300.2 Langfristige Bezugsverträge
Die effektiven Beschaffungskosten aufgrund langfristiger Bezugsverträge, können analog zu
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Partnerwerken der Produktion zugeordnet werden. Im Falle deren Aktivierbarkeit ist die Verzinsung
dieser Vermögenswerte in Position 100.2 sichergestellt.
600 Verwaltungskosten
600.1 a. Management, Verwaltung
Anteilige Kosten für Geschäftsleitung, Sekretariat, Rechnungswesen, Mahn- und Inkassowesen,
Controlling, Personalwesen, Rechtsdienst, Informatik, interne Post, Telefonzentrale,
anteilige Raumkosten, kalk. Kapitalkosten für Verwaltungsinfrastruktur, Bank- und Postcheckgebühren,
übrige Gebühren, Debitorenverluste, Delkredereveränderungen, Verbandsbeiträge,
Geschäftsbericht, Kommissions- und Verbandsarbeit, Unternehmenskommunikation,
etc. Die Aufzählung ist nicht abschliessend.
b. Kapitalsteuern
Allfällige, anteilige Kapitalsteuern auf Stufe Produktion sind separat auszuweisen.
600.3 Kalkulatorische Verzinsung des betriebsnotwendigen Nettoumlaufvermögens
Kalkulatorischer Zins auf dem Nettoumlaufvermögen der Produktion (Umlaufvermögen ./.
kurzfristiges Fremdkapital).
600.4 Sonstige Kosten
Sonstige Kosten der Produktion sind insbesondere Finanzierungsnebenkosten, wie Fremdwährungseffekte
bei ausländischen Beteiligungen, Emissionskosten/Disagios von Anleihen,
Zinsen, Bankspesen, Kommissionen; Kosten für Forschung und Entwicklung etc.
700 Direkte Steuern
700.1 Aufwandgleiche direkte Steuern
Ertragssteuern der relevanten Gesellschaften, die effektiv im Geschäftsjahr angefallen sind
und anteilig der Produktion belastet werden (ex post-Betrachtung). Bei der Ex ante-
Berechnung kann eine Abschätzung auf vergangenen Ist-Werte und voraussichtlichen Entwicklungen
vorgenommen werden.
700.2 Kalkulatorische Steuern
Alternativ zu aufwandgleichen, direkten Steuern können ausgehend von der WACC-Formel
und unter Annahme eines Finanzierungsverhältnisses und einer Fremdkapitalrisikoprämie
aus dem betriebsnotwendigen Vermögen und dem mittleren Steuersatz die anteiligen kalkulatorischen
Steuern angesetzt werden.
800 Abgaben
800.1 Konzessionsabgaben
Mit jährlichen Konzessionsabgaben der Produzenten zugunsten des Gemeinwesens (Gemeinden,
Kantone) wird das Recht entschädigt, auf öffentlichem Grund und Boden eine Produktionsanlage
zu errichten und zu betreiben (Entgelt für gesteigerten Gemeingebrauch). Im
Fall von einmaligen Konzessionsabgaben können diese analog zu den betreffenden Anlagen
aktiviert und über die Konzessionsdauer abgeschrieben werden.
800.2 Wasserzinsen
Der Wasserzins ist die Abgeltung zugunsten des Gemeinwesens (Gemeinden, Kantone) der
Nutzung der Wasserkraft, die zur Energieerzeugung genutzt wird.
800.3 Gratis- und Vorzugsenergie
Alternativ oder ergänzend zu monetären Abgaben wird den Gemeinden und Kantonen als
Entschädigung der Konzession oft Gratis- bzw. Vorzugsenergie geliefert. Diese Gratis- bzw.
Vorzugsenergie wird zu Gestehungskosten (inkl. anteilige Verwaltungs- und Vetriebsgemeinkosten)
bewertet und als Abgabe verrechnet.
900 Sonstige Erlöse der Produktion
900.1 Subventionen und Kostenbeiträge
Allfällige Subventionen, z.B. für betriebliche Massnahmen im Bereich der Renaturierung gemäss
Gewässerschutz- bzw. Fischereigesetz, sind den Gestehungskosten gegenzurechnen.
