Jahresabschluss NRM Netzdienste Rhein-Main ... - Mainova AG

NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH, Frankfurt am Main
Bilanz zum 31. Dezember 2010
A k t i v a P a s s i v a
31.12.2010 31.12.2009
31.12.2010 31.12.2009
EUR EUR EUR EUR EUR EUR
A. Anlagevermögen A. Eigenkapital
I. Immaterielle Vermögensgegenstände I. Gezeichnetes Kapital 500.000,00 500.000,00
Entgeltlich erworbene Software 1.892.183,64 0,00
II. Andere Gewinnrücklagen 5.091.168,00 5.091.168,00
II. Sachanlagen
1. Technische Anlagen und Maschinen 1.504.883,40 0,00 III. Gewinnvortrag 104.131,87 104.131,87
2. Betriebs- und Geschäftsausstattung 58.877,41 1.563.760,81 12.331,96 12.331,96
IV. Jahresüberschuss 2.876.002,79 0,00
III. Finanzanlagen 8.571.302,66 5.695.299,87
Sonstige Ausleihungen 29.303,12 0,00
3.485.247,57 12.331,96 B. Empfangene Ertragszuschüsse 35.590.469,13 37.767.935,96
B. Umlaufvermögen C. Rückstellungen
1. Steuerrückstellungen 153.050,02 121.440,96
I. Vorräte 2. Sonstige Rückstellungen 44.620.810,57 24.945.552,68
1. Unfertige Leistungen 5.933.218,37 4.502.521,06 44.773.860,59 25.066.993,64
2. Waren 100.810,29 6.034.028,66 152.712,20 4.655.233,26
D. Verbindlichkeiten
II. Forderungen und sonstige 1. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 7.366.867,93 22.163.388,60
Vermögensgegenstände 2. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen
1. Forderungen aus Lieferungen und Unternehmen 78.933,68 124.369,96
Leistungen 20.440.311,99 15.347.849,00 3. Sonstige Verbindlichkeiten 622.088,01 48.697.721,15
2. Forderungen gegen verbundene --davon aus Steuern EUR 43.172,83 (i. Vj. EUR 57.257,33)--
Unternehmen 35.254.624,04 92.218.065,40 --davon im Rahmen der sozialen Sicherheit EUR 347,00
3. Forderungen gegen Unternehmen, (i. Vj. EUR 277,40)--
mit denen ein Beteiligungsver- 8.067.889,62 70.985.479,71
hältnis besteht 27.858.880,08 23.905.226,64
4. Sonstige Vermögensgegenstände 3.196.898,94 86.750.715,05 2.273.554,45 133.744.695,49
III. Kassenbestand, Guthaben bei
Kreditinstituten und Schecks 718.955,57 14.737,36
93.503.699,28 138.414.666,11
C. Rechnungsabgrenzungsposten 14.575,15 1.088.711,11
97.003.522,00 139.515.709,18 97.003.522,00 139.515.709,18

NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH, Frankfurt am Main
Gewinn- und Verlustrechnung für die Zeit
vom 1. Januar bis 31. Dezember 2010
2010
2009
EUR EUR EUR EUR
1. Umsatzerlöse 546.979.653,90 491.725.191,38
2. Erhöhung des Bestands an unfertigen Leistungen 1.430.697,31 373.773,91
3. Sonstige betriebliche Erträge 9.069.260,34 15.828.394,87
4. Gesamtleistung
5. Materialaufwand
557.479.611,55 507.927.360,16
a) Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe
-220.125.547,35 -207.166.799,90
b) Aufwendungen für bezogene Leistungen
6. Personalaufwand
-237.215.570,21 -457.341.117,56 -205.788.321,42 -412.955.121,32
a) Löhne und Gehälter -2.638.728,49 -2.281.323,23
b) Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung
--davon für Altersversorgung EUR 195.639,66 (i. Vj. EUR 139.886,91)--
-477.388,99 -3.116.117,48 -365.619,80 -2.646.943,03
7. Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen
-367.516,00 -5.204,00
8. Sonstige betriebliche Aufwendungen -96.945.061,33 -94.383.371,24
9. Erträge aus Ausleihungen des Finanzanlagevermögens 113,12 0,00
10. Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge 4.010.329,90 761.064,27
11. Zinsen und ähnliche Aufwendungen -150.471,18 -68.816,40
12. Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit 3.569.771,02 -1.371.031,56
13. Aufwand (i. Vj. Ertrag) aus Steuern vom Einkommen und vom Ertrag -693.768,23 810.606,55
14. Erträge aus Verlustübernahme 0,00 560.425,01
15. Jahresüberschuss 2.876.002,79 0,00

NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH, Frankfurt am Main
Anhang für das Geschäftsjahr 2010
1. Allgemeines
Die NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH, Frankfurt am Main (kurz: NRM), wurde am
21. April 2005 von der Mainova Aktiengesellschaft, Frankfurt am Main (kurz: Mainova),
gegründet und am 24. Mai 2005 in das Handelsregister des Amtsgerichts Frankfurt am
Main unter HRB 74832 eingetragen.
Mit der Gründung der Gesellschaft wurde dem zweiten Gesetz zur Neuregelung des
Energiewirtschaftsrechts (EnWG) vom 7. Juli 2005 freiwillig vorab Rechnung getragen.
Gemäß § 7 EnWG haben vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen sicherzustellen,
dass Netzbetreiber, die mit ihnen im Sinne von § 3 Nr. 38 EnWG verbunden
sind, hinsichtlich ihrer Rechtsform unabhängig von anderen Tätigkeitsbereichen der
Energieversorgung sind.
Die Mainova hat am 30. Mai 2005 einen Geschäftsanteil von EUR 50.000,00 an die
Stadtwerke Hanau GmbH, Hanau (kurz: SWH), veräußert. Damit erstreckt sich das
Tätigkeitsgebiet der NRM nicht nur auf das Versorgungsgebiet der Mainova, sondern
auch auf das der Stadtwerke Hanau. Durch den in 2007 abgeschlossenen Betriebsführungs-
bzw. Pachtvertrag mit der Energieversorgung Main-Spessart GmbH (kurz: EMS)
erweitert sich das Tätigkeitsgebiet um das Gasversorgungsgebiet der EMS.
Die NRM ist Netzbetreiber gemäß dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Die Wasser-
und Wärmeverteilungsnetze von Mainova und SWH werden von der NRM weiterhin als
Betriebsführer betrieben.
Bis auf Führungspositionen hat die NRM weiterhin kein eigenes Personal. Die bisher
im Netzbereich der Gesellschafter tätigen Mitarbeiter werden der Gesellschaft überlassen.
Hierfür wurden zwischen der NRM und der Mainova, der SWH sowie der EMS
Arbeitnehmerüberlassungsverträge geschlossen.
2. Aufstellung des Jahresabschlusses
Die Aufstellung des Jahresabschlusses der NRM erfolgte erstmals in 2009 nach den
Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) in der Fassung des Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes
(BilMoG), das am 29. Mai 2009 in Kraft getreten ist.
3. Gliederung des Jahresabschlusses
Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die Vorschriften des HGB für Kapitalgesellschaften
sowie die Regelungen des GmbHG über die Gliederung und den Ausweis
der Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung beachtet worden.
Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.
4. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände werden mit ihren Anschaffungskosten
aktiviert und entsprechend ihrer voraussichtlichen Nutzungsdauer
linear abgeschrieben.
Die Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten, vermindert um planmäßige Abschreibungen,
angesetzt.
Sachanlagen, die nach dem 31. Dezember 2008 aktiviert wurden, werden linear abgeschrieben.
Abschreibungen auf Sachanlagen, die vor dem 31. Dezember 2008 aktiviert
wurden, werden grundsätzlich in steuerlich höchstzulässigem Umfang vorgenommen.

Geringwertige Wirtschaftsgüter (GWG) mit Anschaffungskosten bis zu EUR 150,00
netto wurden im Jahr der Anschaffung sofort als Aufwand erfasst. GWG mit Anschaffungskosten
zwischen EUR 150,00 und EUR 1.000,00 netto werden im Anlagevermögen
einem Sammelposten zugeführt und über fünf Jahre abgeschrieben. NRM wendet
diese Regelung für alle geringwertigen Wirtschaftsgüter mit Ausnahme von IT-
Hardware an.
Unter den Finanzanlagen werden die sonstigen Ausleihungen zu Nennwerten bilanziert.
Die Bewertung der unfertigen Leistungen erfolgt zu Herstellungskosten unter Berücksichtigung
angemessener Teile der notwendigen Material- und Fertigungsgemeinkosten.
Werthaltigkeitsrisiken in den Vorräten werden unter Beachtung des Niederstwertprinzips
durch Bewertungsabschläge berücksichtigt.
Die Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände sind zum Nennwert angesetzt.
Erkennbare Risiken werden durch Wertberichtigungen berücksichtigt.
Im Zusammenhang mit dem Erlass der Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)
und der Niederdruckanschlussverordnung (NDAV) wurden in 2006 Zahlungen aus der
gemäß Pachtvertrag mit der Mainova vereinbarten Weiterleitung von Baukostenzuschüssen
als Pachtvorauszahlungen unter den aktiven Rechnungsabgrenzungsposten
bilanziert. Die Auflösung des Postens erfolgt über die Laufzeit des Pachtvertrags
von fünf Jahren. Ab dem Jahr 2007 wurde der Pachtvertrag insoweit angepasst und die
Weiterleitung entsprechend gestrichen.
Gemäß § 9 der NAV für Stromversorgung und § 9 der NDAV für die Gasversorgung ist
der Netzbetreiber berechtigt, vom Anschlussnehmer die Erstattung der bei wirtschaftlich
effizienter Betriebsführung notwendigen Kosten, u. a. für die Herstellung bzw. Änderung
des Netzanschlusses, und gemäß § 10 NAV bzw. § 11 NDAV einen angemessenen
Baukostenzuschuss für die Erstellung oder Verstärkung der örtlichen Verteileranlage
zu verlangen. Diese wurden bis zum 31. Dezember 2009 bei NRM als empfangene
Ertragszuschüsse passiviert. Ab dem Jahr 2010 werden die vereinnahmten
Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskosten auf der Grundlage der Abtretungsvereinbarungen
bei Mainova, SWH und EMS ausgewiesen.
Für die von der Mainova, SWH und EMS gepachteten Netzgebiete werden Netzanschlussbeiträge
sowie Baukostenzuschüsse für Strom und Gas als empfangene Ertragszuschüsse
bis zum 31. Dezember 2009 passiviert. Die erfolgswirksame Auflösung
des Sonderpostens erfolgt ratierlich über die Laufzeit von 20 Jahren.
Die Ansprüche auf Zahlung von Baukostenzuschüssen und Netzanschlusskosten wurden
auf der Grundlage von Abtretungsvereinbarungen mit Wirkung zum 31. Dezember
2009 erstmalig an Mainova, SWH und EMS abgetreten.
Die Rückstellungen sind in Höhe des Erfüllungsbetrags angesetzt, der nach vernünftiger
kaufmännischer Beurteilung unter Berücksichtigung zukünftiger Preis- und
Kostensteigerungen notwendig ist. Sie berücksichtigen alle bekannten Verpflichtungen
und Risiken. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit
dem ihrer Restlaufzeit entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen
sieben Geschäftsjahre abgezinst. Die anzuwendenden Zinssätze werden von der
Deutschen Bundesbank ermittelt.
Die Verbindlichkeiten sind mit dem Erfüllungsbetrag angesetzt.
5. Erläuterungen zur Bilanz
Die Aufgliederung der in der Bilanz zusammengefassten Posten des Anlagevermögens
und ihre Entwicklung sind in dem als Anlage zum Anhang beigefügten Anlagen-

