Source: https://issuu.com/halle34/docs/apg_gescha____ftsbericht_2013
Timestamp: 2017-03-23 21:24:50
Document Index: 246765274

Matched Legal Cases: ['§ 24', '§ 59', '§ 59', '§ 59', '§ 21', '§ 37', '§ 24', '§ 50', '§ 59', '§ 50', '§ 7', '§ 8', '§ 12', '§ 10', '§ 238', '§ 224', '§ 203', '§ 203', '§ 226', '§ 223', '§ 223', '§ 208', '§ 223', '§ 238', '§ 238', '§ 50', '§ 50', '§ 50', '§ 59', '§ 225', '§ 14', '§ 124', '§ 225', '§ 13', '§ 237', '§ 237', '§ 241', '§ 9', '§27', '§ 8', '§ 96']

APG Geschäftsbericht 2013 by Halle34 OG - issuu
Ergebnis vor Zinsaufwendungen und Steuern (EBIT)
planmäßige Abschreibungen auf Sachanlagen
Umsatzrentabilität (ROS)
Gesamtkapitalrentabilität (ROI)
Netto-Geldfluss aus operativer Tätigkeit 1)
Net gearing (Nettoverschuldungsgrad)
(davon Lehrlinge)
Transportmenge (GWh)
Die Kennzahlen wurden 2013 einer Überarbeitung unterzogen, und die Vorjahreswerte wurden angepasst.
Im Jahr 2013 stellt die fiktive Schuldentilgungsdauer gem. § 24 URG eine
Sonderposition dar. Die Begründung liegt im geänderten bilanziellen Ansatz der 2012 gebildeten regulatorischen Tarifvorsorgen. Bis 2012 wurden
sie als langfristige verzinsliche Rückstellungen ausgewiesen, ab 2013 als
kurzfristige unverzinsliche Verbindlichkeit.
Neu gebildete Tarifvorsorgen werden als kurzfristige, unverzinsliche
Verbindlichkeitsrückstellung bilanziert. Zusätzlich wird 2014 mit der
Verwendung der SNT- und SNE-VO-Rückstellung (Rückzahlung) gerechnet,
die gebildeten Rückstellungen sind somit im Jahresabschluss 2013 als
kurzfristig anzusehen. Die Kennzahl ist somit 2013 nicht aussagekräftig.
Organe der Gesellschaft Vorwort des Vorstands	03
Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen 16
Rechtliche Rahmenbedingungen	18
Regulatorische Rahmenbedingungen	19
Wirtschaftliche Rahmenbedingungen 20
Versorgungssicherheit und Netzbetrieb	21
Netzsicherheit und Netzausbau 22
Internationales	25
Nichtfinanzielle Leistungsindikatoren	26
Forschung, Innovation und Umwelt	28
Finanzielle Leistungsindikatoren 29
Geldflussrechnung 31
Chancen- und Risikomanagement	33
Ausblick 2014 34
Bilanz	36
Gewinn- und Verlustrechnung 38
Entwicklung des Anlagevermögens	40
Fristigkeitenspiegel 42
Entwicklung der unversteuerten Rücklagen 44
Angaben zu den Beteiligungen Anhang Erläuterungen	Glossar Bestätigungsvermerk Bericht des Aufsichtsrats 45
Gewerke DDr. Erhard Schaschl
Zentralbetriebsratsvorsitzender,
1. Vorsitzende-Stv.
ausgeschieden mit 18.01.2013
1. Vorsitzender–Stv.
Zentralbetriebsrat,
Karl-Heinz Stieger
ab 28.02.2013
Dr. Günther Rabensteiner
ausgeschieden mit 28.02.2013
Mag. Dr. Georg W. Westphal
Im Jahr 2013 hatte die APG – sowohl was das Marktumfeld anbelangt, als auch in Bezug auf den Netzbetrieb
– eine Vielzahl von Herausforderungen zu bewältigen. Die
bestimmenden Marktrends der vergangenen Jahre setzten
sich auch im Berichtsjahr fort. Auch 2013 sanken die
Stromgroßhandelspreise auf den Terminmärkten weiter.
Haupttreiber dieser Entwicklung war der unverändert ambitionierte Ausbau im Bereich der erneuerbaren Energien,
insbesondere in Deutschland. Diese Entwicklung wurde in
Österreich durch teils stark verminderte thermische Erzeugung und damit verbunden mit sehr hohen Stromimportspitzen von zeitweise über 5.000 MW spürbar.
Im Frühjahr war das APG-Netz von zwei Ausnahmeereignissen betroffen. Ende Mai 2013 wurde im Umspannwerk
(UW) St. Peter ein neuer Transformator bei dessen Inbetriebnahme durch einen Brand zerstört. Nur wenige Tage
später setzte im Zuge des großen Hochwassers ein schwerer Murenabgang die wichtige 380-kV-Leitungsverbindung
Tauern–Lienz außer Betrieb. Es ergaben sich dadurch über
mehrere Wochen hinweg angespannte Netzsituationen,
die jedoch mit einer Reihe netztechnischer Maßnahmen
und rasch installierten Anlagenprovisorien beherrscht
Trotz der widrigen Umstände ist es uns gelungen, ganz
wesentliche betriebliche Erweiterungsprojekte wie geplant
umzusetzen. So wurde die Donauschiene – die Leitungsverbindung vom UW St. Peter bis zum UW Dürnrohr – erfolgreich auf den 380-kV-Betrieb umgestellt. Im November
2013 konnte mit der Montage des dritten und vierten Leitungssystems auf der 380-kV-Leitung Dürnrohr–Sarasdorf
planmäßig gestartet werden. Diese Leitung spielt eine ganz
wesentliche Rolle für die Versorgung des Großraums Wien
sowie für die Integration der in den kommenden Jahren in
Niederösterreich neu hinzukommenden Windkraftanlagen.
Das zentrale APG-Projekt „Salzburgleitung“ – im Abschnitt
vom Netzknoten St. Peter zum Netzknoten Tauern – hat
einen weiteren Meilenstein erreicht. Am 8. Jänner 2014
wurde per Edikt seitens der zuständigen UVP-Behörden
das Umweltverträglichkeitsgutachten zur öffentlichen
Einsichtnahme aufgelegt und der Termin für die öffentliche
UVP-Verhandlung festgesetzt. Damit tritt eines der derzeit
für Österreich wichtigsten Energiewende-Projekte in eine
In puncto Strommarktintegration konnte die APG 2013
ebenfalls wesentliche Fortschritte erzielen. Im Bereich
der Verlustenergiebeschaffung ist es dem Unternehmen
gelungen, die Anzahl der Anbieter im Rahmen der diesbezüglichen Ausschreibungen zu erhöhen und damit bessere Ausschreibungsergebnisse zu erzielen. Große Erfolge
wurden auch im Bereich der Regelenergiemarktöffnung
erzielt. Die Mitte 2013 abgeschlossene Kooperation INC
(Imbalance Netting Cooperation) mit dem slowenischen
Übertragungsnetzbetreiber ELES sowie die im Sommer
erstmals durchgeführte gemeinsame Primärregelenergie-Ausschreibung mit dem Schweizer Übertragungsnetzbetreiber Swissgrid haben bereits eine Kostenersparnis
von rund 8 Mio. Euro erbracht.
Ein Schwerpunkt in der APG-Tätigkeit auf internationaler
Ebene war auch 2013 die Ausarbeitung der Network Codes,
welche den künftig verbindlichen EU-Rechtsrahmen für den
europäischen Strommarkt bilden werden. Zwei der wichtigsten Kodizes werden auf europäischer Ebene unter der
Leitung von APG-Kollegen erarbeitet. Drei der insgesamt
vier betrieblichen Kodizes wurden von der europäischen
Regulierungsagentur ACER bereits der EU-Kommission für
das Komitologieverfahren empfohlen.
2013 hat das Joint Office des TSC – der TSO-Security
Cooperation – in München seine Tätigkeit aufgenommen.
Aufgabe des gemeinsamen Büros von zwölf Partnernetzbetreibern ist es, auf Basis einer noch engeren Zusammenarbeit der von den Partnern entsandten Kolleginnen und
Kollegen vor Ort die operative Netzführung und damit den
sicheren Netzbetrieb über die Landesgrenzen hinweg weiter zu optimieren.
Im Herbst 2013 präsentierte die APG ihren Masterplan
2030, der die strategischen Entwicklungsnotwendigkeiten
im Netz der APG beschreibt. Die aktualisierten energiewirtschaftlichen Analysen zeigen, dass das APG-Netzkonzept auch angesichts der neuen Entwicklungen am
europäischen Strommarkt nachhaltig und zukunftssicher
ist. Die im Herbst erfolgte Aufnahme von sieben aus zehn
APG-Masterplanprojekten auf die Liste der Projekte von
gemeinsamem europäischem Interesse (PCI) bestätigt
die Langfristplanung der APG.
Das energiewirtschaftliche Umfeld wird auch in den kommenden Jahren sehr spannend bleiben. Die Umgestaltung
des europäischen Energiesystems, die Integration der
erneuerbaren Energien und ein sicherer Netzbetrieb werden weiterhin große Herausforderungen an alle Beteiligten
stellen. Mit einem hochqualifizierten Team, das sich mit
viel Engagement und Leidenschaft für die Bewältigung
dieser Aufgaben einsetzt, sind wir jedoch bestens für die
nächsten Jahre gerüstet. So werden wir auch weiterhin – in
gewohnt verlässlicher Art – unseren Beitrag zur sicheren
Stromversorgung und zum Gelingen der Energiewende
Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer e.h. Mag. Thomas Karall e.h.
Der APG-Vorstand
DI Mag.(FH) Gerhard Christiner e.h.
„Erneuerbare Ressourcen sind die Zukunft in der Stromerzeugung.
In Österreich hat die Wasserkraft ja lange Tradition. Windkraft und
Photovoltaik haben hierzulande noch großes Potenzial. An den Betrieb
eines Stromnetzes stellen sie aber völlig neue Anforderungen. Ich
arbeite an einer damit verbundenen Herausforderung – nämlich an der
Verbesserung der Ökostromprognose. Sozusagen mein persönlicher
Beitrag zur Energiewende.“
Betriebsmanagement & Ökostrom,
Ökostromprognose
GRID AG
„Als Netztechnikerin bei der APG bekomme ich hautnah mit, welche
Veränderungen die Energiewende mit sich bringt. Wir haben in unseren
Anlagen in den letzten Jahren enorm viel erneuert und verstärkt.