Einmalige Investitionskostenbeiträge bei baulichen Massnahmen sind zu passivieren und
analog zur Abschreibungsdauer der betroffenen Anlagen aufzulösen.
900.2 Sonstige Erlöse
Sonstige Erlöse der Produktion, die sich im Rahmen der Kalkulation der Produktionskosten
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kostenmindernd auswirken, sofern diese nicht schon in den Positionen 100 bis 700 in Abzug
gebracht wurden. Dies wären zum Beispiel Honorare für Ingenieursleistungen, Beratungen,
Erlöse aus Bau- und Wartungsarbeiten für Dritte, Betriebsführungen für Dritte, Vermietung
von Material, gemeinsamer Einkauf von Material, anteilige Mahngebühren, Verzugszinsen,
Rückerstattungen von früher bezahlten und in die Gestehungskosten eingerechneten SDL-
Kosten etc.
4.3.2 Gestehungskosten Einkauf & Handel
300 Beschaffungskosten
300.2 Langfristige Beschaffungsverträge
Einkaufskosten aus den Bezugsverträgen sind in dieser Höhe anrechenbare Kosten. Diese
sind anteilig bei der Belieferung der Endkunden in der Grundversorgung zu berücksichtigen.
300.3 Beschaffung Börse / OTC
Die effektiv für die Grundversorgung angefallenen Kosten für den Kauf von Energie an der
Börse oder OTC sind in dieser Höhe anzusetzen. Darunter fallen auch Kosten für die Beschaffung
von Ausgleichsenergie. Basis für die Ermittlung der aus Handelsgeschäften mit
OTC-Partnern und Börsen resultierenden Energiekosten sollten im Rahmen der Vorkalkulation
zunächst die vereinbarten Arbeitsentgelte sein. Leistungsbezogene Vergütungsbestandteile
könnten in ihrer wahrscheinlich anfallenden Höhe geschätzt und dann den Arbeitskosten
hinzu addiert werden. Gleiches gilt für sonstige Preisbestandteile. Ebenfalls hinzuzurechnen
bei grenzüberschreitendem Handel sind die entstehenden Grenzkapazitätskosten.
300.4 Beschaffungsnebenkosten / Disposition
Für den Kauf und Verkauf von Energie am Markt bzw. für die Verhandlung und den Abschluss
von Beschaffungsverträgen fallen neben den Kosten für die Energie auch Beschaffungsnebenkosten
an. Diese Kosten sind anteilig anzusetzen.
Die anteiligen Betriebskosten der mit dem Einkauf & Handel betrauten Personen sowie die
kalkulatorischen Kapitalkosten deren Infrastruktur, insbesondere der eingesetzten Energiedatenmanagement-
und Handelssysteme sind zu berücksichtigen.
600 Verwaltungskosten
600.1 a. Management, Verwaltung
Anteilige Kosten für Geschäftsleitung, Sekretariat, Rechnungswesen, Mahn- und Inkassowesen,
Controlling, Personalwesen, Rechtsdienst, Informatik, interne Post, Telefonzentrale,
anteilige Raumkosten, kalk. Kapitalkosten für Verwaltungsinfrastruktur, Bank- und Postcheckgebühren,
übrige Gebühren, Debitorenverluste, Delkredereveränderungen, Verbandsbeiträge,
Geschäftsbericht, Kommissions- und Verbandsarbeit, Unternehmenskommunikation,
etc. Die Aufzählung ist nicht abschliessend.
b. Kapitalsteuern
Allfällige, anteilige Kapitalsteuern auf Stufe Einkauf & Handel sind separat auszuweisen.
600.3 Kalkulatorische Verzinsung des Nettoumlaufvermögens
Für den Geschäftszweck Einkauf & Handel ist insbesondere Umlaufvermögen in Form liquider
Mittel betriebsnotwendig. Das generierte Einkaufs- und Handelsvolumen bedingt in der
Regel einen hohen Bestand an gebundenen Mittel im Umlaufvermögen. Besonderer Beachtung
bedarf die Bewertung der offenen Positionen aus Handelsgeschäften, aus Absicherungsgeschäften
und aus Fremdwährungstransaktionen. Das Umlaufvermögen ist so hoch
zu bemessen, dass sämtliche Schwankungen und Eventualitäten des Geschäfts mit entsprechenden
Mitteln abgefangen und bewältigt werden können. Die jederzeitige Zahlungsfähigkeit
muss gewährleistet sein.