spiegel dargestellt. Die Erhöhung des Anlagevermögens ist vor allem auf die Aktivierung
des Prozessleitsystems zurückzuführen.
Das Vorratsvermögen der Gesellschaft in Höhe von TEUR 6.034 (i. Vj. TEUR 4.655)
umfasst im Wesentlichen die Bestände aus unfertigen Aufträgen der Netzgebiete.
Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen betragen TEUR 20.440 (i. Vj.
TEUR 15.348). Davon entfallen auf abgerechnete Bauleistungen und Ausgleichszahlungen
gemäß § 9 Abs. 1 KWKModG für KWK-Strom TEUR 4.457 (i. Vj. TEUR 7.154)
und auf Netzentgelte gegenüber dritten Händlern TEUR 15.983 (i. Vj. TEUR 8.194).
Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen betragen TEUR 35.255 (i. Vj
TEUR 92.218).
Davon bestehen Forderungen gegen die Gesellschafterin Mainova von TEUR 31.310
(i. Vj. TEUR 88.780) vor allem aus Netzentgelten und sonstigem Leistungsverkehr.
Darüber hinaus wurden im Vorjahr Forderungen aus Verlustausgleich gegenüber Mainova
von TEUR 137 ausgewiesen.
Des Weiteren beinhalten die Forderungen gegen verbundene Unternehmen im Wesentlichen
Forderungen gegen EMS von TEUR 1.639 (i. Vj. TEUR 2.910) vor allem aus
Netzentgelten, Forderungen gegen BKF (Biomasse-Kraftwerk Fechenheim GmbH,
Frankfurt am Main) von TEUR 825 (i. Vj. TEUR 239) und Forderungen gegen VGF
(Stadtwerke Verkehrsgesellschaft Frankfurt am Main GmbH, Frankfurt am Main) von
TEUR 1.481 (i. Vj. TEUR 274).
Die Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht,
in Höhe von TEUR 27.859 (i. Vj. TEUR 23.905) betreffen ausschließlich die
SWH. Die Forderung gegen SWH resultiert mit TEUR 28.305 (i. Vj. TEUR 24.949) aus
Ansprüchen aus der Abrechnung von Netzentgelten und Betriebsführungsentgelten für
die Wartung und Instandhaltung von Wasser- und Wärmeversorgungsnetzen abzüglich
Verbindlichkeiten von TEUR 446 (i. Vj. TEUR 1.044).
Die sonstigen Vermögensgegenstände beinhalten hauptsächlich Vorleistungen an
Lieferanten für die Erweiterung des Versorgungsnetzes.
Die NRM hat mit der Mainova ServiceDienste Gesellschaft mbH, Frankfurt am Main
(kurz: MSD), der Mainova und der Stadtwerke Frankfurt am Main Holding GmbH,
Frankfurt am Main (kurz: SWF), einen Vertrag über Cash Pooling und Kontokonzentration
abgeschlossen. Auf Grund dieses Vertrags entfallen zum Bilanzstichtag auf das
von der Mainova gepachtete Versorgungsgebiet keine eigenen flüssigen Mittel mehr.
Die vorhandenen flüssigen Mittel betreffen mit TEUR 2 (i. Vj. TEUR 1) den Scheckbestand
und mit TEUR 716 (i. Vj. TEUR 13) Guthaben bei Kreditinstituten des Profit-
Centers SWH.
Der aktive Rechnungsabgrenzungsposten betraf in Vorjahren hauptsächlich die im
Jahr 2006 auf Grund des abgeschlossenen Pachtvertrags an Mainova abgeführten
Beträge aus in Rechnung gestellten und vereinnahmten Netzkosten- und Hausanschlussbeiträgen
von ursprünglich TEUR 4.342, die als Vorauszahlung auf das zu entrichtende
Pachtentgelt gelten. Die Auflösung des Postens erfolgte über die Laufzeit
des Pachtvertrags von fünf Jahren und ist in 2010 vollständig aufgelöst. Ab dem Jahr
2007 wurde der Pachtvertrag insoweit angepasst und die Weiterleitung entsprechend
gestrichen.
Das Eigenkapital ergibt sich mit TEUR 500 aus dem gezeichneten Kapital, mit
TEUR 5.091 aus anderen Gewinnrücklagen, mit TEUR 104 aus dem Gewinnvortrag
und mit TEUR 2.876 aus dem Jahresüberschuss. Die anderen Gewinnrücklagen resultieren
aus den in 2009 aufgelösten Aufwandsrückstellungen infolge der Anwendung
der Übergangsvorschriften aus Art. 67 EGHGB.

Die NRM hat in den Profit-Centern im Netzgebiet Mainova einen Gewinn vor Verlustübernahme
EMS von TEUR 2.156 (i. Vj. TEUR 468), in Hanau einen Gewinn von
TEUR 953 (i. Vj. Verlust von TEUR 423) sowie im Netzgebiet EMS einen Verlust von
TEUR 233 (i. Vj. TEUR 605) erwirtschaftet.
Mit Beschluss vom 2. Dezember 2010 haben die Gesellschafter festgelegt, dass der
Verlust des Netzgebiets Main-Spessart dem Profit-Center Mainova zugerechnet wird.
Die passivierten empfangenen Ertragszuschüsse betreffen Netzkosten- und Hausanschlussbeiträge
im Netzgebiet der Mainova, SWH und EMS, die vertraglich zwischen
dem Anschlussnehmer und der NRM vereinbart wurden. Sie werden über die
Laufzeit von 20 Jahren aufgelöst und betragen TEUR 35.590 (i. Vj. TEUR 37.768). Ab
dem Jahr 2010 werden die vereinnahmten Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskosten
auf der Grundlage der Abtretungsvereinbarungen bei Mainova, SWH und EMS
ausgewiesen.
Die sonstigen Rückstellungen in Höhe von TEUR 44.621 (i. Vj. TEUR 24.946) beinhalten
vor allem die periodenübergreifende Saldierung nach § 11 der Stromnetzentgeltverordnung
(StromNEV) und § 10 der Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) von
TEUR 8.480 (i. Vj. TEUR 12.636), Abrechnungsverpflichtungen von TEUR 2.339 (i. Vj.
TEUR 2.281) sowie das Regulierungskonto (Gas) von TEUR 20.852 (i. Vj.
TEUR 1.991) und das Regulierungskonto (Strom) von TEUR 6.727 (i. Vj. TEUR 0).
Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen in Höhe von
TEUR 78 (i. Vj. TEUR 124) betreffen den laufenden Lieferungs- und Leistungsverkehr
mit der Mainova EnergieDienste GmbH, Frankfurt am Main (kurz: MED).
Die sonstigen Verbindlichkeiten beinhalten mit TEUR 69 hinterlegte Sicherheiten mit
einer Restlaufzeit zwischen einem und fünf Jahren. Die im Vorjahr ausgewiesene Verbindlichkeit
aus Mehrerlösabschöpfung in Höhe von TEUR 48.435 wurde in 2010 vollständig
verbraucht.
Alle Verbindlichkeiten haben mit Ausnahme der hinterlegten Sicherheiten Restlaufzeiten
von bis zu einem Jahr.

6. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung
Umsatzerlöse
2010 2009
TEUR TEUR
Netznutzung Strom 188.125 166.277
Netznutzung Gas 144.311 132.602
Stromverkauf 103.880 97.002
Instandhaltungs- und Investitionsmaßnahmen, Auftragsabrechnung
und sonstige Leistungen 72.989 60.198
Betriebsführung Netze 35.601 33.845
Auflösung empfangener Ertragszuschüsse 2.074 1.801
546.980 491.725
Die Umsatzerlöse Netznutzung Strom setzen sich wie folgt zusammen:
2010 2009
TEUR TEUR
Netznutzung Mainova und SWH 111.965 137.131
Netznutzung Dritte 35.747 27.317
Mehrerlösabschöpfung 34.369 -13.120
Mehr-/Mindermengenabrechnung 9.520 337
Periodenübergreifende Saldierung 4.132 3.200
Rückerstattung überhöhter Netzentgelte Mainova und SWH 0 11.455
Regulierungskonto -7.600 0
Übrige -8 -43
188.125 166.277
Die Umsatzerlöse Netznutzung Gas setzen sich wie folgt zusammen:
2010 2009
TEUR TEUR
Netznutzung Mainova 99.817 103.246
Netznutzung SWH 10.814 10.865
Netznutzung Dritte 20.661 14.213
Netznutzung EMS 7.126 7.243
Mehrerlösabschöpfung 14.032 -6.997
Mehr-/Mindermengenabrechnung 13.896 6.632
Regulierungskonto -22.000 -2.600
Übrige -35 0
144.311 132.602
Die Umsatzerlöse aus Stromverkauf resultieren mit TEUR 93.187 (i. Vj. TEUR 88.904)
aus dem Verkauf des von den Kraftwerken der Mainova, von der MHKW Müllheizkraftwerk
Frankfurt am Main GmbH, Frankfurt am Main (MHKW), und Kleineinspeisern erzeugten
und in das Netz der NRM eingespeisten KWK-Stroms sowie mit TEUR 10.693
(i. Vj. TEUR 8.097) aus aufgenommenem EEG-Strom.

Die Erlöse aus Instandhaltungs- und Investitionsmaßnahmen, Auftragsabrechnung
und sonstigen Leistungen beinhalten hauptsächlich Erlöse aus Investitionsmaßnahmen
für Mainova von TEUR 48.746 (i. Vj. TEUR 40.100) und Investitions- und
Instandhaltungsmaßnahmen für SWH von TEUR 11.891 (i. Vj. TEUR 7.605).
Die Erlöse aus Betriebsführung Netze betreffen im Wesentlichen erbrachte Leistungen
für Mainova für die Versorgungsnetze Wasser von TEUR 22.930 (i. Vj.
TEUR 21.607) und Wärme von TEUR 8.254 (i. Vj. TEUR 7.614).
Die Umsatzerlöse enthalten folgende periodenfremde Effekte:
2010 2009
TEUR TEUR
Mehr-/Mindermengen 2008 und 2009 6.580 0
Stromverkauf EEG 1.366 0
Stromverkauf KWKG 51 0
Erstattung überhöhter Netzentgelte Mainova und SWH 0 11.455
Mehrerlösabschöpfung 0 -20.117
Periodenübergreifende Saldierung 2007 und 2008 -528 0
Regulierungskonto Gas 2009 -1.100 0
Übrige -43 0
6.326 -8.662
Sonstige betriebliche Erträge
2010 2009
TEUR TEUR
Ausgleichszahlungen des vorgelagerten Netzbetreibers gemäß KWKModG 6.495 3.508
Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen 1.388 3.963
Schadensersatz 428 405
Herabsetzung Wertberichtigungen 347 415
Erstattung der Mainova und SWH für Mehrerlösabschöpfung Strom 2005 0 7.299
Übrige 411 238
9.069 15.828
Die sonstigen betrieblichen Erträge enthalten folgende periodenfremde Effekte:
2010 2009
TEUR TEUR
Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen 1.388 3.963
Erträge gemäß KWKModG 995 127
Schadensersatz 429 405
Herabsetzung Pauschalwertberichtigungen 347 415
Rückerstattungen Erdgas-, Strom- und Mineralölsteuer 137 0
Erstattung Mehrerlösabschöpfung 2005 0 7.299
Materialaufwand
3.296 12.209
2010 2009

TEUR TEUR
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe 220.126 207.167
Aufwendungen für bezogene Leistungen 237.215 205.788
457.341 412.955
Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe setzen sich wie folgt zusammen:
2010 2009
TEUR TEUR
Stromeinspeisungen 102.943 98.176
Vorgelagerte Netzkosten 39.893 51.984
Mehr-/Mindermengenabrechnung 23.358 7.067
Material 22.265 16.267
KWK-Zuschläge und KWK-Umlage 10.622 9.724
Vermiedene Netzkosten 9.599 8.305
Netzverlustenergie und Strukturausgleich Differenzbilanzkreis 9.176 12.569
Übrige 2.270 3.075
220.126 207.167
Die Stromeinspeisungen enthalten mit TEUR 403 periodenfremde Gutschriften für Vorjahre,
Mehr-/Mindermengen von TEUR 6.580 sowie vorgelagerte Netzkosten in Höhe
von TEUR 385 sind periodenfremd.

Die Aufwendungen für bezogene Leistungen setzen sich wie folgt zusammen:
2010 2009
TEUR TEUR
Pachtaufwendungen Netze (einschließlich Lichtwellenleiter) 79.382 60.774
Instandhaltungsaufwendungen/Fremdleistungen 68.341 62.045
Arbeitnehmerüberlassung 64.810 62.353
Aufwendungen aus Service Level Agreements 24.651 20.582
Übrige 31 34
237.215 205.788
Die Aufwendungen aus Service Level Agreements (kurz: SLA) enthalten mit
TEUR 1.600 Aufwendungen aus SLA gegenüber SWH für die Jahre 2008 und 2009.
Personalaufwand
2010 2009
TEUR TEUR
Löhne und Gehälter
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Alters-
2.639 2.281
versorgung und für Unterstützung 477 366
(davon für Altersversorgung) (196) (140)
3.116 2.647
Das Personal der NRM besteht ausschließlich aus Führungskräften. Im Durchschnitt
des Geschäftsjahres 2010 beschäftigte die NRM 23 (i. Vj. 19) Mitarbeiter. Das übrige
Personal wird im Wege der Arbeitnehmerüberlassung von Mainova, SWH und EMS an
die NRM gestellt.
Abschreibungen
Abschreibungen sind in dem als Anlage zum Anhang beigefügten Anlagenspiegel dargestellt.
Sonstige betriebliche Aufwendungen
2010 2009
TEUR TEUR
Konzessionsabgaben 42.575 40.330
Aufwendungen aus Service Level Agreements 41.415 35.984
Managementgebühren 4.085 9.068
Fremdleistungen für EDV 2.595 2.293
Gutachten und Beratungskosten 1.342 2.021
Übrige betriebliche Aufwendungen 4.933 4.687
96.945 94.383
Die Konzessionsabgaben, Aufwendungen aus Service Level Agreements und Managementgebühren
werden mit den Gesellschaftern der NRM verrechnet.
Zinsergebnis
2010 2009
TEUR TEUR
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge 4.010 761
(davon aus verbundenen Unternehmen) (20) (125)
Zinsen und ähnliche Aufwendungen 150 69