Und es wird immer schwieriger, die notwendigen Maßnahmen durchzuführen, weil wir nur sehr enge Zeitfenster zur Verfügung haben,
in welchen wir Anlagen für Revisionszwecke abschalten können.
Das Netz gerät einfach an seine Leistungsgrenzen. Man muss mit
Herausforderungen umgehen können.“
Teamleiterin Netztechnik
Strommarktintegration der Weg zum europäischen Strombinnenmarkt
Das 3. EU-Binnenmarktpaket brachte drastisch verschärfte Unbundling-Bestimmungen mit sich. In Österreich
wurden im Bereich des Übertragungsnetzes diese neuen
Erfordernisse mit der Zertifizierung der Austrian Power
Grid AG (APG) als unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber
(ITO – Independent Transmission Operator) im März 2012
Im Zuge der voranschreitenden Marktintegration hat sich
im Laufe der letzten Jahre die Rolle der europäischen Übertragungsnetzbetreiber massiv verändert. Die Stromnetzinfrastruktur hat an Bedeutung gewonnen. Denn leistungsfähige Leitungsverbindungen zwischen den europäischen
Nachbarstaaten sind die physische Grundlage für die
Ermöglichung eines intensiver werdenden europäischen
Stromhandels. Eine weitere Voraussetzung für die Umsetzung eines liberalisierten Strommarkts sind EU-weit
einheitliche Spielregeln und Standards für diesen Markt.
Auch hier spielen die europäischen Übertragungsnetzbetreiber eine wichtige Rolle. Denn sie erarbeiten im
Auftrag der EU-Behörden die sogenannten Network Codes
– das sind die rechtlich für alle Netzbetreiber und Marktteilnehmer Europas verbindlichen Grundlagen, die alle in
diesem Zusammenhang relevanten Fragen regeln. Dazu
zählen unter anderem Standards für die Bereiche Netzsicherheit, Verfahren zur Kapazitätsvergabe und einheitliche Transparenzregeln.
Integration erneuerbarer Energien –
groSSe Herausforderungen für das Stromnetz
Ebenfalls bereits in den 1990er Jahren erfolgten die politischen Weichenstellungen im Bereich des Klimaschutzes in
Europa. Und damit verbunden, begann der verstärkte Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern.
Ausgelöst durch das Katastrophenereignis in Fukushima
und den darauffolgenden Beschluss der deutschen Bundesregierung zum rascheren Ausstieg aus der Kernkraft,
hat das Wachstum erneuerbarer Stromerzeugung aber
eine unvorhersehbare Dynamisierung erfahren. Binnen
weniger Jahre hat sich der europäische Kraftwerkspark
bzw. dessen Einsatz wesentlich verändert.
Europa hält an seinen 20-20-20-Klimaschutzzielen fest
und hat diese in seiner Energy Roadmap 2050 bekräftigt.
Bis 2050 soll die europäische Stromversorgung CO 2 -neutral erfolgen. Dazu müssen rund 80 Prozent der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stammen. Bereits bis
zum Jahr 2020 wird sich allein die in Europa installierte
Windkraftleistung auf weit mehr als 200 GW erhöht haben.
Auch Österreich folgt dieser Entwicklung. Auf Basis des
österreichischen Ökostromgesetzes ist mit einer installierten Windkraftleistung von rund 4.000 MW bis zum Jahr
2020 zu rechnen – das entspricht beinahe der doppelten
Leistung der gesamten Donaukraftwerkskette. Die installierte Photovoltaikleistung soll sich im selben Zeitraum
sogar verzwölffachen.
Der starke und vor allem sehr rasch voranschreitende
Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung bedeutet zunehmende Anforderungen an das Stromübertragungsnetz.
Die APG ist als überregionaler Stromnetzbetreiber auch
für den Ausgleich von Stromerzeugung und -verbrauch
in ganz Österreich verantwortlich. Das dazu notwendige
Ausgleichsmanagement wird in dem Maße komplexer und
aufwändiger, in welchem stetig und gleichmäßig einspeisende Kraftwerke vermehrt durch dargebotsabhängige
Wind- und Photovoltaikanlagen ersetzt werden, die bei
guten Witterungsbedingungen sehr große Strommengen
einspeisen, aber zeitweise gar keinen Strom produzieren
können. Angesichts der enormen Wind- und PV-Kapazitäten, die inzwischen in ganz Europa am Netz sind, werden
auch die sehr kurzfristig auftretenden und enormen Leistungssprünge für die Netzstabilität zunehmend zu einer
enormen Herausforderung. Außerdem entstehen die neuen
Windkraft- und Photovoltaikanlagen – insbesondere in
Deutschland – weit entfernt von den großen Verbrauchszentren und erfordern eine entsprechende Netzinfrastruktur. In Österreich liegt die Herausforderung darin, neue
Windkraftanlagen im Osten Österreichs mit den Pumpspeicherkraftwerken im Westen des Landes zu verbinden.
Die Förderung erneuerbarer Energien hat am liberalisierten
Strommarkt auch den Effekt, dass Erzeugungskapazitäten, welche zum Ausgleich von Schwankungen in der Windund Sonnenstromerzeugung dringend benötigt werden,
zunehmend unter Preisdruck geraten und möglicherweise
auf längere Sicht bei unveränderten Rahmenbedingungen
als Regelenergielieferanten verloren gehen.
380-kV-Sicherheitsring –
Das Rückgrat der österreichischen
Projekt 380-kV-Salzburgleitung
Projekt 220-kV-Leitung
Projekt Umspannwerk
APG-Netzknoten
Obermooweiler Memmingen
„Mein Job als Projektleiter bei der APG ist es, unsere Leitungen für
stetig steigende Belastungen fit zu machen. Die Geschwindigkeit im
Wachstum Erneuerbarer hat meinen Terminkalender sehr viel voller gemacht. Immer mehr Projekte sind in immer kürzerer Zeit abzuwickeln.
Aber das Netz ist eben die entscheidende Grundlage für die Einbindung
von Wind- und Sonnenenergie.“
Sven Aberle
Leitungsmanagement,
„Der Umstieg auf erneuerbare Energien ist eine Aufgabe für mehrere
kommende Generationen. Und es ist eine Aufgabe, welche die
Anstrengung vieler Beteiligter überall in Europa erfordert. In meiner
täglichen Arbeit habe ich viel Kontakt mit Kolleginnen und Kollegen
unserer europäischen Partner. Und alle arbeiten auf dasselbe Ziel hin.
Es macht sehr viel Spaß, ein Teil dieser Entwicklung zu sein.“
Ruth Kassoume
Marktmanagement,
Während also der Bedarf an Regelenergie zunimmt, sinkt
gleichzeitig die Zahl der verfügbaren flexiblen Kraftwerke.
Die beschriebenen Entwicklungen führen die europäischen
Übertragungsnetze immer stärker an ihre Leistungs- und
Kapazitätsgrenzen. Ein rascher Um- bzw. Ausbau der
Stromnetzinfrastruktur ist die notwendige Grundlage dafür, den nachhaltigen Umstieg auf erneuerbare Energien zu
bewerkstelligen und gleichzeitig die Versorgungssicherheit
in Europa nicht zu gefährden.
Energiewende in Österreich – ein Erfolgsmodell
Österreich befindet sich im europäischen Vergleich bei der
Umsetzung der Energiewende auf einem relativ guten Weg.
Ein ganz wesentlicher Erfolgsfaktor ist die hierzulande
vergleichsweise gute Synchronisation der Entwicklungen
im Erzeugungs- und im Netzbereich. Mit dem Netzentwicklungsplan (NEP), der laut ElWOG (Elektrizitätswirtschaftsund -organisationsgesetz) seit 2011 gesetzlich verpflichtend von der APG erstellt, öffentlich konsultiert und jährlich
aktualisiert wird, verfügt Österreich über ein Instrument,
welches eine ausgewogene Entwicklung der heimischen
Stromversorgungsstruktur sicherstellen soll. Der NEP
enthält alle in Österreich in den zehn Folgejahren geplanten
Kraftwerksprojekte sowie die in diesem Zeitraum dringend
erforderlichen Netzinfrastrukturmaßnahmen.
Um die langfristigen energiewirtschaftlichen Entwicklungen zu analysieren und daraus die übergeordnete strategische Planungsperspektive für das heimische Stromübertragungsnetz abzuleiten, erstellt die APG zusätzlich
den APG-Masterplan. Im Herbst 2013 wurde die aktuelle
Ausgabe des Masterplans (Masterplan 2030) publiziert,
welche den Planungszeitraum 2013 bis 2030 abdeckt.
Unter Einbindung der zuständigen Behörden, von Experten
aus der Wissenschaft (TU Wien, TU Graz), Vertretern des
Bereichs Erneuerbare Energien (IG Windkraft, Photovoltaic
Austria) und von NGOs (Greenpeace, Global 2000, WWF)
wurden verschiedene energiewirtschaftliche Entwicklungsszenarien untersucht und absehbare Schwachstellen
im österreichischen Übertragungsnetz identifiziert.
Das strategische Netzkonzept der APG, dessen Kernstück
der 380-kV-Sicherheitsring ist, hat sich in allen analysierten Szenarien als kostenoptimales und langfristig tragfähiges Zukunftskonzept erwiesen. Zusätzliche Bestätigung
erfährt das APG-Netzkonzept durch die Tatsache, dass es
nicht nur Teil des von der ENTSO-E (Vereinigung der europäischen Übertragungsnetzbetreiber) alle zwei Jahre aktualisierten Zehn-Jahres-Netzentwicklungsplans (TYNDP)
ist, sondern dass sieben von zehn prioritären APG-Masterplanprojekten von der EU-Kommission auf die Liste der
Projects of Common Interest (PCI) aufgenommen wurden.