Dieses eingesetzte Kapital ist mit einem für die spezifischen Einkaufs- und Handelsrisiken
adäquaten Kapitalkostensatz (WACC) zu verzinsen. Für die Herleitung des Zinssatzes vgl.
Kapitel 6.3.
600.4 Sonstige Kosten von Einkauf & Handel sind insbesondere Finanzierungsnebenkosten, wie
Fremdwährungseffekte, Zinsen, Bankspesen, Kommissionen, etc.
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700 Direkte Steuern
700.1 Aufwandgleiche direkte Steuern
Ertragssteuern der relevanten Gesellschaften, die effektiv im Geschäftsjahr angefallen sind
und anteilig dem Einkauf & Handel belastet werden (ex post-Betrachtung). Bei der ex ante-
Berechnung kann eine Abschätzung auf vergangenen Ist-Werten und voraussichtlichen
Entwicklungen vorgenommen werden.
700.2 Kalkulatorische Steuern
Alternativ zu aufwandgleichen, direkten Steuern können ausgehend von der WACC Formel
und unter Annahme eines Finanzierungsverhältnisses und einer Fremdkapitalrisikoprämie
aus dem betriebsnotwendigen Vermögen und dem mittleren Steuersatz die anteiligen kalkulatorischen
Steuern angesetzt werden.
4.3.3 Gestehungskosten Vertrieb
600 Verwaltungs- und Vertriebskosten
600.1 a. Management, Verwaltung
Anteilige Kosten für Geschäftsleitung, Sekretariat, Rechnungswesen, Mahn- und Inkassowesen,
Controlling, Personalwesen, Rechtsdienst, Informatik, interne Post, Telefonzentrale,
anteilige Raumkosten, kalkulatorische Kapitalkosten für Verwaltungsinfrastruktur, Bank- und
Postcheckgebühren, übrige Gebühren, Debitorenverluste, Delkredereveränderungen, Verbandsbeiträge,
Geschäftsbericht, Kommissions- und Verbandsarbeit, Unternehmenskommunikation,
etc. Die Aufzählung ist nicht abschliessend.
b. Kapitalsteuern
Allfällige, anteilige Kapitalsteuern auf Stufe Vertrieb sind separat auszuweisen.
600.2 Vertriebskosten
Die zentralen Kosten dieser Wertschöpfungsstufe sind die Vertriebskosten. Diese umfassen
insbesondere folgende, nicht abschliessend aufgezählte Aktivitäten: Produktentwicklung,
Pricing, Channel Management, Produktkommunikation, Aufbau und Anwendungen von IT-
Applikationen zu Kundenbetreuung, Kundenservice-Centers, Messdatenverarbeitung und
Fakturierung, Aufwendungen für gesetzliche Pflichten wie Stromkennzeichnung, kalkulatorische
Kapitalkosten für Vertriebsinfrastruktur.
600.3 Kalkulatorische Verzinsung des Nettoumlaufvermögens
Vertriebstätigkeit benötigt flüssige Mittel für den Einkauf der Energie und deren Vorfinanzierung
bis zum Zahlungseingang. Das eingesetzte Kapital, dass für die sichere Geschäftsabwicklung
benötigt und eingesetzt wird, ist mit dem WACC zu verzinsen. Für die Herleitung
des Zinssatzes vgl. Kapitel 6.3.