(davon an verbundene Unternehmen) (54) (69)
3.860 692
Die Zinserträge enthalten mit TEUR 3.981 (i. Vj. TEUR 609) Erträge aus der Abzinsung
langfristiger Rückstellungen.
Die übrigen Zinserträge und Zinsaufwendungen resultieren vor allem aus der Verzinsung
der Bankkonten der NRM. Die NRM nimmt an dem Cash Pooling-Verfahren der
SWF teil. Mit der Mainova, MSD und MED besteht eine Vereinbarung zur Konzernverrechnung
und Saldenverzinsung. Mit der SWH wurde eine analoge Vereinbarung über
die Verzinsung hingegebener Liquidität abgeschlossen.
Zinserträge in Höhe von TEUR 257 sowie Zinsaufwendungen von TEUR 47 sind periodenfremd.
Steuern (i. Vj. Ertrag ) vom Einkommen und vom Ertrag
Die Steuern vom Einkommen und vom Ertrag entfallen mit TEUR 153 auf Körperschaftsteuer
und Solidaritätszuschlag und mit TEUR 540 auf Gewerbesteuer. Im Vorjahr
ergab sich ein Ertrag aus Gewerbesteuerrückzahlung für 2008 von TEUR 811.
7. Latente Steuern
Die NRM macht von dem Wahlrecht zur Bildung eines Abgrenzungspostens für aktive
latente Steuern in Höhe der voraussichtlichen Steuerentlastung keinen Gebrauch. Insgesamt
ergeben sich zum 31. Dezember 2010 aktive latente Steuern von TEUR 4.307
(i. Vj. TEUR 5.545) und passive latente Steuern von TEUR 75 (i. Vj. TEUR 0), davon
entfallen TEUR 4.140 (i. Vj. TEUR 5.403) auf Verlustvorträge und TEUR 91 (i. Vj.
TEUR 142) auf einen steuerlichen Ausgleichsposten, der die sonstigen Rückstellungen
und das Anlagevermögen betrifft. Der Bewertung liegt ein Steuersatz von unverändert
31,93 % zu Grunde.
8. Aktivitätenabschlüsse gemäß § 10 Abs. 3 EnWG
Auf Grund des am 7. Juli 2005 veröffentlichten Gesetzes über die Elektrizitäts- und
Gasversorgung hat die NRM gemäß § 10 Abs. 3 EnWG getrennte Bilanzen und Gewinn-
und Verlustrechnungen für die Bereiche Elektrizitäts- und Gasverteilung zu
erstellen.
Gemäß § 10 Abs. 3 EnWG wurden in der internen Rechnungslegung getrennte Konten
für die Tätigkeiten Stromverteilung, Strom sonstiges, Gasverteilung, Gas sonstiges und
Sonstiges geführt bzw. es wurde eine Kontenzuordnung durch Schlüsselung vorgenommen.
Es wurden entsprechende Bilanzen und Gewinn- und Verlustrechnungen
aufgestellt. In der internen Rechnungslegung erfolgte eine ordnungsgemäße Dokumentation
bezüglich der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden und der Kontenzuordnung
bzw. -schlüsselung.

9. Geschäfte mit nahe stehenden Unternehmen und Personen und
Geschäfte größeren Umfangs gemäß § 10 Abs. 2 EnWG
Energie- und
Wasserlieferungen
Stadtwerke
Frankfurt am
Main Holding
GmbH sowie
deren Toch-
tergesell-
schaften
Stadt Frankfurt
am
Main sowie
deren Mehr.
heitsbetei
ligungen
Thüga AG
und
deren Mehrheitsgesellschafter
Tochterunternehmen
der
Mainova
Gemein-
schafts-
unter-
nehmen der
Mainova
Assoziierte
Unternehmen
der Mainova
2010 2010 2010 2010 2010 2010
TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR
Umsatzerlöse 0 0 0 310.150 18 27.366
Materialaufwand 0 -370 0 -119.358 -11.472 -1.545
Forderungen
davon wertberich-
0 28 0 95.058 2 28.871
tigt 0 0 0 0 0 0
Verbindlichkeiten 0 -3 0 -19.599 0 -439
Sonstiges
Erträge 2.063 609 0 38.524 89 12.473
Aufwendungen -282 -916 0 -243.466 -3 -30.884
Forderungen
davon wertberich-
1.481 793 0 17 0 644
tigt 0 0 0 0 0 0
Verbindlichkeiten 0 -62 0 -41.779 0 -367
10. Sonstige finanzielle Verpflichtungen
Finanzielle Verpflichtungen bestehen für die NRM vor allem aus den Pachtverträgen
für die Strom- und Gasnetze mit Mainova und SWH. Die Verträge wurden mit Wirkung
zum 1. Januar 2006 mit einer Laufzeit von fünf Jahren geschlossen. Die Verträge verlängern
sich um weitere fünf Jahre, wenn sie nicht gekündigt werden.
Die sich daraus ergebenden Pachtaufwendungen für das Jahr 2010 betragen insgesamt
EUR 79,4 Mio.
Weitere finanzielle Verpflichtungen ergeben sich aus den abgeschlossenen Strombezugsverträgen
für die Beschaffung der Verlustenergie in Höhe von EUR 7,7 Mio sowie
aus dem Bestellobligo von EUR 7,1 Mio.

11. Sonstige Angaben
Geschäftsführer der Gesellschaft waren im Geschäftsjahr Herr Dipl.-Ing. Dr. Bernhard
Müller, Otzberg, und Herr Dipl.-Kfm. Dr. Andreas Roß, Liederbach.
Die Gesellschaft wird in den Konzernabschluss der Mainova einbezogen, der auf
Grund der Verpflichtung nach § 315a HGB von der Mainova aufgestellt und im elektronischen
Bundesanzeiger bekannt gemacht wird.
Die Gesellschaft wird darüber hinaus in den Konzernabschluss für den größten Kreis
von Unternehmen gemäß § 285 Nr. 14 HGB, den Konzernabschluss der SWF, einbezogen.
Der Konzernabschluss der SWF wird im elektronischen Bundesanzeiger bekannt
gemacht.
Die durchschnittliche Zahl der beschäftigten Arbeitnehmer betrug im Geschäftsjahr 23
(i. Vj. 19).
Die Vergütung der Geschäftsführung wird im Anhang auf Grund der Regelungen in
§ 286 Abs. 4 HGB nicht ausgewiesen.
Einem Geschäftsführer wurde in 2010 ein Darlehen in Höhe von EUR 30.000,00 zu
einem Zinssatz von 1,52 % mit einer Laufzeit von Oktober 2010 bis September 2020
gewährt. Das Darlehen valutiert zum 31. Dezember 2010 mit einem Betrag von
EUR 29.303,12.
Die Angaben nach § 285 Nr. 17 HGB (Abschlussprüferhonorar) erfolgen im Konzernabschluss
der Mainova.
Frankfurt am Main, den 15. März 2011
Dr. Andreas Roß Dr. Bernhard Müller

NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH, Frankfurt am Main
Entwicklung des Anlagevermögens im Geschäftsjahr 2010
Anschaffungs- oder Herstellungskosten Kumulierte Abschreibungen
Abschreibungen
des
Buchwerte
1.1.2010 Zugänge Abgänge 31.12.2010 1.1.2010 Geschäftsjahres Abgänge 31.12.2010 31.12.2010 31.12.2009
TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR
I. Immaterielle Vermögensgegenstände
Entgeltlich erworbene
Software 0,00 2.083.138,64 0,00 2.083.138,64 0,00 190.955,00 0,00 190.955,00 1.892.183,64 0,00
II. Sachanlagen
1. Technische Anlagen
und Maschinen 0,00 1.673.979,40 0,00 1.673.979,40 0,00 169.096,00 0,00 169.096,00 1.504.883,40 0,00
2. Betriebs- und Geschäftsausstattung
108.607,72 54.010,45 11.144,52 151.473,65 96.275,76 7.465,00 11.144,52 92.596,24 58.877,41 12.331,96
108.607,72 1.727.989,85 11.144,52 1.825.453,05 96.275,76 176.561,00 11.144,52 261.692,24 1.563.760,81 12.331,96
III. Finanzanlagen
Sonstige Ausleihungen 0,00 30.000,00 696,88 29.303,12 0,00 0,00 0,00 0,00 29.303,12 0,00
108.607,72 3.841.128,49 11.841,40 3.937.894,81 96.275,76 367.516,00 11.144,52 452.647,24 3.485.247,57 12.331,96

NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH, Frankfurt am Main
Lagebericht für das Geschäftsjahr 2010
Darstellung des Geschäftsverlaufs
Allgemeines
Mit dem Jahr 2010 hat die NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH, Frankfurt am Main (NRM),
ihr fünftes volles Geschäftsjahr abgeschlossen.
Gegenstand der NRM ist unverändert das Pachten, Verwalten, Betreiben und Instandhalten von
Elektrizitäts-, Gasversorgungs-, Fernwärme-, Wasserversorgungs- und Abwassernetzen nebst
Zubehör und Telekommunikationslinien für Energieversorgungsunternehmen, insbesondere für
die Mainova Aktiengesellschaft, Frankfurt am Main (Mainova), und die Stadtwerke Hanau
GmbH, Hanau (SWH). Die Gesellschaft stellt Dritten die von ihr betriebenen Netze entsprechend
den gesetzlichen Bestimmungen, insbesondere des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG),
zur Verfügung (Netzzugang) und schließt Dritte --insbesondere Letztverbraucher-- in gleicher
Weise an das von ihr betriebene Netz an (Netzanschluss). Die Gesellschaft ermittelt im Rahmen
der gesetzlichen Vorgaben die wirtschaftlichen Bedingungen und Entgelte für Netzzugang und
Netzanschluss und stellt die technischen Bedingungen für einen sicheren und zuverlässigen
Transport von Energie und Wasser sicher.
Seit dem 1. Januar 2006 hat die NRM die Strom- und Gasnetze ihrer Gesellschafter Mainova
und SWH gepachtet und ist damit Netzbetreiber gemäß EnWG. Seit dem 1. Januar 2009 hat die
NRM darüber hinaus das Netz der Energieversorgung Main-Spessart GmbH (EMS), ein verbundenes
Unternehmen der Mainova, gepachtet, welches vorher bereits durch NRM betriebsgeführt
wurde. Die NRM ist damit auch für dieses Netz Netzbetreiber gemäß EnWG.
Nach der Mainova hat nun auch der Gesellschafter SWH die Betreuung der Straßenbeleuchtung
und der Verkehrssignalanlagen in Hanau mit Wirkung zum 1. Juli 2010 aus der NRM herausgelöst
und in die SWH reintegriert. Das hierfür an die NRM überlassene Personal wurde zum selben
Zeitpunkt an SWH zurückgeführt. Alle Aufträge, betreffend die Straßenbeleuchtung und die
Verkehrssignalanlagen, werden seit dem 1. Juli 2010 nur noch bei SWH geführt. Es ergeben
sich hieraus keine wesentlichen Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der
NRM.
Mit Ausnahme der Führungskräfte, die gemäß EnWG Angestellte der NRM sein müssen, ist das
Personal der NRM im Wege der Arbeitnehmerüberlassung von Mainova, SWH und EMS an die
NRM überlassen. Insgesamt waren für NRM am 31. Dezember 2010 1.021 (i. Vj. 1.029) Mitar-

eiter tätig, davon 870 (i. Vj. 859) in Frankfurt am Main, 134 (i. Vj. 152) in Hanau und 17
(i. Vj. 18) in Sailauf.
Geschäft und Rahmenbedingungen
Mit der Gründung der NRM und der Übertragung des Netzbetriebs an diese haben Mainova und
SWH die rechtliche Entflechtung gemäß EnWG realisiert. Auch die EMS hat die rechtliche
Entflechtung durch die Verpachtung des Gasnetzes umgesetzt.
Alle wesentlichen Netzfunktionen, d. h. Asset Management, Planung, Bau und Betrieb der Netze,
Netzwirtschaft und Netzsteuerung für die Sparten Elektrizität, Gas, Wasser und Wärme
wurden hierzu an die NRM übertragen. Außerdem wurden auf Seiten von Mainova, SWH und
EMS sowie bei NRM alle erforderlichen Maßnahmen ergriffen, um die sonstigen Vorgaben des
EnWG zur buchhalterischen, informatorischen und operationellen Entflechtung umzusetzen.
Im Geschäftsjahr 2010 hat die NRM die Betriebsführung der Wasser- und Wärmenetze der
Mainova und der SWH fortgeführt.
Die NRM betreibt die Netzgebiete von Mainova (Netzgebiet „Frankfurt“), SWH (Netzgebiet
„Hanau“) und EMS (Netzgebiet „Main-Spessart“) bis auf Weiteres separat. Für jedes Netzgebiet
wurden daher wie im Vorjahr jeweils getrennte kalenderjährliche Erlösobergrenzen (EOG) gemäß
Anreizregulierungsverordnung (ARegV) bestimmt.
In die EOG Strom eingeflossen sind dabei der von der Bundesnetzagentur mit Bescheid vom
23. September 2009 genehmigte Erweiterungsfaktor sowie die mit Bescheiden vom 4. Juni 2010
(Hanau) bzw. 22. Juli 2010 (Frankfurt) festgelegte periodenübergreifende Saldierung für das
Jahr 2008. Ebenfalls eingepreist wurde die Erhöhung der vorgelagerten Netzkosten aus dem
Jahr 2009. Hier war es auf Grund der Genehmigungspraxis der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu
unterjährigen Preiserhöhungen beim vorgelagerten Netzbetreiber E.ON Netz GmbH gekommen,
die die NRM nicht mehr rückwirkend in die EOG 2009 einpreisen konnte. Da es sich um ein
branchenweites Problem handelte, hat die BNetzA es gestattet, die gestiegenen Kosten einmalig
bereits während der Regulierungsperiode in die EOG 2010 einzupreisen („Symmetrische Räumung
des Regulierungskontos“). Dabei waren von dieser Ausnahmeregelung nur die vorgelagerten
Netzkosten umfasst, nicht jedoch die vermiedenen Netzentgelte, die damit weiterhin erst
am Ende der Regulierungsperiode ausgeglichen werden. Voraussetzung für die Einpreisung
war, dass die Kostenerhöhung den Schwellenwert von mindestens 5 % der genehmigten Erlösobergrenze
bei Strom erreicht. Für Frankfurt und Hanau wurde dieser Schwellenwert mit den
vorgelagerten Netzkosten überschritten.
In die EOG Gas eingeflossen sind der von der Bundesnetzagentur mit Bescheid vom
22. Dezember 2009 genehmigte Erweiterungsfaktor sowie die mit Bescheid vom 12. März 2010
festgelegte periodenübergreifende Saldierung für das Jahr 2008.