Die APG hat in den letzten Jahren auch massive Fortschritte im Rahmen der europäischen Integration des heimischen
Strommarkts erzielt. Wesentliche Meilensteine sind gelungen – etwa mit grenzüberschreitenden Kooperationen zur
Vergrößerung des Regelenergiemarkts sowie mit Kooperationen zur gemeinsamen Ausschreibung von Primärregelenergie. Allein 2013 konnten dadurch Einsparungen bei den
Regelenergiekosten in Höhe von etwa 8 Mio. EUR erzielt
Ein guter Weg – künftige Herausforderungen
Die APG hat in den kommenden zehn Jahren ein ambitioniertes Investitionsprogramm vor sich. Rund 2,6 Mrd. Euro
müssen in die Verstärkung und den Umbau des APG-Netzes
fließen, um das heimische Stromnetz fit für die Entwicklungen der kommenden Jahrzehnte zu machen. Neben
einer notwendigen stabilen Finanzierung ist die APG auf die
Unterstützung seitens der verantwortlichen Behörden angewiesen. Angesichts der rasanten Entwicklungen im Ausbau der Erneuerbaren ist es notwendig, zentrale Aus- und
Umbauprojekte im Netzbereich möglichst rasch umsetzen
zu können. Eine Optimierung und Beschleunigung der
zugrunde liegenden behördlichen Genehmigungsverfahren
wird einer der Schlüsselfaktoren für die Realisierung der
nötigen Netzverstärkungen sein.
Die Aufrechterhaltung des in Österreich gewohnt hohen
Niveaus in der Sicherheit und Qualität der Stromversorgung ist die notwendige Grundlage zur Absicherung des
Lebens- und Wirtschaftsstandorts Österreich. Und die
Zukunftsinvestitionen in das österreichische Stromnetz
sind ein wichtiger Impuls für die heimische Wirtschaft.
Laut entsprechenden Studien der Technischen Universität Graz und des Industriewissenschaftlichen Instituts
(IWI) ist zu erwarten, dass die APG-Investitionen zu rund
70 Prozent heimische Wertschöpfung generieren werden
sowie Beschäftigungseffekte von 13.000 Arbeitsplätzen
je investierter Milliarde erzielen werden.
„Noch vor wenigen Jahren wurde in der Öffentlichkeit kontrovers
über das Thema Klimaschutz diskutiert. Heute ist beinahe jeder davon
überzeugt, dass der Umstieg auf erneuerbare Energien unbedingt
gelingen muss. Das Bewusstsein darüber, was dazu alles notwendig ist,
ist aber meiner Wahrnehmung nach nicht überall vorhanden. Es gehört
zu meinem Job, Überzeugungsarbeit für konkrete Maßnahmen zu
leisten, die notwendig sind, um das Ziel einer erneuerbaren Energiezukunft irgendwann auch zu erreichen. Eine spannende Aufgabe.“
„Der APG-Leitungstrupp ist quasi das Erste-Hilfe-Team für das
APG-Netz. Ich bin es also gewohnt, zu jeder Tages- und Nachtzeit
auszurücken, wenn es irgendwo ein Problem gibt. Was ich aber schon
spüre, ist, dass der Faktor Zeit dabei immer wichtiger wird. Selbst wenn
bei einem Leitungsausfall bei niemandem das Licht ausgeht – die
Netzbelastung insgesamt lässt es eigentlich kaum mehr zu, lange auf
einen Leitungszug verzichten zu können.“
Leitungstrupp
Die Austrian Power Grid AG (APG) betreibt das österreichische Übertragungsnetz, welches Teil des gesamteuropäischen Übertragungsnetzes der Regional Group Continental
Europe der ENTSO-E (Vereinigung der europäischen Übertragungsnetzbetreiber) ist.
Als Regelzonenführer für Österreich ist die APG dafür
verantwortlich, dass jederzeit ein stabiles Gleichgewicht
zwischen Erzeugung und Verbrauch gegeben ist.
Mit einer Trassenlänge von rund 3.500 Kilometern und
darauf verlaufenden Leitungen von knapp 6.800 Kilometern
sowie 62 Umspannwerken und Schaltanlagen bildet das
APG-Netz das Rückgrat der heimischen Stromversorgung.
Es stellt den überregionalen innerösterreichischen sowie
den internationalen Stromaustausch zwischen Erzeugern
und Verbrauchern sicher und gewährleistet die stabile
Versorgung der Verteilnetze.
Wie schon im Geschäftsjahr 2012 fielen die Preise auf
den Strom-Terminmärkten auch 2013. 2012 kostete ein
Frontjahresprodukt im Base an der Leipziger Strombörse (EEX) im Durchschnitt 49,30 €/MWh. 2013 lag der
Durchschnittspreis bei 39,07 €/MWh1). Haupttreiber dieser
Preisentwicklung war der unverändert starke Ausbau im
Bereich erneuerbarer Energien, insbesondere in Deutschland. Auffallend war die teilweise sehr starke Volatilität
auf den Terminmärkten, die in erster Linie durch politische
Entscheidungen zum europäischen Emissionshandelssystem beeinflusst war. Die Diskussion einer künstlichen,
vorübergehenden Verknappung von CO 2 -Zertifikaten
(„Backloading“) hatte großen Anteil an den Preisschwankungen im Laufe des Jahres 2013. Aufgrund der niedrigen
Preise von Emissionszertifikaten sind derzeit viele ältere
Kohlekraftwerke rentabel und verdrängen dadurch modernere Gaskraftwerke vom Markt.
Auch an den stündlichen Spotpreisprofilen ist der eingangs
beschriebene zunehmende Ausbau erneuerbarer Energien
in Deutschland deutlich festzustellen. Das typische stündliche Spotpreisprofil hat sich dahingehend verändert, dass
es besonders in den Mittagsstunden – bei hoher Erzeugung
aus Photovoltaikanlagen – zu Preiseinbrüchen kommt.
2013 waren Erzeugungswerte aus Solaranlagen mit mehr
als 20 GW keine Seltenheit. Um den durch die Energiewende geänderten Rahmenbedingungen Rechnung zu tragen,
werden von der EEX in näherer Zukunft sogenannte „Phelix
Sun Peak Futures“ angeboten. Mit diesem neuen Terminprodukt sollen laut EEX besonders die sonnenscheinstarken Stunden (10:00 bis 16:00 Uhr) abgedeckt werden.
Öffnung des Regelenergiemarkts – technische und
Die APG arbeitet derzeit intensiv an regelzonenüberschreitenden Kooperationen zur Vergrößerung des Regelenergiemarkts und zur Nutzung von Synergieeffekten bei Regelenergieabrufen. Die erste derartige Kooperation wurde
am 14. Mai 2013 durch die sogenannte Imbalance Netting
Cooperation (INC) mit dem slowenischen Übertragungsnetzbetreiber ELES gestartet. Mit der Imbalance-NettingCooperation wird durch die technische Optimierung der
automatisierten Abrufe von Sekundärregelenergie ein Teil
der Regelreserven zugunsten der Netzsicherheit freigesetzt. Im Rahmen des Clearing- und Settlement-Prozesses
soll diese Optimierung zu einer Reduzierung der Kostenbasis führen.
Weiters wurde am 3. Juli 2013 die gemeinsame
Ausschreibung für Primärregelung mit dem Schweizer
Übertragungsnetzbetreiber Swissgrid gestartet. Bei
dieser regelzonenüberschreitenden Zusammenarbeit
kann die benötigte Primärregelung über den jeweils anderen Partner-Übertragungsnetzbetreiber beschafft werden.
Im Zuge dieser regelzonenübergreifenden Kooperationen
konnten in den rund sechs Monaten des Jahres 2013 rund
8 Mio. € Einsparungen realisiert werden, was einer jährlichen hochgerechneten Gesamtersparnis in der Höhe
von ca. 14 Mio. € entspricht.
Quelle: http://www.eex.com/de/Marktdaten
Um die Weiterentwicklung des grenzüberschreitenden
Regelenergiemarktes voranzutreiben, führt die APG weitere
Verhandlungen mit den Übertragungsnetzbetreibern aus
der Schweiz, Slowenien, Deutschland und Tschechien.
Eine mögliche Ausweitung der zwischen APG und Swissgrid
bestehenden Kooperation im Bereich der Primärregelung
auf Deutschland wird derzeit ebenfalls analysiert.
Umsetzung des Intraday-Marktes
Der Intraday-Markt dient der kurzfristigen Stromvermarktung. Nach der in einem gemeinsamen Projekt mit EPEX
SPOT erfolgten Einrichtung des mit Deutschland implizit
gekoppelten österreichischen Intraday-Markts im Oktober
2012 hat sich die APG dem Projekt zur Umsetzung des
europäischen Zielmodells für Intraday angeschlossen. An
diesem Projekt sind die Übertragungsnetzbetreiber (TSOs)
und Strombörsen Nordwesteuropas sowie die Schweiz und
Österreich beteiligt. Die Entwicklung der gemeinsamen
Funktionalitäten ist für Ende 2014 geplant, um somit die
Basis für einen europaweit harmonisierten Intradayhandel
Die APG kommt damit nicht nur den zukünftigen rechtlichen und regulatorischen Anforderungen nach, sondern
schafft auch die Voraussetzungen dafür, dass Österreich
direkt von der Liquidität der Intraday-Märkte in Nordwesteuropa profitieren kann.
Die europäischen TSOs sind durch ENTSO-E (gemäß Artikel
8 der VO (EG) 714/2009) für die Entwicklung und Umsetzung von Network Codes verantwortlich. Diese Network
Codes definieren und harmonisieren zahlreiche Regelungen für das Stromnetz, unter anderem in den Bereichen
Netzbetrieb, Netzanschluss, Engpassmanagement und
Regelenergie. Außerdem bilden sie damit die Grundlage
für einen gemeinsamen europäischen Strommarkt, den
die Europäische Union bereits bis 2014 erreichen möchte.
Die Network Codes sind die wichtigsten Bestandteile des
künftigen Rechtsrahmens für den europäischen Elektrizitätsmarkt.
Nach Erlangen der Rechtsgültigkeit werden die Network
Codes direkte Bestandteile der genannten EU-Verordnung
und somit auch zu direkt anwendbaren Rechtsgrundlagen.