Es muss immer ausreichend Liquidität vorhanden sein, um als Unternehmen mit Grundversorgungsauftrag
zahlungsfähig zu sein und die Energie vorfinanzieren zu können. In der
Bemessung der Höhe des betriebsnotwendigen Nettoumlaufvermögens müssen daher aller
Geschäftsfälle – sprich mögliche Risiken – berücksichtigt werden. Ein Zahlungsausfall oder
erhöhte Einkaufskosten durch Schwankungen an den Märkten oder im Wechselkurs muss in
der Liquiditätsplanung beachtet werden. Die unternehmensnotwendige Bedeutung, ausreichender
Liquidität eingeplant zu haben und vorzuhalten, gilt insbesondere, wenn Kraftwerke
ausfallen und die fehlende Produktion für die Grundversorgung eingekauft werden muss.
Gemäss Art. 6 StromVG besteht die Pflicht der jederzeitigen Versorgung. Deshalb müssen
entsprechend liquide Mittel für den Eintrittsfall bereitgehalten werden. Während die direkten
Kostenfolgen (z.B. höhere Beschaffungskosten) in den Folgejahren abgewickelt werden,
bindet die Vorhaltung Mittel bzw. Vermögen. Das Nettoumlaufvermögen zur Sicherstellung
der Versorgungspflicht ist als gesetzliche Vorgabe betriebsnotwendig und daher zu verzinsen.
600.4 Sonstige Kosten des Vertriebs wie zum Beispiel Beiträge an Vertriebspartnerschaften, etc.
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700 Direkte Steuern
700.1 Aufwandgleiche direkte Steuern
Ertragssteuern der relevanten Gesellschaften, die effektiv im Geschäftsjahr angefallen sind
und anteilig dem Vertrieb belastet werden (ex post-Betrachtung). Bei der Ex ante-
Berechnung kann eine Abschätzung auf vergangenen Ist-Werte und voraussichtlichen Entwicklungen
vorgenommen werden
700.2 Kalkulatorische Steuern
Alternativ zu aufwandgleichen, direkten Steuern können ausgehend von der WACC Formel
und unter Annahme eines Finanzierungsverhältnisses und einer Fremdkapitalrisikoprämie
aus dem betriebsnotwendigen Vermögen und dem mittleren Steuersatz die anteiligen kalkulatorischen
Steuern angesetzt werden.
900 Sonstige Erlöse
900.2 Sonstige Erlöse des Vertriebs, die sich im Rahmen der Kalkulation der Vertriebskosten kostenmindernd
auswirken, sofern diese nicht schon in den Positionen 600 und 700 in Abzug
gebracht wurden, wie etwa Rückerstattungen von Lieferanten, Beiträge von Vertriebspartnern
oder Dienstleistungen für Dritte.
5. Kostenträgerstruktur
(1) Gemäss Art. 6 StromVG hat der Verteilnetzbetreiber für die Energielieferung an Endverbraucher
mit Grundversorgung eine Kostenträgerrechnung zu führen. Zur konkreten Ausgestaltung
der Kostenträgerrechnung äussern sich weder der Gesetzgeber noch die ElCom. In der
KRSV empfiehlt der VSE für die Kosten und Erlöse der Energie der Grundversorgung aus
praktischen Gründen mindestens zwei separate Kostenträger (Versorgungsenergie für feste
Endverbraucher sowie für Endverbraucher mit Verzicht auf Netzzugang). Analog zur Netznutzung
ist die weitere Detaillierung in Energieproduktgruppen bzw. Energieprodukte unternehmensspezifisch
festzulegen. 7
Abbildung 3
Empfohlene Kostenträgerstruktur Netz und Energie Grundversorgung
(2) Zur Abbildung des internen Werteflusses im Sinne des Portfoliomodells (vgl. Kapitel 3.4) ist
es möglich, zusätzlich zu dem regulatorisch zwingenden Kostenträger auf Stufe des Vertriebs
auch Vorkostenträger der vorgelagerten Wertschöpfungsstufen vorzusehen. Solche Vorkos-
7 Vgl. Kapitel 7.2 der KRSV-CH.
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tenträger ermöglichen die transparente Abbildung sämtlicher Wertschöpfungsstufen mit entsprechenden,
internen Verrechnungspreisen zu geplanten bzw. effektiven Gestehungskosten.