In den Netzgebieten Frankfurt und Hanau lagen die EOG 2010 bei Strom und Gas deutlich unter
denen des Jahres 2009. Der Hauptgrund hierfür ist die Mehrerlösabschöpfung (MEA). Mit Datum
vom 23. Oktober 2009 bzw. 11. November 2009 hat die NRM Angebote der BNetzA zum
so genannten „vereinfachten Verfahren“ der MEA für Strom bzw. Gas erhalten. Nach Abwägung
aller Chancen und Risiken hat sich die NRM in Abstimmung mit ihren Gesellschaftern zur
Teilnahme am vereinfachten Verfahren und zur vollständigen Ausschüttung der Mehrerlöse im
Geschäftsjahr 2010 entschlossen und dies der BNetzA fristgerecht mitgeteilt. Die BNetzA hat
der NRM daraufhin mit Datum vom 30. November 2009 bzw. 4. Dezember 2009 die Bescheide
zur MEA übermittelt. Da das vereinfachte Verfahren einen Rechtsmittelverzicht vorsieht, hat
die NRM ihre Beschwerden beim OLG Düsseldorf gegen die Auflagenvorbehalte zur MEA aus
den Bescheiden zur Festlegung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen für 2009 mit Datum
vom 17. Dezember 2009 zurückgezogen. Die NRM hatte auf Basis der Bescheide zur MEA
zum 31. Dezember 2009 die Verpflichtungen aus der MEA vollständig passiviert, so dass sich
die Kürzungen der EOG in 2010 für die NRM ergebnisneutral ausgewirkt haben.
Im Netzgebiet Main-Spessart lag die EOG 2010 vor allem auf Grund des Erweiterungsfaktors
und des Verbraucherpreisindex leicht über der EOG 2009. Eine MEA gab es hier nicht.
Auf Grund der Regulierungspraxis der BNetzA kommt es auch in 2010 erneut zu einem regulierungsbedingten
Nachteil für die NRM, diesmal aber im Bereich Gas: So hat der vorgelagerte
Netzbetreiber Gas Union Transport GmbH (GUT) mit Schreiben vom 12. März 2010 der NRM
mitgeteilt, dass die BNetzA nunmehr erstmalig eine EOG für die GUT festgelegt habe und daraufhin
nun ein neues Preisblatt rückwirkend zum 1. Januar 2010 gelte. In diesem neuen Preisblatt
sei auch die MEA der GUT in voller Höhe berücksichtigt. Durch das neue Preisblatt sinken
die vorgelagerten Netzkosten 2010 der GUT um einen Betrag im mittleren einstelligen Millionenbereich.
Da die EOG der NRM für 2010 nunmehr um diesen Betrag zu hoch ist, muss die
NRM eine Rückstellung wegen Minderkosten in gleicher Höhe bilden. Es besteht das Risiko,
dass diese Rückstellung in der Kostenprüfung für die 2. Regulierungsperiode ceteris paribus
eigenkapitalmindernd wirkt und daher die EK-Verzinsung reduziert. Wie hoch der daraus entstehende
Schaden für NRM tatsächlich ist, entscheidet sich erst im Rahmen der Kostenprüfung.
Dieser Effekt betrifft auf Grund der Gegebenheiten bei NRM nur das Netzgebiet Frankfurt.
Ungeachtet der Regulierungspraxis der BNetzA, hier vor allem betreffend die MEA, haben zwei
Händler die NRM auf eine individuelle MEA verklagt. Beide Klagen wurden zwischenzeitlich
abgewiesen. Des Weiteren hat ein Händler die NRM gemäß § 315 BGB auf Nachweis der Billigkeit
der Netzentgelte verklagt; auch diese Klage wurde zwischenzeitlich abgewiesen. Da es
sich in beiden Fällen um Musterverfahren handelt, rechnet die NRM mit Berufung durch die
Kläger und einer Fortsetzung der Verfahren.
Über die vorgenannten Punkte hinaus gibt es weitere Unsicherheiten in den derzeitigen Rahmenbedingungen
für die Energiewirtschaft. Hierüber wird im Kapitel „Chancen und Risiken der
zukünftigen Entwicklung“ berichtet.

Ertragslage
Die Umsatzerlöse der NRM sind in 2010 um EUR 55,3 Mio auf EUR 547,0 Mio gestiegen.
Die Erlöse aus Netznutzung Strom erhöhten sich um EUR 21,8 Mio auf EUR 188,1 Mio. Die
Erlöse aus Netznutzung Strom beinhalten die Mehrerlösabschöpfung von EUR 34,4 Mio (i. Vj.
erlösmindernd EUR 13,1 Mio), Erträge aus der Mehr-/Mindermengenabrechnung von EUR 9,5
Mio (i. Vj. EUR 0,3 Mio) sowie die erstmals erlösmindernd erfasste Zuführung zur Rückstellung
für das Regulierungskonto von EUR 7,6 Mio.
Bereinigt um diese Effekte ergeben sich Erlöse aus Netznutzung Strom von EUR 151,8 Mio
(i. Vj. EUR 179,1 Mio). Die Verringerung ergibt sich vor allem aus der Kürzung der Erlösobergrenze
2010 auf Grund der Teilnahme der NRM am vereinfachten Verfahren zur Mehrerlösabschöpfung
und der daraus resultierenden vollständigen Auskehrung der Mehrerlöse im Geschäftsjahr
2010.
Die Erlöse aus Netznutzung Gas erhöhten sich um EUR 11,7 Mio auf EUR 144,3 Mio. Die Erlöse
aus Netznutzung Gas beinhalten die Mehrerlösabschöpfung von EUR 14,0 Mio (i. Vj. erlösmindernd
EUR 7,0 Mio), Erträge aus der Mehr-/Mindermengenabrechnung von EUR 13,9
Mio (i. Vj. EUR 6,6 Mio) sowie die Zuführung zur Rückstellung für das Regulierungskonto von
EUR 22,0 Mio (i. Vj. EUR 2,6 Mio). Bereinigt um diese Effekte ergeben sich Erlöse von
EUR 138,4 Mio (i. Vj. EUR 135,6 Mio). Die bereinigten Erlöse erhöhten sich durch deutlich
gestiegene Durchleitungsmengen.
Die Erlöse aus Verkäufen eingespeister Strommengen erhöhten sich um EUR 6,9 Mio auf
EUR 103,9 Mio, denen um EUR 4,3 Mio auf EUR 102,9 Mio gestiegene Aufwendungen für
den Strombezug gegenüberstehen. Die Erlöse enthalten periodenfremde Erlöse aus Endabrechnungen
für 2008 und 2009 von insgesamt EUR 1,4 Mio.
Die NRM erzielte Erlöse aus Betriebsführungsentgelten für Wasser-, Wärme- und sonstige Netze
von EUR 35,6 Mio (i. Vj. EUR 33,8 Mio).
In 2010 wurden Erträge aus geleisteten Instandhaltungen, Auftragsabrechnungen für Investitionen
und sonstigen Konzernleistungsverrechnungen von EUR 73,0 Mio (i. Vj. EUR 60,2 Mio)
erzielt. Die Erhöhung ergibt sich vor allem aus den gestiegenen Auftragsabrechnungen gegenüber
Mainova.
Die sonstigen betrieblichen Erträge verringerten sich um EUR 6,8 Mio auf EUR 9,1 Mio. Der
Rückgang ergibt sich hauptsächlich durch den Wegfall der im Vorjahr von den Gesellschaftern
vorgenommenen Erstattungen für Mehrerlösabschöpfung in Höhe von EUR 7,3 Mio. Außerdem
verringerten sich die Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen um EUR 2,6 Mio.

Der Materialaufwand erhöhte sich um EUR 44,4 Mio auf EUR 457,3 Mio u. a. durch die um
EUR 16,3 Mio gestiegenen Aufwendungen aus der Mehr-/Mindermengenabrechnung. Bereinigt
um die Aufwendungen aus der Mehr-/Mindermengenabrechnung, denen in gleicher Höhe Erträge
gegenüberstehen, erhöhte sich der Materialaufwand um EUR 28,1 Mio auf EUR 434,0 Mio.
Ursächlich für diese Entwicklung sind vor allem gestiegene Pachtaufwendungen sowie höhere
Aufwendungen für Material und Fremdleistungen.
Weitere wesentliche Kostenanteile bestehen in den Aufwendungen für Personalgestellung von
EUR 64,8 Mio (i. Vj. EUR 62,4 Mio) sowie in den vorgelagerten Netzkosten für Strom und Gas
von EUR 39,9 Mio (i. Vj. EUR 52,0 Mio).
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind um EUR 2,6 Mio auf EUR 96,9 Mio u. a.
durch höhere Konzessionsabgaben gestiegen.
Im Geschäftsjahr ergab sich im Wesentlichen auf Grund der Abzinsung der Rückstellungen für
das Regulierungskonto ein positives Finanzergebnis in Höhe von EUR 3,9 Mio (i. Vj. EUR 0,7
Mio).
Nach Berücksichtigung von Steuern wird für das Berichtsjahr ein Jahresüberschuss in Höhe
von EUR 2,9 Mio (i. Vj. Jahresfehlbetrag vor Verlustübernahme von EUR 0,6 Mio) ausgewiesen.
Die NRM hat in den Profit-Centern vor Ergebnisübernahmen in Frankfurt bei Umsatzerlösen
von EUR 493,5 Mio (i. Vj. EUR 445,6 Mio) einen Gewinn vor Verlustübernahme EMS von
EUR 2,1 Mio (i. Vj. EUR 0,4 Mio), in Hanau bei Umsatzerlösen von EUR 45,6 Mio (i. Vj.
EUR 38,6 Mio) einen Gewinn von EUR 1,0 Mio (i. Vj. Verlust von EUR 0,4 Mio) sowie im
Profit-Center Main-Spessart bei Umsatzerlösen von EUR 7,9 Mio (i. Vj. EUR 7,6 Mio) einen
Verlust von EUR 0,2 Mio (i. Vj. EUR 0,6 Mio) erwirtschaftet.
Mit Beschluss vom 2. Dezember 2010 haben die Gesellschafter festgelegt, dass der Verlust des
Profit-Centers Main-Spessart dem Profit-Center Mainova zugerechnet wird.
Finanzlage
Die notwendigen Finanzmittel wurden wie im Vorjahr der NRM durch die Gesellschafter über
Verrechnungs- bzw. Bankkonten bereitgestellt, wobei die Mainova alle Finanzmittel für den
Netzbetrieb in Frankfurt und die SWH für den Netzbetrieb in Hanau bereitstellt. Soweit erforderlich,
wurden die Mittel für den Netzbetrieb Main-Spessart ebenfalls durch Mainova bereitgestellt.
Die NRM hat darüber hinaus im Berichtsjahr keine eigenen Finanzierungstätigkeiten unternommen.
Die Finanzmittel waren jederzeit ausreichend. Liquiditätsengpässe waren nicht zu
verzeichnen.

Bei Mittelzuflüssen aus laufender Geschäftstätigkeit in Höhe von EUR 3,9 Mio und Finanzierungstätigkeit
in Höhe von EUR 0,6 Mio sowie Mittelabflüssen aus Investitionstätigkeit von
EUR 3,8 Mio ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Finanzmittelfonds von EUR 0,7 Mio. Dieser
umfasst ausschließlich flüssige Mittel.
Vermögenslage
Das Gesamtvermögen der NRM von EUR 97,0 Mio (i. Vj. EUR 139,5 Mio) umfasst auf der
Aktivseite im Wesentlichen Umlaufvermögen, vor allem mit EUR 35,3 Mio (i. Vj. EUR 92,2
Mio) Forderungen gegen verbundene Unternehmen, mit EUR 20,4 Mio (i. Vj. EUR 15,3 Mio)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und mit EUR 27,9 Mio (i. Vj. EUR 23,9 Mio)
Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht.
Die NRM weist in 2010 auf Grund der Anschaffung eines neuen Prozessleitsystems ein um
EUR 3,5 Mio höheres Anlagevermögen aus.
Der Rückgang der Bilanzsumme auf der Aktivseite ergibt sich hauptsächlich aus den um
EUR 57,5 Mio geringeren Forderungen gegen Mainova, insbesondere aus Konzernfinanzierung.
Gegenläufig wirkten sich neben dem Anlagevermögen die höheren Forderungen aus Lieferungen
und Leistungen und Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis
besteht, um insgesamt EUR 9,1 Mio aus. Der Anstieg der Forderungen ergibt sich vor allem aus
den abrechnungsbedingten höheren Forderungen aus Netznutzung.
Auf der Passivseite weist die NRM im Wesentlichen empfangene Ertragszuschüsse von
EUR 35,6 Mio (i. Vj. EUR 37,8 Mio) sowie sonstige Rückstellungen von EUR 44,6 Mio (i. Vj.
EUR 24,9 Mio) aus.
Das Eigenkapital der NRM zum 31. Dezember 2010 erhöhte sich durch den Jahresüberschuss
des Geschäftsjahres und beträgt EUR 8,6 Mio (i. Vj. EUR 5,7 Mio).
Die Verringerung der Bilanzsumme auf der Passivseite ergibt sich vor allem aus dem Rückgang
der sonstigen Verbindlichkeiten auf Grund der Auskehrung der Mehrerlösabschöpfung von
EUR 48,4 Mio. Des Weiteren verringerten sich die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
um EUR 14,8 Mio hauptsächlich auf Grund des Ausgleichs von Lieverantenverbindlichkeiten
kurz vor dem Abschluss-Stichtag. Demgegenüber steht eine Erhöhung der sonstigen
Rückstellungen um EUR 19,7 Mio, insbesondere durch die Bildung der Rückstellung für die
Regulierungskonten Strom und Gas von insgesamt EUR 27,6 Mio.