Die APG ist dementsprechend auch an der Ausarbeitung
aller Network Codes beteiligt. Seit 2012 stellt die APG
für zwei besonders wichtige Kodizes – den Operational
Security Code, welcher als „Schirmcode“ für die betrieblichen Kodizes dient, und den Balancing Code, welcher die
Grundlagen für die künftigen Ausgleichs- und Regelenergiemärkte definiert – den Vorsitzenden sowie den Leiter
des jeweiligen Entwicklungsteams bei der ENTSO-E.
Im Herbst 2013 wurden drei von insgesamt vier betrieblichen Network Codes von der europäischen Regulatorenagentur (ACER) positiv beurteilt und der EU-Kommission
für die Aufnahme ins Komitologieverfahren empfohlen.
2014 wird die Kommission die jeweiligen Verfahren eröffnen und möglicherweise Ende 2014 auch abschließen.
Damit wäre eine konkrete Umsetzung ab 2015 realistisch.
Das europäische Infrastrukturpaket (EIP) trat im Juni 2013
in Kraft. Die entsprechende EU-Verordnung beschreibt den
europäischen Fahrplan für die Fertigstellung strategischer
Projekte im Bereich Energienetze und Energiespeicher bis
2020 und sieht unter anderem eine Beschleunigung der Genehmigungsverfahren und neue Finanzierungsinstrumente
für wichtige Leitungsprojekte vor.
Im Oktober 2013 veröffentlichte die Europäische Kommission eine Liste von 250 Projekten (rund 140 Projekte im
Bereich der Stromübertragung und -speicherung), die sie
als „Projekte von gemeinsamem europäischem Interesse“
definiert. Sieben APG-Masterplanprojekte wurden von der
EU-Kommission in den Rang eines „Projects of Common
Interest“ erhoben.
Erneuerbare Energien und Ökostrom2)
Die APG erbringt für die OeMAG (österreichische Abwicklungsstelle für Ökostrom) Dienstleistungen im Bereich
Prognose-, sowie Fahrplan- und Zählwertmanagement.
Diese konnten auch im Jahr 2013 unverändert erfolgreich
abgewickelt werden. Eine besondere Herausforderung war
dabei der enorme Anlagenzuwachs in der Ökobilanzgruppe
während des abgelaufenen Jahres.
Durch den extremen Ausbauboom bei den Photovoltaikanlagen stieg die Anzahl der geförderten Anlagen in diesem
Bereich um 4.747 auf 15.809 an. Das entspricht einem
Leistungszuwachs von rund 148 MWp. Damit sind per
Jahresende in Summe rund 320 MWp an Photovoltaikleistung in der österreichischen Ökobilanzgruppe installiert.
Auch im Bereich der Windkraft kam es mit 62 neuen Anlagen erneut zu einem sehr hohen Zuwachs von in Summe
rund 248 MW. Die gesamte Windkraftleistung der Ökobilanzgruppe beläuft sich per Jahresende auf 1.556 MW.
Im Bereich der Kleinwasserkraft kamen 86 Kraftwerksanlagen zur Ökobilanzgruppe hinzu. Dies entspricht einem
Kapazitätszuwachs von rund 72 MW. Die Anzahl der Biomasseanlagen ist hingegen leicht rückläufig. In Summe
stieg die installierte Leistung der Ökobilanzgruppe von
2.183 MW (13.514 Zählpunkte) im Jahr 2012 auf 2.651 MW
(18.404 Zählpunkte) im Jahr 2013 an.
Der Ökostrom-Ausbauboom wirkte sich auch auf die von
APG im Namen und auf Rechnung der OeMAG abgewickelte
Energiemenge entsprechend aus. So wurden über die Ökobilanzgruppe im Jahr 2013 rund 7.164 GWh an die Stromhändler der Regelzone APG zugewiesen. Dies entspricht im
Vergleich zum Vorjahr einem Zuwachs von 16,2 %.
Die Verordnung des Europäischen Parlaments und des
Rates vom 17. April 2013 zu den Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur hat eine Neujustierung
der EU-Infrastrukturpolitik im Strombereich bewirkt. Dies
bringt auch Änderungen für das österreichische Genehmigungsregime mit sich. Die Verordnung befasst sich insbesondere mit der Identifizierung von Infrastrukturvorhaben
gemeinsamen europäischen Interesses (Projects of Common Interest – PCI) zur Realisierung vorrangiger europäischer Infrastrukturkorridore. Am 15. Oktober 2013 hat die
Europäische Kommission eine Unionsliste von Schlüsselinfrastrukturprojekten verabschiedet, welche, gegliedert
in zwölf regionale Gruppen, auch sieben APG-Projekte enthält. Für diese PCI-Projekte ist ein beschleunigtes Genehmigungsverfahren mit reduziertem Verwaltungsaufwand
samt Vorrangstatus auf nationaler Ebene vorzusehen. Bis
zum 16. November 2013 benannte jeder Mitgliedstaat eine
zuständige nationale Behörde, die für die Erleichterung und
Koordinierung des Genehmigungsverfahrens für Vorhaben
von gemeinsamem Interesse verantwortlich ist.
Im Bereich der Umweltverträglichkeitsprüfung unterliegt
seit 26. Oktober 2012 ein Vorschlag der Europäischen
Kommission für eine umfassende Änderung der UVP-Richtlinie (UVP-RL) 2011/92/EU dem innergemeinschaftlichen
Gesetzgebungsprozess. Sobald auf Basis des aktuellen
Kompromissvorschlags die finale UVP-RL in Kraft tritt,
haben die europäischen Mitgliedstaaten zwei Jahre lang
Zeit, um die Richtlinie in nationales Recht umzusetzen. Bis
dahin kann unter dem rechtlichen Regime der alten Richtlinie zur Umweltverträglichkeitsprüfung eingereicht werden.
Aus heutiger Sicht ist – auf Basis der zu erwartenden
Endfassung - insofern keine gravierende Verschlechterung
zu erwarten, als der österreichische Gesetzgeber bei der
seinerzeitigen Umsetzung der UVP-RL in das UVP-G 2000
bereits ambitioniert agiert hat.
Quelle: Daten basieren auf Statistiken der APG-UBM-Gruppe Ökostrom und
den Wechsel- und Stammdateninformationen der OeMAG.
Aufhebung der Tarifeverordnung
Die Systemnutzungsentgelte-Verordnung bzw. vormals
die Systemnutzungstarife-Verordnung bestimmt die
Grundsätze für die Ermittlung und die Zuordnung der Kosten die Kriterien für die Tarifbestimmung sowie die Tarife
für die zur Netznutzung zu entrichtenden Entgelte. Die
Verordnung wird jährlich von der Energie-Control-Kommission erlassen.
Tarifprüfung 2013 und neue
Systemnutzungsentgelte ab 2014
Bei der Tarifprüfung 2013 konnten folgende wesentliche
Eckpunkte fixiert werden:
→	Grundsätzlich fixierte Kapitalverzinsung in Höhe von 6,42 % vor Steuern bis zum Jahr 2017
Der österreichische Verfassungsgerichtshof (VfGH) hat
die Systemnutzungstarife-Verordnungen (SNT-VO) der
Jahre 2009, 2010 und 2011 zur Gänze aufgehoben
(VfGH-Erkenntnis vom 27. September 2011, V 59/9).
Es kam zu einer Erstreckung der Anlassfallwirkung auf
alle beim VfGH anhängigen und ihm bekannten Verfahren,
selbst wenn im Detail die einzelnen Verordnungen von den
Gerichten noch nicht vorgelegt waren.
Die APG ist von der Aufhebung im Großteil aller bei Gericht
anhängigen Verfahren in Bezug auf Netznutzungsentgelt für Pumpspeicherkraftwerke, Netzverlustentgelt
und Systemdienstleistungsentgelt betroffen. Nach dem
verfassungsgerichtlichen Erkenntnis wurden die Verfahren
wieder aufgenommen und fortgesetzt.
Auch hinsichtlich der Systemnutzungsentgelte-Verordnungen (SNE-VO 2012 und 2013) wurden neue Verfahren
in Bezug auf Netznutzungsentgelt für Pumpspeicherkraftwerke, Netzverlustentgelt und Systemdienstleistungsentgelt eingeleitet oder bestehende Verfahren ausgedehnt.
Der VfGH hat das Netznutzungsentgelt für Pumpspeicherkraftwerke (VfGH-Erkenntnis vom 12. März 2012,
V 63/2012) und das Netzverlustentgelt (VfGH-Erkenntnis
vom 12. Oktober 2012, V 22/2012) als gesetzeskonform
Die Systemnutzungsentgelte-Verordnung (SNE-VO 2012)
wurde nun vom VfGH aufgehoben (VfGH-Erkenntnis vom
12. Dezember 2013, V 48/2013 und V 57/2013), die angefochtenen Bestimmungen der SNE-VO 2013 wurden gleichzeitig unter Verweis der ergänzenden Begriffsbestimmung
der „Ausfallsreserve“ als Anteil der Sekundärregelung
durch BGBl. I Nr. 174/2013 nicht aufgehoben.
→	Akontierung der Kapitalkosten für die Investitionen
des genehmigten Netzentwicklungsplans analog der
Vorgangsweise der Vorjahre
Die Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2014 (SNE-VO
2014) wurde am 20. Dezember 2013 veröffentlicht.
Die Tarifierungsbasis für die Brutto- und Nettotarife der
APG sinkt unter anderem durch die kostenmindernde
Berücksichtigung von internationalen Erlösen um 15 %
auf 124,4 Mio. €. Die gesamte Tarifierungsbasis (inklusive
der Ebene 3, der Verlustentgelte und der Systemdienstleistung) sinkt um 8,5 % auf 263,0 Mio. €. Die Entgelte für
Pumpspeicher bleiben unverändert. Für den Bezug von
Energie aus dem Netz für Zwecke der negativen Regelenergie werden ab 2014 Netznutzungsentgelte analog zu den
Pumpspeichern eingehoben.