(3) Für die Kostenzuordnung gilt das Verursacherprinzip, d.h. jeder Kostenträger wird mit einem
Kostenanteil für jene Energiemenge und -qualität belastet, welche er bezieht. In der Regel
sind die Gestehungskosten der Produktion, des Einkauf & Handels nicht einer einzigen Kundengruppe
bzw. einem Kostenträger direkt zuweisbar. In der Regel wird daher von einem
Energieportfolio auf Stufe des Vertriebs, welches die aus verschiedenen Quellen beschaffte
Energiemenge repräsentiert, ausgegangen, welches diskriminierungsfrei aufzuteilen ist. Die
dazu verwendeten Schlüssel (z.B. Menge, Verbrauchsprofil oder Nutzungsdauer) müssen
sachgerecht, nachvollziehbar und schriftlich festgehalten werden. Direkte Zuordnungen zu
einzelnen Kunden- oder Produktgruppen sind zulässig, sofern diese begründet werden können
(z.B. Zertifikate oder kundenspezifische Verträge wie beispielsweise sogenannte backto-back-Verträge).
(4) Zur Deckung des Elektrizitätsbedarfs der Endverbraucher in Grundversorgung und Endverbraucher
mit Netzzugang reichen die Eigenproduktion und die Langfristverträge nicht immer
aus. Wenn der Verbrauch und die Produktion nicht übereinstimmen, wird die fehlende Energie
am Markt gekauft.
(5) Stromqualitäten (hier verstanden als ökologische Qualitäten) können über das Konzept einer
parallelen, virtuellen Zusatzrechnung gemäss dem Konzept des ökologischen Mehrwertes in
die Kostenrechnung aufgenommen werden. Anstelle des ökologischen Mehrwertes treten in
der Kostenrechnung die ökologischen Mehrkosten, d.h. alle Mehrkosten durch die Beschaffung
und den Vertrieb ökologischer Produkte. Die Bewertungsgrundlage im Falle der Integration
höherer Energiequalitäten und damit der „Qualitätskosten“ in der Grundversorgung sollten
zum einen die Erwerbskosten der Qualitätszertifikate und zum anderen im Falle des Vorhandenseins
eigener Produktionsanlagen alle Kosten sein, die im Zusammenhang mit der
Sicherstellung der entsprechenden Qualitäten entstehen.
(6) Die Kalkulation der Energietarife für Endverbraucher in Grundversorgung basiert vielfach auf
einer angenommenen Absatzstruktur für Grund- und Spitzenlast sowie damit korrespondierend
auf entsprechenden Bezugsstrukturen. Bei der Ermittlung der Gestehungskosten müssen
diese Strukturen berücksichtigt werden. In finaler Ausgestaltung können die gemessenen
Lastgänge und synthetischen Lastprofile der Kostenträger für die Schlüsselung der Energiekosten
(ohne Vertriebskosten) eingesetzt werden.
6. Bestimmung des angemessenen Gewinns
6.1 Angemessener Gewinn für die Grundversorgung mit Energie
(1) Der Gewinn kann wie folgt bestimmt werden:
Der Gewinn kann bei der Energieproduktion als Prozentsatz (WACC) auf das eingesetzte
Kapital bemessen werden.
Im Handel & Einkauf und Vertrieb wird der angemessene Gewinn aus Sicht der Branche
sachgerecht durch die Umsatzrendite bestimmt.
(2) Für die Grundversorgung mit Energie gibt es weder im Gesetz noch auf Stufe der Verordnung
eine explizite Regelung zum angemessenen Gewinn. Einerseits muss der Gewinn im
Einklang mit den Regulierungsgrundsätzen für die Grundversorgung stehen (angemessene
Tarife, Orientierung an Gestehungskosten einer effizienten Produktion und an langfristigen
Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers). Andererseits ist der Zweck des StromVG zu beachten:
wettbewerbsorientierter Elektrizitätsmarkt und Erhaltung und Stärkung der internationalen
Wettbewerbsfähigkeit der Schweizer Elektrizitätswirtschaft. Der Massstab sind letztendlich
angemessene Tarife durch eine Orientierung an den Gestehungskosten inklusive eines
angemessenen Gewinns.