Vorgänge von besonderer Bedeutung nach Abschluss des Geschäftsjahres
Besondere Vorgänge nach Abschluss des Geschäftsjahres sind nicht eingetreten.
Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung
Die zukünftige Entwicklung der NRM ist durch zahlreiche Risiken, aber auch Chancen gekennzeichnet,
die sich vor allem aus weiteren Änderungen des Rechtsrahmens sowie aus Aktivitäten
der Regulierungsbehörden ergeben.
Offene Beschwerdeverfahren der NRM
Die NRM hat in den letzten Jahren gegen verschiedene Bescheide der BNetzA Beschwerde
eingelegt, von denen einige zwischenzeitlich zurückgezogen wurden.
So hat die NRM im Januar 2009 gegen die Ablehnung der Anerkennung ihrer freiwilligen
Selbstverpflichtung (FSV) zur Beschaffung von Verlustenergie als wirksame Verfahrensregulierung
Beschwerde eingelegt, da sie sich durch diese Entscheidung benachteiligt sah. Die BNetzA
hat der Branche im Juni 2010 nach Konsultationen mit den Branchenverbänden nun ihrerseits
eine FSV vorgelegt mit folgenden Eckpunkten:
� Der im Rahmen der 2. Entgeltgenehmigung durch einen Branchenvergleich ermittelte und
seitdem fixierte Preis von 44,00 EUR/MWh wird durch einen jährlich neu zu ermittelnden
Referenzpreis ersetzt, der Preisschwankungen abbildet. Die FSV gibt dabei die Vorgehensweise
zur Ermittlung dieses Referenzpreises vor. Mengenbasis bleibt unverändert die Verlustenergiemenge
2006, die bereits Grundlage der 2. Entgeltgenehmigung in 2008 war.
� Als Verlustenergiekosten anerkannt wird zukünftig das Produkt aus dem jeweiligen Referenzpreis
multipliziert mit der Verlustenergiemenge 2006. Die so ermittelten Verlustenergiekosten
sind wie bisher beeinflussbare Kosten und unterliegen damit einer Senkungsvorgabe.
Gleichzeitig unterliegen sie aber auch der Inflationierung durch den Verbraucherpreisindex,
was die Senkungsvorgabe entsprechend abmindert. Liegen die tatsächlichen Beschaffungskosten
höher, trägt der Netzbetreiber die Differenz. Kann der Netzbetreiber günstiger beschaffen,
kann er die Differenz behalten. Dadurch sollen Anreize zur Optimierung der Verlustenergiebeschaffung
geschaffen werden.
� Voraussetzung für die Anwendbarkeit dieser FSV ist ein Rechtsmittelverzicht, bei NRM also
eine Rücknahme der entsprechenden Beschwerde.
� Die FSV gilt zunächst für die 1. Regulierungsperiode.

� Für die Entscheidung hatte die BNetzA eine Frist bis zum 16. Juli 2010 gesetzt.
In Abstimmung mit den Gesellschaftern hat die NRM entschieden, die von der BNetzA vorgelegte
FSV (neu) anzunehmen. Wirtschaftlich werden daraus Vorteile im unteren einstelligen
Millionenbereich für das Netzgebiet Frankfurt bzw. im unteren sechsstelligen Bereich für das
Netzgebiet Hanau erwartet. Diese Vorteile beruhen auf dem zukünftig ansetzbaren Referenzpreis,
der deutlich über den bisher genehmigten 44,00 EUR pro MWh liegt. Dagegen steht der
vollständige Verzicht auf eine mögliche Nachholung der tatsächlichen Verlustenergiekosten für
die Jahre 2009 und 2010 im Falle eines Erfolgs der bis dato anhängigen Beschwerde. Aus juristischer
Sicht wurden die Chancen auf einen Erfolg der Beschwerde und damit auf die Nachholung
der Kosten für die Vergangenheit allerdings als gering beurteilt.
Mit Datum vom 10. August 2010 hat die BNetzA die FSV (neu) der NRM als wirksame Verfahrensregulierung
anerkannt. Die NRM hat daraufhin mit Schreiben vom 8. September 2010 ihre
Beschwerde gegen die Ablehnung der FSV (alt) als Verfahrensregulierung zurückgezogen und
gleichzeitig auf eine Beschwerde gegen den Beschluss vom 10. August 2010 verzichtet.
Die Beschwerde gegen den Auflagenvorbehalt zur MEA wurde bereits 2009 im Rahmen des
vereinfachten Verfahrens zurückgezogen: Nachdem die entsprechenden Bescheide zur MEA
mit Datum vom 30. November 2009 (Strom) bzw. 4. Dezember 2009 (Gas) bei der NRM eingegangen
sind, hat NRM die entsprechenden Beschwerden mit Schreiben vom 17. Dezember 2009
zurückgezogen.
Damit ist nur noch die Beschwerde der NRM gegen die Anwendung der neuen Preisindizes
vom November 2007 offen; das Verfahren ruht seitdem, da bereits andere Verfahren in gleicher
Sache anhängig sind. Durch die Verwendung dieser neuen Indizes sinken die Tagesneuwerte
des Anlagevermögens und demzufolge auch die ansetzbaren kalkulatorischen Kapitalkosten.
Der Ausgang dieses Beschwerdeverfahrens hat keine wesentlichen Auswirkungen auf das
NRM-Ergebnis der kommenden Jahre. In der Wirtschaftsplanung wurde wie bisher mit einem
aus Sicht der NRM ungünstigen Beschwerdeergebnis geplant, so dass ein günstigerer Ausgang
des Verfahrens das wirtschaftliche Ergebnis gegenüber der Planung verbessern würde.
Anreizregulierung
Ziel der am 1. Januar 2009 begonnenen so genannten „Anreizregulierung“ ist die schrittweise
Senkung der Netzentgelte über eine Dauer von zunächst zwei Regulierungsperioden. Im Rahmen
der Anreizregulierung wird die EOG für jedes Jahr neu ermittelt. Für 2011 erhöhen sich die
EOG für die Netzgebiete Frankfurt und Hanau bei Strom und Gas gegenüber 2010 deutlich, da
in 2010 die vollständige Auskehrung der MEA erfolgte. In Frankfurt liegt die Erhöhung bei
Strom und Gas jeweils im unteren zweistelligen Millionenbereich, in Hanau bei Strom und Gas
im unteren bzw. mittleren sechsstelligen Bereich. Im Netzgebiet Main-Spessart findet nur eine
leichte Erhöhung statt, da hier keine MEA erfolgt ist.

In Abstimmung mit ihren Gesellschaftern hat die NRM für 2011 keinen Erweiterungsfaktor im
Bereich Gas beantragt, da kein weiteres Wachstum zu verzeichnen war. Für Strom wurde am
30. Juni 2010 ein Erweiterungsfaktor beantragt. Die BNetzA hat mit Beschluss vom
8. September 2010 diesbezüglich festgelegt, dass den Netzbetreibern im Rahmen des Erweiterungsfaktors
ein Aufschlag auf die EOG zugestanden wird, wenn die Anzahl der dezentralen
Erzeugungsanlagen angestiegen ist, die in das Netz einspeisen. Diese hat NRM in ihrem Antrag
bereits berücksichtigt, so dass sich durch die neue Regelung keine Vorteile für NRM ergeben.
Mit Bescheid vom 10. Dezember 2010 hat die BNetzA der NRM für Frankfurt einen Aufschlag
auf die EOG im unteren einstelligen Millionenbereich und für Hanau im unteren sechsstelligen
Bereich für die laufende Regulierungsperiode genehmigt.
Zum 30. Juni 2010 hat die NRM außerdem einen Antrag auf ein Investitionsbudget nach § 23
ARegV für die Umverlegung zahlreicher Hoch- und Mittelspannungskabel im Frankfurter Osten
gestellt. Die Umverlegungen werden notwendig auf Grund großflächiger Straßenbau- und
ÖPNV-Maßnahmen. Das beantragte Investitionsbudget liegt im oberen einstelligen Millionenbereich.
Die Maßnahmen werden erstmals in 2011 und dann für die Dauer der betriebsgewöhnlichen
Nutzungsdauer der Anlagen kostenwirksam.
Die Jahresabschlüsse 2010 (Gas) und 2011 (Strom) sind entscheidend für die EOG in der zweiten
Regulierungsperiode, da die BNetzA auf Basis dieser Jahresabschlüsse die Kosten und die
Effizienzwerte für die Festlegung der EOG ab 2013 (Gas) bzw. 2014 (Strom) ermitteln wird.
Die BNetzA hat ihren Zeitplan für die Kostenprüfung beim Gas veröffentlicht. Die Netzbetreiber
müssen bis zur Mitte des Jahres 2011 die Daten für die Effizienzbewertung und die Kostenprüfung
Gas an die BNetzA abgeben. Die BNetzA hat bereits im Oktober 2010 die Konsultation
mit den Netzbetreibern dahingehend begonnen, welche Daten in den Effizienzvergleich eingehen
sollen. Zur Vorbereitung auf diesen Effizienzvergleich hat sich die NRM 2010 an der Neuauflage
des Projektes „Benchmarking Transparenz“ beteiligt, in dem die Netzbetreiber unter
Koordination der Verbände Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Europäischer
Verband der unabhängigen Strom- und Gasverteilerunternehmen (GEODE) und Verband
kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) den Effizienzvergleich der BNetzA überprüfen
werden.
Die NRM hat sich im Rahmen der Wirtschafts- und Maßnahmenplanung 2010 und 2011 bereits
auf die Basisjahre vorbereitet. Zur Abbildung der wirtschaftlichen Risiken durch die erneute
Kostenprüfung und neue Effizienzwerte wurde in der Mittelfristplanung für Gas ab 2013 und
Strom ab 2014 ein Absinken der EOG sowie Effizienzwerte berücksichtigt, die an Stelle der
Bestabrechnung nur noch dem Durchschnittswert der vier von der BNetzA ermittelten Effizienzwerte
aus dem Benchmarking 2008 entsprechen.

Am 9. September 2010 sind die novellierte ARegV und die novellierten Netzentgeltverordnungen
(StromNEV, GasNEV) in Kraft getreten. Aus diesen beiden Verordnungen ergeben sich
Risiken, aber auch Chancen für die NRM. So dürfen etwa die Netzbetreiber ihre EOG nun auch
anpassen, wenn die tatsächlichen Erlöse die zulässigen Erlöse um 5 % unterschreiten. Diese
Regelung war von der BNetzA bereits in 2010 zur Nachholung der vorgelagerten Netzkosten
Strom aus 2009 angewendet worden, wobei dies bisher ausdrücklich als Ausnahme galt. Bisher
gab es nur eine Pflicht zur Räumung des Regulierungskontos für den Fall, dass die tatsächlichen
Erlöse die zulässigen Erlöse um den entsprechenden Prozentwert überschritten haben. Ebenfalls
positiv ist die Klarstellung, dass eine Anpassung der EOG nun doch bereits im 1. Jahr einer
Regulierungsperiode erfolgen kann. Dies hatte die BNetzA etwa im Hinblick auf den Erweiterungsfaktor
2009 bisher verneint.
Bei den Kosten für dezentrale Einspeisungen kann jetzt wie bei den Kosten für die Nutzung des
vorgelagerten Netzes auf die Kosten des Kalenderjahres abgestellt werden, auf das die EOG
Anwendung finden soll. Schließlich hat der Verordnungsgeber mit der Einführung der Kategorie
der so genannten „volatilen“ Kosten die verordnungsrechtliche Grundlage dafür geschaffen,
dass die Veränderung der Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie innerhalb der Regulierungsperiode
anerkannt werden kann. Konkret erfolgt dies über die freiwillige Selbstverpflichtung
(FSV), die die BNetzA der Branche im Juni 2010 angeboten hat und die von NRM zwischenzeitlich
angenommen wurde (vgl. Kapitel „Offene Beschwerdeverfahren“).
Neben diesen Chancen beinhalten die novellierten Verordnungen aber auch wesentliche neue
Risiken für die Netzbetreiber. Im Rahmen der kommenden Kostenprüfung darf etwa die
BNetzA keine Plankosten der Netzbetreiber mehr anerkennen. Ebenso dürfen keine Kosten
mehr anerkannt werden, die eine Besonderheit im Basisjahr (hier die Jahre 2010 [Gas] bzw.
2011 [Strom]) darstellen. Im Bereich der Kapitalkosten wurden pro-rata-temporis-
Abschreibungen ausgeschlossen, d. h. Anlagenzugänge finden buchhalterisch nur noch jeweils
zum 1. Januar statt. Schließlich ist in den novellierten Netzentgeltverordnungen festgeschrieben,
dass die Kosten für Dienstleistungen, die der Netzbetreiber einkauft, nur in der Höhe genehmigt
werden dürfen, wie sie anfallen würden, wenn der Netzbetreiber die entsprechende Leistung
selbst erbringen würde. Bei NRM betrifft diese Regelung vor allem die Dienstleistungsverhältnisse
(Shared Services) mit Mainova, SWH und EMS. Hier ist derzeit noch völlig unklar, wie
ein solcher Nachweis durch die Netzbetreiber erbracht werden soll. Dadurch besteht das Risiko,
dass es hier zu Beginn der 2. Regulierungsperiode zu deutlichen Kürzungen kommen kann, die
dann zwischen NRM und den Leistungserbringern zu regeln sind.
Im Hinblick auf die 2. Regulierungsperiode ist außerdem die Aberkennung der so genannten
„Personalzusatzkosten“ als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten weiter in der Diskussion. Die
BNetzA beabsichtigt --so zuletzt gegenüber Mainova/NRM mit Schreiben vom 23. November
2010 noch einmal bestätigt--, die Personalzusatzkosten von Mitarbeitern, die nicht bei der Netzgesellschaft
angestellt sind, zukünftig nicht mehr als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten anzuerkennen.
Bei den Personalzusatzkosten handelt es sich um Kosten aus betrieblichen und

tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in
der Zeit vor dem 31. Dezember 2008 abgeschlossen worden sind, Kosten der im gesetzlichen
Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit sowie um Kosten der Berufsausbildung
und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im
Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen. Die in Rede stehenden Personalzusatzkosten
liegen für die gesamte 2. Regulierungsperiode für Strom und Gas zusammen im Netzgebiet
Frankfurt im unteren bis mittleren zweistelligen Millionenbereich, in Hanau im unteren einstelligen
Millionenbereich und im Netzgebiet Main-Spessart knapp im einstelligen Millionenbereich.
In ihrem Schreiben vom 23. November 2010 hat die BNetzA noch einmal klargestellt,
dass sie auch die an NRM überlassenen Mitarbeiter nicht als Mitarbeiter des Netzbetreibers
ansieht und Personalzusatzkosten dieser Mitarbeiter nur anerkennen wird, wenn diese ein Arbeitsverhältnis
mit NRM haben. Die NRM und ihre Gesellschafter sehen dies auf Grund der
konkreten Ausgestaltung der Arbeitnehmerüberlassung anders und prüfen derzeit rechtliche
Schritte zur Durchsetzung ihrer Position. Unzweifelhaft ist dabei in jedem Fall, dass die Personalzusatzkosten,
die in den Dienstleistungen von Mainova, SWH und EMS (Shared Services)
enthalten sind, zukünftig nicht mehr als dauerhaft nicht beeinflussbar angesehen werden. Hier
wird mit den Gesellschaftern zu klären sein, wie mit den entsprechenden Kürzungen --über die
ohnehin zu erwartenden Kürzungen bei den Dienstleistungsentgelten hinaus (s. o.)-- zu verfahren
ist. In der Mittelfristplanung wurde unterstellt, dass die Personalzusatzkosten für die überlassenen
Mitarbeiter von der BNetzA wie bisher anerkannt werden. Dies kann entweder durch
erfolgreiche rechtliche Schritte oder durch eine tatsächliche Personalüberleitung erreicht werden.
Da beide Wege gangbar sind und es daher noch vollkommen offen ist, ob ein entsprechendes
Risiko tatsächlich gegeben ist, hat die NRM bisher kein entsprechendes Risiko im Risikomanagementsystem
der NRM eingestellt.
Die BNetzA hat zwischenzeitlich bekannt gegeben, dass die sogenannte „Qualitätsregulierung“
für Strom zum 1. Januar 2012 eingeführt wird. Hierbei erhält der Netzbetreiber Zu- bzw. Abschläge
auf seine EOG, wenn er ein fest vorgegebenes Qualitätsniveau unter- bzw. überschreitet.
Nach den Vorstellungen der BNetzA werden Netzbetreiber mit einer hohen Lastdichte wie
die NRM eine harte Qualitätsvorgabe bekommen, so dass aus der Qualitätsregulierung für die
NRM eher Risiken als Chancen erwachsen. Für Gas wird es wahrscheinlich erst zu Beginn oder
im Laufe der zweiten Regulierungsperiode zu einer Einführung der Qualitätsregulierung kommen.
Umsetzung des Zwei-Mandantenmodells
Am 1. April 2010 wurde im Mainova-Verbund die Mandantentrennung im SAP IS-U vollzogen
und die Vorgaben der Festlegung BK6-06-009 (GPKE) bzw. der Festlegung BK7-06-067
(GeLi) der BNetzA vorzeitig erfüllt. Im Zuge der Mandantentrennung wurden verschiedene
Problemfelder (Dateninkonsistenzen etc.) identifiziert, die jetzt in enger Abstimmung zwischen
NRM, Mainova ServiceDienste Gesellschaft mbH, Frankfurt am Main (MSD), und Mainova
bearbeitet werden. Derzeit kann nicht ausgeschlossen werden, dass diese Problemfelder auch

Auswirkungen auf die Erfüllung der Anforderungen aus den Geschäftsprozessen Ausgleichsleistungen
und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi Gas) haben können; entsprechende
Risiken wurden im Rahmen der Risikoinventuren zum 30. Juni 2010 bzw. 31. Dezember 2010
aktualisiert.
Geschäftsprozesse Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor „GABi
Gas“ und Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom „MaBiS“
Im Rahmen der Geschäftsprozesse Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor
„GABi Gas“ beschäftigt sich NRM derzeit intensiv mit der Analyse der Netzkonten und deren
Entwicklung. Die BNetzA hat mit der Mitteilung Nr. 4 zur Umsetzung des Beschlusses “GABi
Gas„ vom 28. Mai 2008 (Az.: BK7-08-002; 24. März 2010) festgelegt, dass ein Ampelsystem
ab 1. April 2010 einzuführen ist. Die Mitteilung Nr. 4 der BNetzA war eine Reaktion auf die in
der Vergangenheit herrschenden und zum Teil noch bestehenden Ungleichgewichte am Regel-
und Ausgleichenergiemarkt. So war seit Oktober 2009 ein stark ansteigender Bedarf an positiver
Regelenergie zu verzeichnen (regelmäßige Unterspeisung der Netzkonten), der zu steigenden
Vorfinanzierungskosten und -risiken für die Bilanzkreisnetzbetreiber führt, da die ausgleichende
Mehr-/Mindermengenabrechnung bei den Ausspeisenetzbetreibern erst mit erheblichem
Zeitversatz erfolgt.
Die Eckpunkte des Ampelsystems seit 1. April 2010 stellen sich wie folgt dar:
� Grüne Ampel: Ein Netzkontostand von < 2 % des Schwellenwertes bedeutet keinen Handlungsbedarf
und keine Netzkontoabrechnung.
� Gelbe Ampel: Bei Überschreitung (richtungsunabhängig) eines Schwellenwertes von > 2 %
des abgestimmten Netzkontosaldos zum monatlichen Basiswert soll der Bilanzkreisnetzbetreiber
der BNetzA unverzüglich den Verlauf des Netzkontostands übermitteln. Der monatliche
Basiswert dient bis auf Weiteres „nur“ der weiteren Analyse durch die BNetzA und
ist nicht relevant für die Abrechnung.
� Rote Ampel: Bei einer roten Ampel, Überschreitung eines Schwellenwertes von > 3 % des
kumulierten Netzkontosaldos zum Bezugswert, sollte der Bilanzkreisnetzbetreiber die betreffenden
Ausspeisenetzbetreiber (ANB) unmittelbar auf seiner Internetseite im ungeschützten
Bereich veröffentlichen. Der ANB wird darin so lange geführt, bis die o. g. Schwellenwerte
wieder unterschritten sind. Weiterhin wird das Netzkonto bei der ersten Überschreitung zu
dem im Abrechnungsmonat gültigen Mehr-Mindermengen-Preis vollständig abgerechnet.
Die Kumulation im nächsten Monat beginnt bei Null. Der Bezugswert für die Schwellenwertermittlung
ist die gesamte Ausspeisemenge an Letztverbraucher im Gaswirtschaftsjahr
2008/2009.

Die generell hohen Anforderungen der GABi Gas an Ausspeisenetzbetreiber, vor allem aber
Probleme im Nachgang der Mandantentrennung haben dazu geführt, dass NRM die Schwellenwerte
sowohl für gelbe als auch rote Ampeln überschritten hat. NRM erwartet daher eine vorzeitige
Abrechnung der Netzkonten. Hierzu liegen allerdings noch keine Informationen seitens
der Bilanzkreisnetzbetreiber vor. Im Hinblick auf die Netzkonten wurden auch in 2010 noch
zahlreiche Systemerweiterungs- und Qualitätssicherungsmaßnahmen vorgenommen, um für
erhöhte Prozessgüte und -sicherheit zu sorgen. Des Weiteren wurden verschiedene Monitoring-
Tools entwickelt und implementiert, mit denen NRM die Entwicklung der Netzkonten zeitnah
verfolgt.
Ansonsten hat die NRM auch in 2010 fristgerecht für die vergangenen Zeiträume eine Abrechnung
der Mehr-/Mindermengen vorgenommen und ermittelt diese ansonsten vorläufig für das
laufende Jahr im Rahmen der Quartalsabschlüsse. Die so ermittelten Abrechnungsbeträge wirken
sich ergebnisneutral für NRM aus. Besondere Risiken aus der Mehr-
/Mindermengenabrechnung sind darüber hinaus derzeit nicht erkennbar.
Zum 10. Juni 2009 hat die BNetzA mit MaBiS (Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung
Strom) die im Bereich Gas bereits definierten Verfahren nun auch für die Sparte
Strom verbindlich festgelegt. Ziele dieser Festlegung sind die vollständige, randscharfe und
konsistente Zuordnung aller Energiemengen eines Netzes, die Erreichung einer qualitativ hochwertigen
Bilanzkreisabrechnung innerhalb von zwei Monaten nach Liefermonat, eine möglichst
gerechte Verteilung des wirtschaftlichen Risikos fehlerhafter Bilanzierungsdaten zwischen den
Beteiligten sowie ein möglichst effizienter Datenaustausch unter den Marktbeteiligten.
Die Umsetzung erfolgt jetzt in mehreren Schritten bis zum 1. April 2011. In 2009 mussten zunächst
die Vorgaben zur Handhabung von Bilanzierungsgebieten umgesetzt werden. NRM hatte
diese Forderung in Form einer separaten Bilanzierung der Netzgebiete Frankfurt und Hanau
bereits umgesetzt, so dass hier kein weiterer Handlungsbedarf bestand. Im November 2010
wurde im Mainova-Verbund ein Projekt zur weiteren Umsetzung von MaBis gestartet. Die entsprechenden
Kosten für NRM wurden in der Wirtschaftsplanung berücksichtigt.
Novellierung der Gasnetzzugangsverordnung
Die novellierte Gasnetzzugangsverordnung ist am 18. September 2010 in Kraft getreten. Mit
dieser Verordnung werden Änderungen des Marktmodells beim Netzzugang (2-Vertrags-
Modell) und bei der Bilanzierung (GABi Gas) festgeschrieben, die bisher auf der Basis von
Festlegungen der BNetzA praktiziert wurden. Zugleich wurden Vorgaben zum Kapazitätsmanagement
für die Fernleitungsnetzbetreiber eingeführt. Die Verordnung enthält aber auch einige
Neuregelungen, die das Geschäft der Gasnetzbetreiber verschärfen. Beim Neuanschluss von
Biogasanlagen wird die Rechtsposition des Anschlussnehmers gegenüber dem Netzbetreiber
gestärkt. Dieser Punkt ist für NRM relevant, da im Oktober 2010 erstmalig ein Vertrag über den
Netzanschluss und die Einspeisung von Bioerdgas mit der Infranova Bioerdgas GmbH, Frank-

furt am Main, abgeschlossen wurde. Außerdem werden Vorgaben für weitergehende Veröffentlichungspflichten
der Netzbetreiber erlassen. Die BNetzA erhält umfangreiche Festlegungsrechte,
um die Veröffentlichungspflichten genauer auszugestalten.
Liberalisierung des Messwesens
Die BNetzA hat am 9. September 2010 eine Festlegung zur Standardisierung von Verträgen und
Geschäftsprozessen im Bereich des Messwesens erlassen. Darin sind die wesentlichen Geschäftsprozesse,
Datenformate und Vertragsinhalte für den Wechsel des Messstellenbetreibers
oder Messdienstleisters im Rahmen der Liberalisierung des Messwesens vorgegeben. Die Mainova
und ihre Tochtergesellschaften haben ein Projekt zur Umsetzung dieser Festlegung begonnen.
Insgesamt ist der Trend zur Übernahme der Messstellenbetreiber-/Messdienstleisterfunktion
durch Dritte in den von NRM betriebenen Netzen rückläufig. Ein Grund hierfür dürfte die in
2010 auch in der Öffentlichkeit breit geführte Diskussion über Sinn und Nutzen von Smart Metern
sein. Hier ist allgemein eine deutliche Ernüchterung sowohl bezüglich der ökologischen als
auch der ökonomischen Einsparpotenziale zu verzeichnen, die der zügigen Verbreitung von
Smart Metern insgesamt entgegensteht.
Novellierung des EnWG
Am 3. September 2009 ist das dritte Binnenmarktpaket in Kraft getreten. Seine Umsetzung erfordert
eine Novellierung des EnWG fristgerecht bis Ende März 2011. Das Bundeswirtschaftsministerium
(BMWi) hat hierzu Anfang November 2010 ein Eckpunktepapier vorgelegt, ein
erster Referentenentwurf liegt seit 10. Februar 2011 vor.
Konzessionsverträge (Wegenutzungsverträge)
Das Netzeigentum und damit auch die Verträge zur Sicherung der wegerechtlichen Nutzung
liegen bei den Verpächtern der durch NRM betriebenen Netze; dem allgemeinen Sprachgebrauch
folgend sollen diese hier weiterhin als „Konzessionsverträge“ bezeichnet werden.
Immer noch in Verhandlung ist der Gaskonzessionsvertrag mit der Stadt Hattersheim. Abgeschlossen
werden konnten zwischenzeitlich die Gaskonzessionsverträge mit den Gemeinden
Roßbach, Schwalbach und Wehrheim. Mit der Stadt Bad Homburg v. d. Höhe wurde der ausgelaufene
Konzessionsvertrag erneut bis 31. Dezember 2011 verlängert, da die nunmehr von Bad
Homburg v. d. Höhe verfolgte Übernahme des Gasnetzes vorher nicht realisiert werden kann.
Im Netzgebiet Hanau hat die Gemeinde Großkrotzenburg erklärt, die Verlängerung der Gaskonzession
an die SWH überprüfen zu wollen. Die SWH hat dazu inzwischen schriftlich erklärt,
sich nicht mehr für eine Gaskonzession bewerben zu wollen. Das Verfahren hierzu läuft noch.