Bei den Systemdienstleistungs- und Netzverlustentgelten
kommt es durch höhere Erzeugungsmengen (insbesondere die gute Wasserführung) im Vorjahr zu Senkungen um
8,9 % beim Systemdienstleistungsentgelt und um durchschnittlich 9,5 % beim Netzverlustentgelt (Ebene 1 und
Ebene 2). Abweichungen zu den tatsächlichen Beschaffungskosten des Jahres 2014 werden durch das Regulierungskonto aufgerollt und – analog zu Mengenabweichungen bei den Systemnutzungsentgelten – im Rahmen der
Tarife des Jahres 2016 abgegolten.
Aufhebung der SNT-VO 2009-2011 und SNE-VO 2012
Aufgrund der Aufhebung der SNT-VO 2009-2011
(VfGH-Erkenntnis vom 27. September 2011, V 59/9) und
SNE-VO 2012 (VfGH-Erkenntnis vom 12. Dezember 2013,
V 48/2013 und V 57/2013) durch den Verfassungsgerichtshof wurden für die damit drohenden Tarifrückzahlungen an die Erzeuger bilanzielle Vorsorgen in Höhe
der von den Klägern bezahlten Entgelte getroffen. Da bei
Vorliegen rechtskräftiger Urteile und den daraus folgenden
Rückzahlungen die APG von einer Abwicklung der Ausfälle
über das Regulierungskonto ausgeht, wurde im Gegenzug
ein entsprechender Aktivposten gebildet.
Bestätigung der SNE-VO 2013
Aufgrund der Bestätigung der Bestimmungen der
SNE-VO 2013 (VfGH-Erkenntnis vom 12. Dezember 2013,
V 48/2013 und V 57/2013) durch den Verfassungsgerichtshof mussten für das Jahr 2013 keine Rückstellungen gebildet werden.
Bei der in diesem Jahr erstmaligen Prüfung des Regulierungskontos durch die E-Control wurde die bilanzielle
Darstellung aus dem Jahr 2012 bestätigt. In der Höhe der
Beträge gab es keine Veränderungen. Zur erhöhten Transparenz und besseren Nachvollziehbarkeit wurde die bilanzielle Darstellung und Logik an die des Bescheides angepasst.
ElWOG 2010 § 59 (8)
Gemäß EIWOG 2010 § 59 (8) besteht die Möglichkeit, den
Timelag (zeitlicher Verzögerungseffekt) in der Abgeltung
durch die Systemnutzungsentgelte zu aktivieren bzw. die
Verpflichtung zu passivieren. Nach der derzeitigen Sicht
der Regulierung gilt der Zeitverzug in der Abgeltung für
all jene Kostenpositionen, bei denen der Regulator die
Kostenblöcke generell im Bescheid anerkannt hat. Bereits
in der Vergangenheit wurde bei diesen Kostenpositionen
bei Unterschreitung des im Bescheid zugestanden Wertes
die Differenz passiviert. Aufgrund des § 59 (8) besteht nun
das Wahlrecht bei Überschreitung des Wertes im Bescheid
einen Aktivposten anzusetzen. Im Zuge dessen wurden
2013 die Engpassmanagement-, Ex-ante- und Netzentwicklungsplan (NEP)-Kosten berücksichtigt.
Konkurs Alpine
Die Firma Alpine Bau GmbH brachte mit 19. Juni 2013 ihren
Konkursantrag ein und damit auch den Rücktritt aller
abgeschlossenen Verträge gemäß § 21 Insolvenzordnung.
Dies betraf in der APG vor allem die Verträge der zwei
Großprojekte „220-kV-Anlagenumbau Umspannwerk
Bisamberg“ und „110-kV-Anlage bzw. Betriebsgebäude
St. Andrä“.
Zur Ermittlung des Fertigungsstandes zwecks Leistungsabgrenzung hinsichtlich der Konkursmasse wurden
sämtliche laufende Projekte mit Vertretern des Masseverwalters evaluiert. Als Folge der Insolvenz wurden seitens der APG Neuvergaben gemäß Bundesvergabegesetz
(Ausschreibungen an mind. drei Bieter bei Auftragswerten
> 100.000 €) notwendig und durchgeführt.
Weiters wurde durch diese Insolvenz unter anderem
ein erheblicher Eigenaufwand für Aufarbeitung und Neuausschreibung der Projekte verzeichnet, außerdem wurden
laufende Gewährleistungen für fertiggestellte Projekte
Umsetzung der elektronischen Auftragsvergabe
Die elektronische Auftragsvergabe verfolgt das Ziel der
Steigerung von Nachhaltigkeit und Transparenz in der
Abwicklung von Vergabeverfahren und ist gemäß einer
EU-Richtlinie für öffentliche Auftraggeber und Sektorenauftraggeber verpflichtend bis 2016 umzusetzen. Die APG
hat sich mit dieser Entwicklung bereits 2012 aktiv auseinandergesetzt und nach einem intensiven Evaluierungsund Auswahlprozess im Jahr 2013, die elektronische
Ausschreibungsplattform „vemap“ erfolgreich implementiert. Diese wird seither laufend weiterentwickelt und um
zusätzliche Funktionen (z. B. Vergabeassistent, Lieferantenmanagement) ergänzt.
Mit Verordnung (EU) Nr. 260/2012 des Europäischen
Parlaments vom 30. März 2012 wurden die Rahmenbedingungen für den Übergang auf den Einheitlichen EuroZahlungsverkehrsraum (SEPA) geschaffen, welcher seitens
der EU-Kommission bis zum 1. August 2014 umgesetzt
werden muss. APG stellte bereits im 1. Quartal 2013 erfolgreich auf SEPA-Zahlungen um.
Versorgungssicherheit und Netzbetrieb
Transportierte Energiemenge
Im Jahr 2013 wurden vom 220-/380-kV-Netz der APG insgesamt 43.137 GWh transportiert. Damit wurde über das
220-/380-kV-Netz von APG Energie im Ausmaß von etwa
zwei Drittel des österreichischen Inlandsverbrauchs
(rd. 68.000 GWh; Höchstlast rd. 10.000 MW) transportiert.
Im Jahr 2013 verzeichnete die APG keine Versorgungsunterbrechungen und erfüllte ihren gesetzlichen Auftrag
für einen sicheren Netzbetrieb trotz kritischer Netzsituationen und Störfällen ohne Einschränkungen.
Im Zuge der Umstellung der Donauschiene (220-kV-Leitung vom Umspannwerk St. Peter bis zum Umspannwerk
Dürnrohr) auf 380 kV musste 2013 erstmals die Bereithaltung eines thermischen Kraftwerks bestellt werden, um
eine Redispatchmöglichkeit (thermische Mehr- bzw.
Mindererzeugung) im Nordosten Österreichs zu gewährleisten. Am 29. Mai 2013 kam es im Umspannwerk (UW)
St. Peter in Oberösterreich zu einem Brand aufgrund
eines Konstruktionsfehlers in der Schaltanlage des neuen
380-/220-kV-Transformators. Dennoch konnte durch umfangreiche netztechnische Maßnahmen und den raschen
Bau eines Provisoriums die Netzsicherheit gewährleistet und die starkstromwegerechtliche Kollaudierung der
380-kV-Donauschiene am 25. September 2013 erfolgreich
Am 2. Juni 2013 zerstörte ein Murenabgang fünf Masten
der 380-kV-Leitung Tauern–Lienz. Die Stromversorgung
konnte durch Umsetzung umfangreicher netztechnischer
Maßnahmen und die rasche Errichtung eines einsystemigen, anderthalb Kilometer langen 380-kV-Leitungsprovisoriums sichergestellt werden. Die Inbetriebnahme des
instand gesetzten Leitungszugs erfolgte am 24. Oktober
Im zweiten Halbjahr 2013 mussten umfangreiche und kostenintensive kraftwerksseitige Maßnahmen (Redispatch)
umgesetzt werden, um den unzulässig hohen Belastungen
der 380-kV-Leitung Slavetice (CZ)–Dürnrohr entgegenzuwirken. Ursachen dieser Überbelastung waren hohe
Ökostromexporte aus Deutschland sowie hohe Stromimporte in Österreich aufgrund geringer thermischer und
hydraulischer Erzeugung.
Die APG beschafft als zentraler Einkäufer die benötigte
Netzverlustenergie für einen Großteil der Netzbetreiber in
Österreich. Damit tritt das Unternehmen als Großeinkäufer
auf dem europäischen Strommarkt auf und führt eigene
marktbasierte Beschaffungsvorgänge zur Abdeckung
der Netzverlustenergie durch. Verbleibende Fehlmengen
werden täglich durch die APG auf Basis von Spothandelsgeschäften an den Strombörsen ausgeglichen. Durch ein
zentrales APG-Ausgleichsenergiemanagement werden die
teilnehmenden Netzbetreiber täglich mit den benötigten
Energiemengen zur Abdeckung ihrer Netzverlustenergie
Im Jahr 2013 war die APG mit rund 2,85 TWh für die
Beschaffung von rund 82 % der gesamten in Österreich
benötigten Netzverlustenergie (3,5 TWh) verantwortlich.
Aufgrund der erfolgreichen APG-Akquisitionsarbeit wird
dieser Anteil 2014 auf 92 % ansteigen. Die Anzahl der an
den Ausschreibungen teilnehmenden Anbieter konnte im
Jahr 2013 auf 15 erhöht werden. Insgesamt konnte im Vergleich zu 2012, analog zu den Großhandelspreisen an der
deutschen Börse EEX, ein Absinken der österreichischen
Preise beobachtet werden.
Darüber hinaus wurden Adaptierungen (z. B. Download
der Ausschreibungsergebnisse) am Handelssystem der
APG durchgeführt, welche die Stellung der APG als Serviceanbieter für den österreichischen Strommarkt weiter
Regelenergiebeschaffung
Nach der vollständigen Öffnung des nationalen Regelenergiemarktes im Jahr 2012 hat die APG 2013 Netzregelungsleistungen im Wert von 171,9 Mio. € beschafft.
Diese Summe teilt sich in Kosten für Primärregelung
(13,4 Mio. €), Sekundärregelung (124,4 Mio. €), Ausfallreserve (14,3 Mio. €), Tertiärregelung (15,0 Mio. €) und
ungewollter Austausch (4,8 Mio. €) auf.