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6.2 Gewinnbestimmung bei der Produktion mit kalk. Zinssatz (WACC)
(1) Der VSE empfiehlt für die angemessene Verzinsung bzw. den angemessenen Gewinn einen
unternehmensindividuellen, technologiespezifischen WACC für die Produktion zu ermitteln.
Damit kann die von der Branche geforderte risikogerechte Verzinsung, basierend auf einer betriebswirtschaftlich
sachgerechten und transparenten Methode, sichergestellt werden. Die unternehmerischen
Risiken in der Produktion sind dabei grundsätzlich höher als im Netz.
(2) Die Ermittlung der angemessenen, risikogerechten Entschädigung muss repräsentativ für das
regulierte Unternehmen sein. Allfällig verwendete Vergleichsunternehmen dürfen keine verzerrenden
(Sonder-)Effekte aufweisen und sollten bezüglich ihres Produktionsportfolios möglichst
homogen sein. Eine allfällige Vergleichsgruppe muss daher individuell für jedes EVU zusammengesetzt
sein. Spezifische, im Vergleich zur Peer Group zusätzliche Risiken des eigenen
Produktionsportfolios können über entsprechende Risikoprämien berücksichtigt werden (z.B.
das politische-juristische Risiko der Kernkraft).
(3) Die ElCom hat für das Jahr 2009 in einer Tarifprüfung einen WACC für die Energie von
6.09%, für die Bestimmung der Kapitalkosten der Produktion ermittelt. 8 Den betroffenen Versorgern
obliegt daher im Einzelfall die Aufgabe, die Anwendung des standardisierten „Energie-
WACC“ der ElCom auf ihr Unternehmen zu hinterfragen.
6.3 Gewinnbestimmung bei Handel & Einkauf und Vertrieb
(1) Die Strombranche erachtet für die Berechnung des angemessenen Gewinns im Handel &
Einkauf und Vertrieb statt der reinen WACC-Methode die Umsatzrendite als sachgerecht.
(2) Ziel muss es sein, dem Einkauf & Handel und dem Vertrieb so viel Rendite zu gewähren, dass
diese vergleichbar mit Gewinnen von anderen umsatzstarken, aber anlagenschwachen Unternehmen
bzw. Branchen im Wettbewerb ist. Dienstleistungsunternehmen im Markt definieren
ihren Erfolg oft über eine angemessene Umsatzrendite. Die Umsatzrendite kann auch mit einem
Zuschlag auf den Selbstkosten einer effizienten Grundversorgung ermittelt werden.
(3) Die absolute Höhe der Verzinsung wird bei der WACC-Methode dadurch ermittelt, dass der
ermittelte WACC mit dem betriebsnotwendigen Vermögen multipliziert wird. Das betriebsnotwendige
Vermögen besteht aus Sach-, Finanz- und immateriellen Anlagen und dem Nettoumlaufvermögen
zur Finanzierung und Aufrechterhaltung der Geschäftstätigkeit und Geschäftsentwicklung.
Ein Nettoumlaufvermögen benötigen sowohl die Produktion, der Einkauf & Handel
wie auch der Vertrieb. Im Unterschied zur anlageintensiven Produktion verfügen jedoch
der Einkauf & Handel und der Vertrieb nur über ein geringes Anlagevermögen und somit, bei
rein bilanzieller Bemessung des Nettoumlaufsvermögens, nur über eine geringe Verzinsungsbasis.
Die absolute Verzinsung von Einkauf & Handel sowie vom Vertrieb würde daher bei der
WACC-Methode im Einzelfall äusserst gering ausfallen. Versorger ohne wesentliche Tätigkeiten
auf der Wertschöpfungsstufe Produktion würden damit keinen angemessenen Gewinn erwirtschaften
können und damit letztlich im Wettbewerb mit Produzenten vom Markt verschwinden.
Somit müsste bei der Anwendung der Kapitalverzinsung zur Bestimmung des angemessenen
Gewinns einerseits der spezifische WACC des Einkauf & Handel sowie für den
Vertrieb berücksichtigt und andererseits das betriebsnotwendige Nettoumlaufvermögen ausreichend
weit definiert werden, so dass die eingesetzten liquiden Mittel jegliche Liquiditätsschwankungen
und auch den Versorgungsauftrag – selbst bei Ausfall von Produktionskapazitäten
– jederzeit bedienen können.