Insgesamt ist auch in 2010 unter dem Schlagwort „Rekommunalisierung“ auf breiter Front die
Tendenz zu beobachten gewesen, dass Städte und Gemeinden auslaufende Konzessionsverträge
zum Anlass nehmen, den Konzessionsnehmer zu wechseln und dabei in vielen Fällen eine
kommunale Beteiligung am Netzeigentum anstreben. Hierfür ist die Gründung kommunaler
Besitzgesellschaften bzw. eigener Stadtwerke erfolgt bzw. geplant. Die Städte und Gemeinden
suchen hierfür geeignete Partner, die sowohl die finanziellen Mittel als auch das notwendige
Know-how zum Erwerb und Betrieb von Netzen mitbringen. Dieser „Konzessionswettbewerb“
bringt Wachstumschancen für die etablierten Netzbetreiber mit sich. Auch Mainova hat sich
bereits um Konzessionen in Kommunen außerhalb der heutigen Versorgungsgebiete beworben,
deren Netze im Erfolgsfall durch NRM zu pachten und zu betreiben wären.
Gleichzeitig birgt diese Entwicklung aber erhebliche Risiken. Bei substanziellen Verlusten von
Konzessionen wird den Netzbetreibern die wirtschaftliche Basis entzogen. Zudem bergen Konzessionswechsel
und damit einhergehende Netzübernahmen erhebliche Unsicherheiten, da wesentliche
Parameter und Vorgehensweisen derzeit noch ungeklärt sind. So hat etwa ein neuer
Netzbetreiber an den bisherigen Netzbetreiber gemäß § 46 Abs. 2 EnWG für die Überlassung
der Netze eine „wirtschaftlich angemessene Vergütung“ zu zahlen; hier stehen aber oftmals die
Preisregelungen der alten Konzessionsverträge („Sachzeitwert“) im Widerspruch zu den aus
Regulierungssicht tragbaren Preisen auf Basis des Ertragswerts. Gleichzeitig sind Netzübergänge
auch mit einem Übergang der EOG vom alten auf den neuen Netzbetreiber verbunden (vgl.
§ 26 Abs. 1 ARegV). Geht nur ein Teilnetz über, so sind die bisherigen EOG des alten Netzbetreibers
aufzuspalten, so dass der neue Netzbetreiber für das übernommene Teilnetz einen
Teil der bisherigen EOG übernimmt (vgl. § 26 Abs. 2 ARegV). Dabei ist völlig offen, wie eine
solche Aufspaltung von EOG in der Praxis erfolgen soll. Es steht zu erwarten, dass diesbezüglich
erst über die Gerichte abschließende Klarheit gewonnen werden kann. Zusammenfassend
besteht damit das Risiko, dass Netzbetreiber infolge zu hoher Kaufpreise und/oder zu geringer
übernommener EOG neu übernommene Netze nicht wirtschaftlich betreiben können. Dies hätte
negative Folgen sowohl für die betroffenen Unternehmen als auch für die Konzessionsgemeinden.
Änderung der allgemeinen energiepolitischen Rahmenbedingungen
Neben den bereits skizzierten gesetzlichen Änderungen etwa bei der ARegV, den Netzentgeltverordnungen
bzw. der Gasnetzzugangsverordnung stellt das Energiekonzept der Bundesregierung
vom 6. September 2010 die zentrale Änderung der allgemeinen energiepolitischen Rahmenbedingungen
in Deutschland im Jahr 2010 dar. Maßnahmenschwerpunkte sind:
� die (optimierte) Unterstützung des Ausbaus erneuerbarer Energien als eine tragende Säule
der zukünftigen Energieversorgung,
� die Verlängerung der Laufzeiten deutscher Kernkraftwerke um durchschnittlich 12 Jahre
(Kernkraft = Brückentechnologie),

� der Ausbau der (Übertragungs-) Netzinfrastruktur,
� die Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien,
� der Ausbau von Speicherkapazitäten,
� die energetische Gebäudesanierung (Ziel bis 2050: nahezu klimaneutrale Gebäude),
� die Förderung der Elektromobilität (Ziel bis 2030: 6 Millionen Elektrofahrzeuge) und
� die Ausweitung von Forschung und Entwicklung im Energiebereich.
Das Energiekonzept ist seit seiner Veröffentlichung vielfach diskutiert und kritisiert worden.
Für die NRM und ihre Gesellschafter sind insbesondere folgende Punkte für die zukünftige
Entwicklung relevant:
� Das Konzept schafft --insbesondere im Erzeugungsbereich-- keine langfristig verlässlichen
Planungs- und Investitionsbedingungen. So haben verschiedene Länder Klagen vor dem
Bundesverfassungsgericht eingereicht, da sie die gesetzliche Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
ohne Beteiligung des Bundesrats als verfassungswidrig ansehen. Des Weiteren
haben die Oppositionsparteien im Deutschen Bundestag angekündigt, im Falle ihres Wahlsiegs
bei der nächsten Bundestagswahl den erneuten Ausstieg aus der Kernenergie anzustreben.
Da die Frage der Laufzeitverlängerung deutscher Atomkraftwerke maßgeblich für die
Verbreitung dezentraler Erzeugungsstrukturen ist, hat diese Frage mittelbar auch Einfluss auf
die notwendigen Netzinfrastrukturen.
� Das Vorstehende gilt umso mehr, als das Energiekonzept sich nicht (mehr) zum Ausbau der
Kraft-Wärme-Kopplung und dem bisherigen Ausbauziel von 25 % bis 2020 äußert. Ein
Wegfall größerer Anteile der heutigen KWK-Strukturen hätte --auch für NRM-- massive
Auswirkungen auf die Lastflüsse und die Strukturen insbesondere in den Verteilnetzen.
� Generell äußert sich das Konzept nur indirekt zur Notwendigkeit des Ausbaus der Verteilnetze.
Die Aussagen zum Ausbau der Netzinfrastruktur beziehen sich fast ausnahmslos auf
Übertragungsnetze. Dabei werden die Verteilnetze einen Großteil der Last zur Integration
von erneuerbaren Energien, der Entwicklung und des Ausbaus von intelligenten Netzstrukturen
(so genannte „Smart Grids“) sowie der Verbreitung der Elektromobilität zu tragen haben.
� Last but not least findet sich in dem Konzept keine perspektivische Bewertung des Primärenergieträgers
Erdgas. In Verbindung mit den Aussagen zur Energieeffizienz und Gebäudesanierung
könnte dies als Indiz dafür gewertet werden, dass die Bundesregierung diesem Energieträger
zukünftig keine (wesentliche) Bedeutung mehr beimisst.

Zusammenfassend bleibt festzuhalten, dass mit dem Energiekonzept erstmals ein energiepolitisches
Gesamtkonzept vorgelegt wurde, aus dem die Stoßrichtungen der zukünftigen Energiepolitik
abgelesen werden können. Für die Netze ergibt sich --wie oben bereits skizziert-- zunächst
einmal eine Reihe zusätzlicher Anforderungen, die die Netzbetreiber ceteris paribus wirtschaftlich
belasten werden. Positiv ist, dass das Konzept etwa im Bereich intelligenter Zähler und
Netze eine Konkretisierung der Anforderungen sowie die Definition von Mindeststandards und
Schnittstellen vorsieht. Auch die Modernisierung des Regulierungsrahmens für den Netzausbau
durch Novellierung der ARegV und der StromNEV ist eine Maßnahme, durch die heutige Probleme
der Netzbetreiber im Hinblick auf den Netzausbau und die Schaffung intelligenter Strukturen
hoffentlich beseitigt werden.
Insgesamt ist es zum jetzigen Zeitpunkt für eine abschließende Bewertung des Konzepts aus
Sicht der NRM noch zu früh. Die NRM wird die weitere Entwicklung gemeinsam mit ihren
Gesellschaftern aufmerksam beobachten. Die Ziele des neuen Energiekonzepts schreiben das
„Integrierte Energie- und Klimaprogramm - IEKP“ der alten Bundesregierung fort. Für das
Netzgeschäft bedeutet dies vor allem im Bereich Gas mittel- und langfristig weiter sinkende
Durchleitungsmengen, was den wirtschaftlichen Druck --über die ohnehin anstehenden Entgeltkürzungen
im Rahmen der Anreizregulierung hinaus-- weiter erhöhen wird. Dazu kommen notwendige
Investitionen, etwa in intelligente Zähler (s. o.) bzw. Netze, deren Amortisation im
Rahmen der Anreizregulierung mit Fragezeichen versehen ist. Hier bleibt abzuwarten, welche
Effekte die avisierte Modernisierung des Regulierungsrahmens letztlich bringt. Gleichzeitig
könnten etwa durch eine optimierte Lastverteilung in intelligenten Netzen ansonsten notwendige
Erweiterungsinvestitionen unterbleiben, was zur Kostenvermeidung beiträgt. Auf Grund der
bereits bestehenden gesetzlichen Begünstigung erneuerbarer Energien im Wärmebereich findet
in den Netzgebieten der NRM insgesamt eine Intensivierung des Wärmegeschäfts statt, an dem
die NRM mit dem Neubau und dem Betrieb von Wärmenetzen beteiligt ist.
Wasserkartellverfahren gegen die Mainova
Am 2. Februar 2010 hat der Bundesgerichtshof (BGH) sein Urteil im Wasserpreisverfahren um
den Wetzlarer Energieversorger enwag energie- und wassergesellschaft mbh (enwag) gefällt.
Die enwag hatte, wie die Mainova, von der Landeskartellbehörde eine Preissenkungsverfügung
erhalten und sich ebenfalls vor dem Oberlandesgericht (OLG) Frankfurt am Main dagegen gewehrt.
Mit dem Beschluss des BGH sieht die Mainova ihre Möglichkeiten eingeschränkt, sich
gegen den Vorwurf des Preismissbrauchs zu wehren. Mainova hat daher für mögliche Rückzahlungsverpflichtungen
im Rahmen des Jahresabschlusses 2009 entsprechende Rückstellungen
gebildet und außerdem in 2010 Maßnahmen für eine langfristige Sicherung des Wassergeschäfts
eingeleitet.
Da eine Preissenkungsverfügung auch Auswirkungen auf die Betriebsführungsentgelte im Bereich
Wasser haben dürfte, hat NRM ein entsprechendes Risiko für das Netzgebiet Frankfurt im

Rahmen des Risikomanagements inventarisiert. Da für NRM keine rückwirkenden Folgen zu
erwarten sind, waren keine Rückstellungen zu bilden.
Allgemeine wirtschaftliche Entwicklung und Entwicklung der Durchleitungsmengen
Entgegen allen Erwartungen hat es in 2010 einen deutlichen Wirtschaftsaufschwung in Deutschland
gegeben. Die Bundesregierung erwartet für 2010 ein Wachstum der deutschen Wirtschaft
von 3,4 % und für 2011 von 1,8 %.
Im Netzgebiet Frankfurt ist die Durchleitungsmenge bei Strom im abgelaufenen Geschäftsjahr
um 4,7 % gestiegen. Der Wirtschaftsaufschwung in Deutschland zeigt sich auch in dem Anstieg
der Durchleitungsmengen aller Kundengruppen (Standardlastprofil und leistungsgemessene
Kunden). Im Bereich Gas ist die Durchleitungsmenge um 17,8 % gestiegen. Die Entwicklung
ergibt sich vor allem aus der deutlich höheren Abnahme des Kraftwerks Staudinger und der
Kraftwerke der Mainova. Außerdem trug die kalte Witterung zu deutlich höheren Mengen bei.
Im Netzgebiet Hanau haben sich die Durchleitungsmengen im Bereich Strom um 7,7 % erhöht.
Die Entwicklung ist ebenfalls bei allen Kundengruppen zu verzeichnen, wobei insbesondere die
wieder ansteigende Produktion bei drei Großkunden maßgeblichen Einfluss auf die Mengen
hatte. Im Bereich Gas ergibt sich ein leichter Rückgang von 3,0 %. Ausschlaggebend dafür sind
periodenfremde Effekte, nach deren Bereinigung sich ebenfalls ein Zuwachs der Durchleitungsmengen
ergibt.
Im Netzgebiet Main-Spessart ist die Durchleitungsmenge Gas um 8,2 % gestiegen. Die Erhöhung
ergibt sich ebenfalls aus der kalten Witterung und der konjunkturellen Entwicklung.
Auf Grund des erwarteten Wirtschaftswachstums auch für 2011 gehen wir im Bereich Strom
--insbesondere in Frankfurt-- von weiter steigenden Mengen aus. Im Bereich Gas gehen wir --in
Abhängigkeit von der Witterung-- grundsätzlich von ähnlichen Mengen wie in diesem Jahr aus.
In Frankfurt werden durch eine geänderte Bilanzierung die Mengen für das Kraftwerk Staudinger
entfallen, so dass sich die Menge hier verringern wird.
Prognosebericht
Vor dem Hintergrund der dargestellten Chancen und Risiken wird sich das Ergebnis 2011 der
NRM gegenüber 2010 erwartungsgemäß wieder deutlich verschlechtern. Die Wirtschaftsplanung
geht derzeit von einem Verlust im oberen einstelligen Millionenbereich aus. Hauptgründe
hierfür sind der Wegfall der Einpreisung der vorgelagerten Netzkosten Strom aus 2009, die in
Frankfurt im oberen einstelligen Millionenbereich und in Hanau im unteren einstelligen Millionenbereich
lagen, sowie die im Hinblick auf das Fotojahr Strom in 2010 weiterhin hohe Strompacht.
Für die Jahre 2012 und 2013 werden derzeit wieder positive Ergebnisse erwartet, wobei
die Ergebnisverbesserung überwiegend aus einer Wiederanpassung der Pacht auf das derzeit
genehmigte Niveau resultiert. Da ab 2013/2014 deutlich sinkende Effizienzwerte und dement-