Um dem Trend der Kostenerhöhungen im Bereich der Regelenergie entgegenzuwirken, setzt die APG zahlreiche Maßnahmen. So wurden 2013 zwei weitere Marktteilnehmer
für die Ausschreibungen der Primär- und Sekundärregelung
gewonnen. Zusätzlich werden aktuell die Präqualifikationsbedingungen für alle Regelenergiearten angepasst, um
auch die Teilnahme von kleinen Stromerzeugern, Pools von
Reserveeinheiten und industriellen Anlagen am Regelenergiemarkt zu erleichtern und die zukünftigen Vorgaben der
neuen europäischen Network Codes vorwegzunehmen.
Parallel dazu arbeitet die APG aktuell an der Einführung
eines elektronischen Abrufs der Tertiärregelleistung (nach
dem Vorbild der Merit-Order-List-Server in Deutschland),
um die Mindestgebotsgröße in den Ausschreibungen zur
Tertiärregelungsbeschaffung auf 5 MW zu reduzieren
(aktuell mindestens 10 MW für das erste Angebot und mindestens 25 MW für jedes weitere).
Die Umsetzung der oben genannten Maßnahmen ist für die
erste Jahreshälfte 2014 vorgesehen.
Netzsicherheit und Netzausbau
Die aktuellen Veränderungen im europäischen Stromsystem stellen den Netzbetrieb vor neue Herausforderungen
und haben in Kombination mit dem dynamischer werdenden Strommarkt weitreichende Auswirkungen auf das
Netz. Der forcierte Ausbau der Erzeugung aus erneuerbaren Energien führt zu räumlich veränderten Erzeugungsschwerpunkten und einem wesentlich volatileren Einspeiseverhalten. Für die Vermarktung des Stroms werden
von den Marktakteuren immer kürzere Vorlaufzeiten an
den Strombörsen gefordert, um kurzfristig Erzeugungsschwankungen vermarkten zu können. Dadurch ist ein
stark steigender Intraday-Handel zu beobachten.
Hohe Einspeisungen aus erneuerbaren Energien in
Deutschland (Windkraft und Photovoltaik) und der Export
des Stromüberangebots führen immer wieder zu Engpässen und kritischen Situationen an bestimmten Schwachstellen im österreichischen Übertragungsnetz. Die im
Vergleich zur Vergangenheit steigenden Transportleistungen und die erhöhte Dynamik der Stromflüsse zeigen, dass
ein sicherer Netzbetrieb immer anspruchsvoller wird.
Der im November 2013 veröffentlichte Masterplan 2030
stellt die Grundlage für die strategische Langfristentwicklung des APG-Netzes dar. Aufbauend auf zukünftigen energiewirtschaftlichen Entwicklungsszenarien, definiert er die
erforderlichen Ausbauschritte für das APG-Zielnetz 2030.
Die Basis für die Ermittlung der untersuchten Masterszenarien waren umfassende Expertenanalysen (national und
international) sowie ein breit angelegter Beteiligungsprozess, in dessen Rahmen alle energiewirtschaftlich relevanten Player mit einbezogen wurden. In allen analysierten
Szenarien wurde die Robustheit des österreichischen
380-kV-Sicherheitsringkonzepts bestätigt. Der Masterplan
2030 steht im Internet als Download zur Verfügung:
http://www.apg.at/de/netz/netzausbau/masterplan
Der Netzentwicklungsplan (NEP) ist eine gesetzliche Verpflichtung (gemäß ElWOG 2010 § 37) und basiert auf den
langfristigen strategischen Planungen des Masterplans
2030, detaillierten Netzanalysen sowie den bei APG angefragten Netzanschluss- bzw. Netzverbundprojekten.
Die APG teilt mittels NEP allen Marktteilnehmern mit, welche langfristig wichtigen Übertragungsinfrastrukturen im
Netz der APG ausgebaut werden müssen. Der NEP enthält
eine Auflistung bereits beschlossener Investitionen sowie
Projekte, welche binnen der nächsten drei Jahre verpflichtend umzusetzen sind. Darüber hinaus ist im NEP die
weitere Netzausbauplanung für die nächsten zehn Jahre
Der NEP 2013 umfasst den Planungszeitraum 2014 bis
2023 und wurde von der österreichischen Regulierungsbehörde E-Control Austria per Bescheid im Dezember 2013
genehmigt. Er umfasst in Summe 46 Netzausbauprojekte, wobei im Vergleich zum NEP des Vorjahres zehn neue
Projekte zur Genehmigung eingereicht wurden. Notwendig
→	neue Leitungen im Ausmaß von rd. 260 km und rd. 330 km Upgrades von bestehenden Leitungen
(z. B. Auflegen zusätzlicher Systeme, Spannungsum	stellung) sowie
→	der Neubau und die Erweiterung von rd. 25 Umspann-
werken mit ca. 190 neuen Schaltfeldern und rd. 50 neuen Transformatoren
Projekt Salzburgleitung
Die 380-kV-Salzburgleitung ist von wesentlicher Bedeutung für die Abstützung der regionalen Verteilernetze in
Salzburg und Oberösterreich. Sie ist ein wichtiger Abschnitt des österreichischen 380-kV-Sicherheitsrings
und ermöglicht den weiteren Ausbau der Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien in Österreich. Das Projekt wird
als TEN-E-Projekt (Transeuropäische Energienetze) aus
Mitteln der Europäischen Union gefördert. Die europäische
Bedeutung wurde durch die Aufnahme in die Liste der europäischen PCI-Projekte untermauert.
Beim ersten Abschnitt der 380-kV-Salzburgleitung (vom
Netzknoten St. Peter zum Umspannwerk Salzburg), welcher seit März 2011 im Erstausbauzustand im 220-kVBetrieb ist, erfolgt derzeit das bescheidgemäße Monitoring
der Behördenauflagen in der Betriebsphase.
Für den zweiten Abschnitt der 380-kV-Salzburgleitung
(vom Netzknoten St. Peter zum Netzknoten Tauern)
wurde gemeinsam mit dem Genehmigungsantrag und den
technischen Einreichunterlagen im September 2012 die
Umweltverträglichkeitserklärung (UVE) bei den beiden zuständigen UVP-Behörden in Oberösterreich und in Salzburg
eingereicht. Die Veröffentlichung des behördlichen Ediktes
zur Auflage der Projektunterlagen erfolgte am 28. Februar
2013 in Salzburg und am 15. März 2013 in Oberösterreich.
Damit wurde auch offiziell das Umweltverträglichkeitsprüfungsverfahren (UVP) unter Beiziehung der Öffentlichkeit
Die öffentliche Auflage der Projektunterlagen durch die
Behörden in allen Standortgemeinden in Salzburg und
Oberösterreich sowie die Stellungnahmefrist zur Einbringung von Einwendungen erfolgte vom 20. März 2013 bis
15. Mai 2013. Insgesamt wurden ca. 1.200 Einzeleinwendungen eingebracht, wobei ein Großteil davon (ca. 90 %)
aus standardisiert verfassten Einsprüchen besteht. Von
den 41 Gemeinden im Projektgebiet brachten 14 Gemeinden eine Stellungnahme gegen das Projekt ein.
Bis Ende 2013 wurden von den Behörden-Sachverständigen die Umweltverträglichkeitsgutachten erstellt sowie
Stellungnahmen zu sämtlichen Einwendungen verfasst.
Am 8. Jänner 2014 erfolgte die Veröffentlichung des
UVP-Gutachtens per Edikt. Die mündliche UVP-Verhandlung wird laut Edikt vom 2. bis 5. Juni 2014 stattfinden.
Mit dem Baubeginn kann aufgrund des zu erwartenden Verfahrensablaufs frühestens Ende 2015 gerechnet werden.
Die Inbetriebnahme ist folglich für 2019 geplant.
Projekt Deutschlandleitung
Der massive Ausbau der erneuerbaren Energie im Norden
Deutschlands führt zu einer Intensivierung des Energieaustausches zwischen Österreich und Deutschland. Dies
führt – auch durch die Interaktion mit den österreichischen Pumpspeicherkraftwerken – zu steigenden Netzbelastungen an den 220-kV-Kuppelleitungen in St. Peter
(deutsch-österreichische Staatsgrenze). Die Übertragungskapazitäten der 220-kV-Leitungen sind zeitweise
stark ausgelastet und erfordern häufig Markteinschränkungen und ein kostenintensives Engpassmanagement.
Durch den absehbaren weiteren Ausbau der erneuerbaren
Energien in Europa sind auch weiter steigende Leistungsflüsse auf den Leitungsverbindungen nach Deutschland zu
Der deutsche Netzbetreiber TenneT TSO und die APG
planen deshalb bis 2017 einen 380-kV-Ersatzneubau vom
Netzknoten St. Peter zu den nächsten leistungsstarken
deutschen Netzknoten Isar und Ottenhofen. Damit soll
eine zusätzliche leistungsstarke 380-kV-Netzverbindung
zwischen Österreich und Deutschland geschaffen werden. Die APG ist für den rund drei Kilometer langen Leitungsabschnitt zwischen St. Peter und der Staatsgrenze
verantwortlich. Mit der neuen Leitung soll das gemeinsame
deutsch-österreichische Marktgebiet forciert und die
Interaktion der Erneuerbaren mit den Pumpspeicherkraftwerken in Österreich ermöglicht werden.
Aufgrund der positiven Effekte für die Integration der Erneuerbaren einerseits und der Marktintegration (Stichwort
Market Coupling) andererseits wird das Projekt von der EU
als TEN-E-Projekt gefördert und findet sich auf der Liste
der PCI-Projekte wieder.
Einbindung der Windkraft im Osten Österreichs
Für Niederösterreich, das Burgenland und den Großraum
Wien liegen aktuell Ausbaupläne für Windparks mit rd.
2.000 MW Einspeiseleistung vor. Bis 2017 ist mit einer Erhöhung der Windkraftleistung auf insgesamt rd. 3.500 MW
zu rechnen. Da diese Leistungen (insbesondere im Burgenland und im Weinviertel) den lokal auftretenden Verbrauch
teils um ein Vielfaches übersteigen, muss die erzeugte
elektrische Energie in das APG-Netz eingespeist werden.