(4) Vergleichbare Margen auf Umsatzrenditen in der Form von EBIT- oder EBITDA-Margen bezogen
auf den Vertrieb für die Schweiz oder in angrenzenden Ländern sind nicht verfügbar.
Margen im Stromvertrieb werden von Regulatoren beispielsweise in Australien gewährt 9 . In
Australien wurden im Rahmen einer Studie verschiedene Methoden und Regulierungspraxen
8 z.B. http://www.elcom.admin.ch/dokumentation/00013/00063/00069/index.html?lang=de; Controle de la remuneration pour l ûtilisation du reseau et des
tarifs de l electricité. 2009.
9 SFG Consulting. Estimation of the regulated profit margin for electricity retailers in New South Wales. 2010.
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zur Bestimmung einer angemessenen EBITDA-Marge im Vertrieb verglichen. Die Autoren
empfahlen aufgrund ihrer Untersuchungen eine EBITDA-Marge von 4 bis 6%. 10
10 Frontier Economics & SGF Consulting. Mass market new entrant retail costs and retail margin. 2006.
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7. Anlagen
7.1.
EBIT-Margen von Schweizer Firmen 11
EBIT
EBIT Umsatz
2010 2011 2010 2010
in % des Umsatzes
in Mio. CHF
Actelion 32.1 32.0 619.3 1'929.0
B. Braun Holding 34.7 34.7 41.3 119.0
Belimo Holding 19.5 16.0 83.2 426.4
Bergb. Engelberg-Trübsee-Titlis 24.4 16.7 12.7 52.0
Bergbahnen Destionation Gstaad 16.0 11.9 3.9 24.3
BVZ Holding 17.7 9.9 23.0 129.9
Coeclerici Compagnie 26.7 33.8 8.6 32.2
Ems-Chemie Holding 17.7 18.5 282.0 1'596.0
Erich Keller 15.5 21.6 3.4 21.9
Geberit 22.6 24.1 486.2 2'146.9
Inficon Holding 14.8 3.1 39.2 265.4
Integra Holding 14.9 8.9 19.7 132.0
Jungfraubahnen Holding 20.9 20.9 29.0 138.6
Meyer Burger Technology 15.5 9.7 128.0 826.0
Nestlé 14.8 14.6 16'194.0 109'722.0
Nobel Biocare Holding 14.7 22.1 110.4 749.6
Novartis 22.8 22.5 11'995.0 52'682.0
Pilatus-Bahnen 22.6 31.1 4.7 20.8
Richemont 19.7 16.0 1'761.5 8959.6.
Rigi Bahnen 16.6 12.2 2.5 15.1
Roche 28.4 25.0 13'486.0 47'473.0
SGS 17.6 16.9 836.0 4'757.0
SIX Group 17.8 21.4 216.9 1'220.5
Sonova Holding 16.8 16.8 270.8 1'616.7
SSM Schärer Schweiter Mettler 15.0 -19.6 12.9 85.9
Straumann Holding 22.3 22.4 164.3 737.6
Sunrise Communications 26.4 24.9 542.0 2'052.0
Swisscom 21.9 22.4 2'625.0 11'988.0
Syngenta 15.4 16.5 1'793.0 11'641.0
Tecan Group 15.1 16.7 56.0 370.6
Temenos Group 16.5 21.7 73.7 448.0
The Swatch Group 23.5 17.6 1'436.0 6'108.0
Töie Champöry-Crosets 24.0 33.2 4.0 16.6
Transocean 19.5 38.1 1'866.0 9'576.0
u-blox AG 16.9 7.1 19.1 112.8
Würth-Gruppe Schweiz 15.0 15.7 146.9 980.4
Xstrata 23.2 9.7 7'102.0 30'499.0
Zambon Switzerland 20.4 23.3 28.0 137.0
11
Handelszeitung, ZERICH/DUN & BRADSTREET (SCHWEIZ) AG, Urdorf.
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