sprechend deutlich sinkende EOG befürchtet werden, sinkt das Ergebnis in der Mittelfristplanung
danach kontinuierlich ab.
Vorgänge von besonderer Bedeutung nach Schluss des Geschäftsjahres
Vor dem Hintergrund der Katastrophen in Japan hat die Bundesregierung am 14. März 2011 ein
dreimonatiges Moratorium zur Aussetzung der Laufzeitverlängerung für deutsche Kernkraftwerke
verkündet. Während dieser drei Monate soll die Sicherheitslage der deutschen Atomkraftwerke
ergänzend gewürdigt und ggf. neu beurteilt werden. Ob und wie sich dies im Endergebnis
auf die Laufzeitverlängerungen und die damit verbundenen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen
auswirken wird, ist nach heutigem Kenntnisstand nicht abschließend einschätzbar.
Zusammenfassende Beurteilung
Die Anreizregulierung wird die Geschäftstätigkeit der NRM und ihrer Gesellschafter auch zukünftig
maßgeblich beeinflussen und so auch auf Arbeitsplätze, Einkommen und Wertschöpfung
in der Rhein-Main-Region ausstrahlen. Die Kompensation der zu erwartenden deutlichen
Erlösrückgänge erfordert weiterhin eine kontinuierliche Optimierung des Netzgeschäfts. Zu den
diesbezüglichen Maßnahmen zählt das in 2009 abgeschlossene Ergebnisverbesserungsprogramm,
in dem für die Netzgebiete Frankfurt und Hanau umfangreiche Einzelmaßnahmen definiert
wurden. Die Ergebnisverbesserungen sind nachhaltig erzielt worden und strahlen dementsprechend
auch auf die Planjahre 2011 bis 2015 ab.
Angesichts der Vorgaben für die Anreizregulierung hat die NRM bereits in 2007/2008 gemeinsam
mit ihren Gesellschaftern eine risikoorientierte Asset-Strategie erarbeitet, die auch in 2010
weiterentwickelt wurde. Ziel ist die langfristige Optimierung der Netzkosten und die Sicherung
der Netzrendite. Auf Basis dieser Strategie sollen die Investitions- und Instandhaltungsbudgets
unter Kosten-, Nutzen- und Risikoaspekten optimal allokiert werden. Dabei muss in Kauf genommen
werden, dass die Versorgungszuverlässigkeit der Netze nicht auf dem sehr guten Niveau
gehalten werden kann, das die NRM im deutschen und europäischen Vergleich innehat. Je
nach endgültiger Ausgestaltung der Qualitätsregulierung wird die Asset-Strategie anzupassen
sein. Eine Einschränkung der Sicherheit der Netze wird aber nicht in Kauf genommen.
Nach einer umfangreichen Vorstudie wurde zudem im Sommer 2008 das Projekt „Prozess- und
Auftragsmanagement - PAM“ gestartet. Basierend auf dem Konzept des Workforce Managements
stellt das Projekt die Auftragsabwicklung in den Fokus und gliedert die Verantwortlichkeiten
entlang dieses Prozesses neu. Dabei sollen die einzelnen Schritte der Auftragsabwicklung
möglichst optimal ineinandergreifen. Die Auftragsabwicklung soll so besser, schneller und kostengünstiger
werden. Als erster Schritt hierzu wurde eine neue Aufbauorganisation für die NRM
erarbeitet, die zum 1. Januar 2010 umgesetzt wurde. Nach der Änderung der Aufbauorganisation
zum 1. Januar 2010 hat die NRM zum 1. April 2010 die Organisation durch Wegfall des
Bereichs „Anlagen- und Leitungsmanagement“ weiter verschlankt. Die Bereichsleitung ist da-

mit entfallen; die übrigen Organisationseinheiten und Mitarbeiter wurden in die verbleibenden
vier Bereiche der NRM integriert. Nunmehr wird mit der eigentlichen Prozessoptimierung begonnen.
Die NRM rechnet mittel- und langfristig mit nachhaltigen Einsparungen aus dem Projekt
in mittlerer bis höherer einstelliger Millionenhöhe.
Last but not least arbeitet die NRM im Rahmen des Thüga-Verbunds zusammen mit anderen
Netzbetreibern an Optimierungspotenzialen für das Netzgeschäft. Der Gesellschafter Mainova
hat in 2009 zusammen mit anderen die Thüga AG, München, von E.ON AG, Düsseldorf, übernommen.
Im Rahmen dieses nun rein kommunalen Stadtwerkeverbunds eröffnen sich auch für
das Netzgeschäft neue Perspektiven und Potenziale, an denen die NRM partizipieren will.
Sowohl das Netzgeschäft als auch die Energiewirtschaft insgesamt unterliegen zunehmend engeren
regulatorischen und gesetzlichen Rahmenbedingungen. Durch diese Rahmenbedingungen
werden in erster Linie neue Verpflichtungen der Netzbetreiber und Energieversorgungsunternehmen
begründet, die zumeist einen erhöhten Aufwand, teilweise auch spezifische Investitionen
nach sich ziehen. Hierdurch wird die wirtschaftliche Situation der Unternehmen ceteris
paribus verschlechtert. Gleichzeitig bestehen weiterhin hohe Unsicherheiten, die insbesondere
die Investitionstätigkeit der Versorgungsunternehmen und Netzbetreiber beeinflussen werden.
Positiv ist, dass etwa mit dem Energiekonzept der Bundesregierung sowie dem Eckpunktepapier
des BMWi zur Novellierung des EnWG der energiepolitische Rahmen für die nächsten Jahre
erkennbar wird, an dem sich die Versorgungsunternehmen und Netzbetreiber orientieren können.
Positiv ist weiterhin, dass sich die allgemeine konjunkturelle Lage in 2010 deutlich positiver
darstellt als noch Ende 2009 erwartet. Dies nimmt etwas von dem wirtschaftlichen Druck
von der Versorgungswirtschaft, bei den Netzbetreibern sind vor allem steigende Mengen zu
beobachten. Ebenfalls positiv sind die Signale für eine Modernisierung des Regulierungsrahmens.
Nachdem die Branche schon vor Einführung der Anreizregulierung deren investitionshemmende
Wirkung beklagt hat, scheint sich nun die Erkenntnis durchzusetzen, dass die ehrgeizigen
energiepolitischen Ziele nicht zuletzt nur durch einen entsprechenden Ausbau der
Netzinfrastruktur umzusetzen sein werden. Es bleibt sicherlich abzuwarten, welche konkreten
Modernisierungsschritte in Bezug auf die Regulierung gegangen werden.
Aus Sicht der NRM bieten sich zukünftig weitere Chancen. Der anhaltende Trend zur Rekommunalisierung
erlaubt eine Ausdehnung der Geschäftsaktivitäten über das heutige Leistungsspektrum
und Versorgungsgebiet hinaus. Hier haben sich gegenüber 2009 Ansatzpunkte konkretisiert,
die jetzt von NRM und ihren Gesellschaftern gezielt verfolgt werden.
Außerdem gelten die o. g. Risiken für alle Betreiber von Strom- und Gasnetzen in ähnlichem
Umfang. Die NRM ist auf Grund ihrer frühzeitigen Ausgründung und ihres offenen Geschäftsmodells
gut darauf vorbereitet, weitere Netzgebiete aufzunehmen und so die o. g. Risiken über
Wachstum und Größenvorteile zu reduzieren. Auch wenn die Gespräche mit Energieversorgungsunternehmen
in der Region Rhein-Main und darüber hinaus auf Grund verschiedener ex-

terner Umstände weiterhin mit verminderter Intensität geführt werden, so ist doch davon auszugehen,
dass die Anreizregulierung mittelfristig weitere Kooperationen auch in der Rhein-Main-
Region erzwingen wird. In diesem Zusammenhang sei auch die Beteiligung der Mainova an der
Thüga AG, München, erwähnt, durch die ebenfalls neue Chancen auch für das Netzgeschäft der
NRM erwartet werden.
Ungeachtet dessen ist die NRM schon heute kompetenter Dienstleister für Endkunden und andere
Energieversorgungsunternehmen (Betriebsführungen, Entstördienst/Rufbereitschaften,
Bau- und Instandhaltungstätigkeiten etc.); auch dieses Dienstleistungsgeschäft wird zukünftig
weiter ausgebaut.
Die NRM ist eingebunden in das Risikomanagement des Mainova-Verbunds und der SWH und
hat eine vollständige Risikoinventur jeweils zum 30. Juni und --auf Grund des vorgezogenen
Jahresabschlusses-- zum 30. November 2010 durchgeführt. Im Hinblick auf die aktuelle Entwicklung
ist die NRM in enger Diskussion mit ihren Gesellschaftern, hier insbesondere den
Bereichen Asset-Netze und Regulierungsmanagement sowie Finanzen und Controlling. Die
absehbaren Risiken wurden aktuell bewertet und sind bereits in die Wirtschaftsplanung 2011 ff.
eingegangen. Auf Grund der derzeitigen vertraglichen Gegebenheiten sind keine Risiken ersichtlich,
die den Fortbestand der Gesellschaft gefährden.
Insgesamt blickt die Geschäftsführung im Großen und Ganzen weiterhin optimistisch in die
Zukunft und sieht --auch in einem regulierten Wettbewerbsumfeld-- die NRM gut aufgestellt.
Frankfurt am Main, den 15. März 2011
Dr. Andreas Roß Dr. Bernhard Müller

Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers
Wir haben den Jahresabschluss --bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung sowie
Anhang-- unter Einbeziehung der Buchführung und den Lagebericht der NRM Netzdienste
Rhein-Main GmbH, Frankfurt am Main, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember
2010 geprüft. Nach § 10 Abs. 4 EnWG umfasste die Prüfung auch die Einhaltung der Pflichten
zur Entflechtung in der internen Rechnungslegung nach § 10 Abs. 3 EnWG. Die Buchführung
und die Aufstellung von Jahresabschluss und Lagebericht nach den deutschen handelsrechtlichen
Vorschriften sowie die Einhaltung der Pflichten nach § 10 Abs. 3 EnWG liegen in der
Verantwortung der Geschäftsführung der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage
der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Jahresabschluss unter Einbeziehung
der Buchführung und über den Lagebericht sowie über die interne Rechnungslegung
nach § 10 Abs. 3 EnWG abzugeben.
Wir haben unsere Jahresabschlussprüfung nach § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut
der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung
vorgenommen. Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten
und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch den Jahresabschluss unter Beachtung
der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung und durch den Lagebericht vermittelten
Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit
erkannt werden und dass mit hinreichender Sicherheit beurteilt werden kann, ob die
Pflichten nach § 10 Abs. 3 EnWG in allen wesentlichen Belangen erfüllt sind. Bei der Festlegung
der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das
wirtschaftliche und rechtliche Umfeld der Gesellschaft sowie die Erwartungen über mögliche
Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen
internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben in Buchführung, Jahresabschluss
und Lagebericht sowie in der internen Rechnungslegung nach § 10 Abs. 3 EnWG
überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der
angewandten Bilanzierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen der Geschäftsführung,
die Würdigung der Gesamtdarstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts sowie
die Beurteilung, ob die Wertansätze und die Zuordnung der Konten in der internen Rechnungslegung
nach § 10 Abs. 3 EnWG sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt sind und der Grundsatz
der Stetigkeit beachtet wurde. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend
sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.
Unsere Prüfung des Jahresabschlusses unter Einbeziehung der Buchführung und des Lageberichts
hat zu keinen Einwendungen geführt.

Nach unserer Beurteilung auf Grund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht
der Jahresabschluss den gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung der Grundsätze
ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der
Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH. Der Lagebericht
steht in Einklang mit dem Jahresabschluss, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von
der Lage der Gesellschaft und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung
zutreffend dar.
Die Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Entflechtung in der internen Rechnungslegung
nach § 10 Abs. 3 EnWG hat zu keinen Einwendungen geführt.
Frankfurt am Main, den 15. März 2011
KPMG AG
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft
Hauptmann
Wirtschaftsprüfer
Galic
Wirtschaftsprüfer