Aufgrund der lokalen Konzentration müssen neue
Einspeisepunkte ins 380-kV-Netz der APG und
380-/110-kV-Übergabestellen zu den Verteilernetzen
In den kommenden vier Jahren sind dafür umfangreiche
Ausbauten der bestehenden 380-kV-Umspannwerke
Zurndorf, Sarasdorf, Bisamberg und Dürnrohr vorgesehen. Zusätzlich soll im nördlichen Weinviertel bis 2017
ein 220-/110-kV-Einspeisepunkt für den niederösterreichischen Verteilnetzbetreiber, Netz Niederösterreich,
Weitere Projekte und Betriebsinvestitionen
Neben den oben beschriebenen Großprojekten und Erweiterungsinvestitionen sind in den kommenden Jahren
aufgrund steigender Anforderungen (z. B. an die Kurzschlussfestigkeit von Schaltanlagen) sowie altersbedingt Generalerneuerungen und Ersatzneubauten von
Schaltanlagen bzw. 220-kV-Leitungen erforderlich. In
Vorbereitung der nötigen Generalerneuerung wird etwa für
die 220-kV-Leitung St. Peter–Hausruck–Ernsthofen der
Ersatzneubau in einem Vorprojekt in den Jahren 2013
und 2014 untersucht und vorbereitet.
Darüber hinaus sind für mehrere Leitungszüge – mit dem
Ziel der Sicherstellung der Dauerbelastbarkeit der Leiterseile und der erforderlichen Bodenabstände auch bei hohen
Umgebungstemperaturen im Sommer (Ertüchtigungen
auf 80°C-Seilkurven) – vorgesehen. Dadurch können die
Betriebssicherheit und die n-1-Reserven erhöht und der
Umfang des Engpassmanagements reduziert werden. Die
80°-Ertüchtigungen sind zudem Voraussetzung für den
Einsatz von Thermal Rating auf bestimmten hochbelasteten Leitungszügen. Unter Thermal Rating versteht man
den an die Umgebungsbedingungen (Temperatur, Wind,
Sonneneinstrahlung usw.) angepassten Betrieb von Freileitungen, der es ermöglicht – unter günstigen Verhältnissen
(kühl und windig) –, die bestehende Leitungskapazität
besser auszulasten.
Das gesamte von APG geplante Investitionsvolumen inklusive Umspannwerke und Betriebsinvestitionen laut NEP
2013 beträgt für die nächsten zehn Jahre rund 2,6 Mrd. €.
Da bei APG-Projekten die österreichische Wertschöpfung
laut Studien der Technischen Universität Graz und des
Industriewissenschaftlichen Instituts (IWI) bis zu 70 %
beträgt, wirkt die Umsetzung der APG-Projekte nicht nur
als wesentliche konjunkturbelebende Maßnahme, sondern
sichert auch nachhaltig den österreichischen Wirtschaftsstandort. Je investierter Milliarde Euro werden laut erwähnter Studien rund 13.000 Arbeitsplätze in Österreich
Inter TSO Compensation (ITC)
ITC ist ein Kompensationsmechanismus für die mit
grenzüberschreitenden Lieferungen von elektrischer Energie verbundenen Netznutzungskosten. Nach den Leitlinien
der Europäischen Kommission für die ITC zum Ausgleich
von internationalen Stromtransportkosten wurde im Rahmen der ENTSO-E ein multilateraler Vertrag zwischen den
europäischen TSOs abgeschlossen. Gemäß den Leitlinien
ist die Gesamthöhe für diesen europäischen Kostenausgleich mit 100 Mio. € gedeckelt. Die Regulatorenagentur
ACER hat 2012 begonnen, die Höhe dieses Ausgleichstopfs zu überprüfen, und 2013 dazu eine Stellungnahme
vorgelegt.Vorläufig konnte die Beibehaltung der 100 Mio. €
erreicht werden, unter anderem gestützt durch eine Studie, welche APG mit Swissgrid vorgelegt hat. ACER kündigt
in ihrer Stellungnahme eine zukünftige ,,große“ Lösung an,
welche Regelungen für die Kapazitätsauktionen (speziell
Methoden der lastflussbasierten Kapazitätsvergabe), eine
Kompensation für das verstärkte Auftreten von ,,Loop
Flows“ und neue Regulierungen für transeuropäische
Energieinfrastruktur beinhalten soll. Als Zeitrahmen für
die erneute Evaluierung beziehungsweise Entwicklung der
neuen Regelungen wurde 2013 bis Ende 2015 festgesetzt.
Allokationsmanagement CAO, CASC, Regionen
Mit dem Ziel der Vollendung des EU-Binnenmarktes bis 2014
wurden im Jahr 2006 als Zwischenschritt regionale Initiativen (regionale Märkte) gegründet. Hier arbeiten mehrere
Nachbarländer und deren Regulierungsbehörden gemeinsam mit der EU-Kommission, Unternehmen und anderen
Interessengruppen zusammen, um mögliche Hindernisse
im Stromsektor zu beseitigen. Österreich ist aufgrund der
EU-Verordnung 714/2009 in zwei Regionen, Central Eastern
Europe (CEE) und Central Southern Europa (CSE), Mitglied
und wurde von den zuständigen Ministern der Marktregion
Central Western Europe (CWE) 2011 ebenfalls offiziell als
Mitglied aufgenommen. In Südosteuropa ist die APG als Beobachter eingebunden. Ziel des 3. EU-Binnenmarktpakets
ist die Schaffung eines einheitlichen Elektrizitätsmarkts
mit einem europäischen Preiskopplungsmechanismus bis
2014, wobei die derzeitigen regionalen Märkte sukzessive
in einen einzigen Strommarkt integriert werden sollen.
Die APG an der Schnittstelle zwischen West- (CWE),
Ost- (CEE) und Südeuropa (CSE) erfüllt hier eine wichtige
Brückenfunktion im Zusammenwachsen dieser Märkte.
In der Region CEE wurde das zentrale Auktionshaus Central Auction Office (CAO) zur koordinierten Vergabe von
engpassbehafteten Grenzkapazitäten errichtet, an dem
die APG 12,5 Prozent der Anteile hält. Dieses Auktionshaus
bewirtschaftet zentral alle Grenzen im CEE-Raum und hat
Mitte 2011 ein lastflussbasiertes Versteigerungssystem
zur Marktreife gebracht. Die APG hält seit vier Jahren die
Position des Aufsichtsratsvorsitzenden beim CAO.
Für die Region CSE hat das Auktionshaus für die Region
CWE, die Capacity Allocation Service Company (CASC),
2011 auch die Grenzkapazitätsauktionen für den CSERaum inklusive der Grenze Österreich-Schweiz übernommen. Dieses Auktionshaus, an dem die APG 8,33 % der
Anteile hält, ist damit das erste regionenüberschreitende
Auktionshaus für Transportkapazitäten in Europa.
Bereits 2012 wurde die Entscheidung getroffen, einen Zusammenschluss der beiden Auktionshäuser CASC und CAO
zu forcieren. 2013 wurde von den teilnehmenden TSOs ein
Steering Committee benannt, welches nun ein konkretes
Prozedere für die Zusammenlegung ausarbeiten soll.
Die „TSO Security Cooperation“ (TSC) ist eine Kooperation
von zwölf europäischen Übertragungsnetzbetreibern. Sie
haben sich zum Ziel gesetzt, die Sicherheit in den Höchstspannungsnetzen in Zentraleuropa weiter zu erhöhen.
Im Jahr 2013 nahm das „TSC Joint Office“ in München seine Tätigkeit auf. Seine Aufgaben umfassen die Koordination
der Ergebnisse aus der gemeinsamen Day-ahead- und
Intraday-operativen Netzbetriebsplanung aller zwölf TSCPartner-TSOs, die Bedarfsanalyse und die Weiterentwicklung der TSC-IT-Umgebung sowie Steuerung der TSC-Software- und Systemlieferanten. Acht „TSC-Agents“ arbeiten
in 24-Stunden-Schichten mit den „Operational Planners“
der TSOs zusammen und stimmen im kontinuierlichen
Prozess das gemeinsame Netzmodell, die Netzsicherheitsanalyseergebnisse und Maßnahmen einschließlich des
Kraftwerksredispatch miteinander ab. Die „TSC-Analysts“
führen umfangreiche Ex-post-Ergebnisanalysen durch
und planen bzw. entwickeln die zukünftigen Lösungen für
einen effizienten Betriebsplanungsprozess. Nach ersten
Erfahrungen im Jahr 2013 wurde seitens der TSC-PartnerTSOs im November 2013 beschlossen, im Jahr 2014 das
Joint Office in einer Gesellschaft mit beschränkter Haftung
Nach abgeschlossener Mitarbeiterausbildung und technischen Vorbereitungen begann auch in der APG-Steuerzentrale mit 30. September 2013 die operative Netzbetriebsplanung im 24/7-Schichtbetrieb. Angesichts der weiter
zunehmenden Volatilität und Dynamik der erneuerbaren
Erzeugung und des Strommarkts in Europa ist der TSCIntradayprozess bereits heute für den sicheren Netzbetrieb
Im Jahr 2013 wurden auch Vorbereitungen für die Umsetzung der „D-2-Kapazitätsberechnung“ (zwei Tage im Voraus) an allen Grenzübergabestellen getroffen, wobei TSC
einerseits diese Funktion vom Central Allocation Office und
andererseits die Koordination mit den angrenzenden TSOs
in Frankreich, Großbritannien und Italien übernehmen wird.
Ein wichtiges Projekt, das 2013 vorbereitet wurde, ist die
Entwicklung einer gemeinsamen TSC-Anwendung für die
mittelfristige koordinierte Abschaltplanung aller TSC-TSOs.
Alle Standorte und Leitungen der APG sind nach EMASVerordnung (Europäisches Umweltmanagementsystem),
ISO 14001 (Internationales Umweltmanagementsystem),
ISO 9001 (Internationales Qualitätsmanagementsystem),
OHSAS 18001 (Sicherheits- und Gesundheitsmanagementsystem) und ISO 27001 (Informationssicherheitsmanagement) zertifiziert. Vorteile der Anwendung und
jährlichen externen Beurteilung des integrierten Managementsystems sind die kontinuierliche Verbesserung in allen
Bereichen, Leistungs- und Effizienzsteigerung, erhöhte
Rechtssicherheit, die Überprüfung der Anwendung der
festgelegten Regelungen und eine Optimierung durch die
externe Sicht der Auditoren.
Auch 2013 wurden die Synergien des integrierten Managementsystems (IMS) wieder durch die gemeinsame
Auditierung aller in der APG angewandten Normen optimal
genutzt. Ein Team aus zwei Auditoren der Lloyd’s Register
Quality Assurance (LRQA) und der Auditor der CIS – Certification & Information Security Services GmbH überprüften
gemeinsam eine Woche lang das Managementsystem der
APG nach den Normanforderungen.
Im Rahmen dieses ersten Überwachungsaudits im Zertifizierungszyklus konnte festgestellt werden, dass ein stabiles integriertes Managementsystem aufrecht erhalten
wird. Aufgaben und Verantwortlichkeiten sind geregelt,
Prozesse und Abläufe gut dokumentiert. Die kontinuierliche
Verbesserung konnte unter anderem anhand der Umsetzung der Maßnahmen aus den Audits der Vorjahre, der Tätigkeiten des Grid Analysis Teams und dem IMS-Programm,
das im Nachhaltigkeitsbericht dargelegt ist, dargestellt
werden. Die Zertifikate wurden daher für das Umwelt-, Qualitäts-, Sicherheits- und Gesundheitsmanagement sowie
das Informationssicherheitsmanagement verlängert.
Nachhaltigkeit in der APG
Die APG ist für die sichere Stromversorgung aller Österreicher nicht nur heute, sondern auch in Zukunft verantwortlich. Dieser Herausforderung kommt die APG nicht nur
vorausschauend und gewissenhaft nach, sondern sie achtet dabei auch auf eine nachhaltige Ausrichtung. In ihrem
Unternehmensleitbild bekennt sich die APG zu den Grundsätzen nachhaltigen Handelns. Die klassischen drei Säulen
der Nachhaltigkeit (Ökonomie, Ökologie und Soziales) bilden den Rahmen für die Initiativen der APG. Eine Unternehmenspolitik, die neben den ökonomischen Anforderungen
zugleich die ökologischen Grenzen respektiert und soziale
Ausgewogenheit anstrebt, ist dafür die Basis.
2011 wurde von der APG der erste eigene Nachhaltigkeitsbericht erstellt. Diese Publikation bietet der ��ffentlichkeit
neben der generellen Unternehmensdarstellung und Projektberichten eine Sammlung von Daten und Kennzahlen
für die Bereiche Wirtschaft, Umwelt und Soziales für das
Berichtsjahr 2011. Im Jahr 2013 wurde auf der APG-Website eine Aktualisierung der Nachhaltigkeitsdaten 2012
veröffentlicht, die nur in Verbindung mit dem Bericht 2011
gilt. Diese Datenaktualisierung 2012 enthält zugleich die
geprüfte Umwelterklärung nach EMAS III-VO.
Für eine transparente leistungs- und erfolgsorientierte
Entlohnung sorgen standardisierte Gehaltssysteme für alle
Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. Eine unternehmensweite
Definition von einheitlich strukturierten Stellenbeschreibungen in Verbindung mit der Festlegung einer Modellstellen-Sollstruktur je Organisationseinheit sorgen für Effektivität und Homogenität in der täglichen Personalarbeit.
In Umsetzung der neuen Bestimmungen des Gleichbehandlungsgesetzes wurde 2013 erstmalig ein Einkommensbericht erstellt und an die Organe der Arbeitnehmerschaft
Für die weitere Steigerung des Bekanntheitsgrades der
Arbeitgebermarke APG wurden neue zielgruppenspezifische Maßnahmen gesetzt und bestehende Kooperationen
intensiviert. 2013 wurde etwa ein Lehrlingsvideo produziert, welches zur Deckung des zukünftigen Bedarfs an
Facharbeitern beitragen soll, die aus der eigenen Lehrlingsausbildung stammen.
2013 war hinsichtlich der weiteren Steigerung des Frauenanteils in der APG-Belegschaft ein erfolgreiches Jahr.
Mittels gezielter Maßnahmen konnte im abgelaufenen
Geschäftsjahr der Frauenanteil an den Neuaufnahmen auf
ein Drittel erhöht werden.
Die Fähigkeiten und der Einsatz unserer Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter tragen wesentlich zur Weiterentwicklung
der APG bei. Gezielte Personalentwicklungsprogramme
sollen die Qualifikation des APG-Personals bei steigenden
Anforderungen sicherstellen.
Zur Bewältigung der Auswirkungen des demografischen
Wandels bedarf es einer konsequenten und umsichtigen Personalplanung, die Klarheit über den zukünftigen
Personalbestand und -bedarf schafft. Damit wird die
personalwirtschaftliche Grundlage für zielgerichtete
Handlungsoptionen generiert, womit Impulse für Entscheidungsszenarien gegeben werden können.
Im Bereich Aus- und Weiterbildung wird ein Schwerpunkt
im technischen, insbesondere im netzbetrieblichen Weiterbildungssegment gesetzt. Durch spezifische Schulungen
und Workshops kann die hohe Qualität des Netzbetriebs
sichergestellt werden. Aufgrund der steigenden Vernetzung mit den europäischen Partnerunternehmen bildet die
Pflege und Verbesserung der Fremdsprachenkenntnisse
unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter einen weiteren
Forschung, Innovation und Umwelt
Im Jahr 2013 bearbeitete die APG insgesamt 28 – teils
mehrjährige – Forschungsprojekte. Sieben davon konnten
2013 abgeschlossen werden. Der F&I-Fokus der APG liegt
vor allem in der anwendungsorientierten Forschung, bei
welcher in Kooperation mit Wirtschaft und Wissenschaft
technische Lösungen zu konkreten Aufgabenstellungen
Einen Schwerpunkt bildete die Entwicklung energiewirtschaftlicher Szenarien, welche die Auswirkungen neuer
Energiesysteme auf die Netzinfrastruktur und den Markt
analysieren. Diese bilden unter anderem die Basis für die
APG-Netzplanung (Masterplan, Netzentwicklungsplan) und
unterstützen die Planung des Stromübertragungssystems
auf europäischer Ebene. Auch das Thema Smart Grid war
Gegenstand der APG-Forschungsprojekte 2013. Teil des
Projekts Active Demand Side Management (aDSM) war
etwa die Entwicklung eines neuen Photovoltaik-Prognosetools, welches im täglichen Fahrplanmanagement für die
Ökobilanzgruppe bereits in Anwendung ist.
Auch die Leitungsinstandhaltung wird vor neue Herausforderungen gestellt. Es wird immer schwieriger, gesicherte
Leitungsabschaltungen für bevorstehende Inspektionen
langfristig zu planen. Deshalb setzt die APG seit August
2012 auch einen UAV (Unmanned Aerial Vehicle/Multikopter) ein. Mit einer integrierten Kamera macht das Gerät
Luftaufnahmen von Freileitungen und Umspannwerken,
anhand derer der Zustand der Anlagen bewertet wird, ohne
dafür Abschaltungen vornehmen zu müssen.
Auch an den technologischen Grundlagen für internationale
Kooperationen im Bereich der Netzsicherheit wird gearbeitet. So sind innovative Tools wie das Echtzeit-Alarmierungs- und Informationssystem RAAS (Realtime
Awareness and Alarm System) und das Daten-Analyse-Instrument CTDS (Common Tool for Data Acquisition and
Security Analysis), die von allen TSC-Mitgliedern genutzt
werden, die Grundlage für die TSO Security Cooperation
(weitere Informationen im APG-Forschungsbericht unter
www.apg.at).
In der Systemführung sieht sich die APG zunehmend mit
kritischen Lastflusssituationen und dem Erreichen der
Stabilitätsgrenzen in ihrem Netz konfrontiert. Zur Aufrechterhaltung der Netzsicherheit werden daher laufend
neue Monitoringsysteme wie Thermal Rating, Eiswalzenmonitoring oder das Wide Area Measurement entwickelt,
welche teilweise bereits im Produktivbetrieb sind.
573.713,6
536.430,1
Ergebnis vor Zinsaufwendungen
68.683,2
43.017,7
50.272,3
19.683,0
37.661,8
15.570,5
1.089.183,0
1.068.600,4
Die Umsatzerlöse der APG stiegen im Vergleich zum vergangenen Jahr um 37,3 Mio. € auf 573,7 Mio. €. Die im Jahr
2012 gebildete Rückstellung für die mögliche Aufhebung
der Systemnutzungsentgelte-Verordnung (SNE-VO) 2012
wurde neu bewertet und zum Großteil aufgelöst. Aufgrund
der vergangenen, bestätigenden VfGH-Erkenntnisse zum
Netzverlustentgelt, Netznutzungsentgelt für PSKW sowie
aufgrund der Bestätigung des Systemdienstleistungsentgelts unter Zugrundelegung der SNE-VO 2013 bedarf
es keiner weiteren Vorsorgen. Die zuvor genannte Rückstellungsauflösung sowie die gestiegenen Systemdienstleistungserlöse aufgrund eines höheren Tarifes waren die
Hauptgründe für die Umsatzerlössteigerung.
Im Strombezug kann der gestiegene Regelenergieaufwand
sowie der höhere Aufwand für Engpassmanagement durch
den gesunkenen Aufwand für Verlustenergiebeschaffung
Der Personalaufwand ist gegenüber dem vergangenen Jahr
um 2,3 Mio. € auf 54,5 Mio. € gesunken. Dieser Rückgang
ist im Wesentlichen auf einen gesunkenen Aufwand für
das Sozialkapital zurückzuführen. Die versicherungsmathematischen Verluste aufgrund der Zinssatzsenkung im
Sozialkapital von 4 % auf 3,5 % im Jahr 2013 sind geringer
ausgefallen als die negativen Effekte im Sozialkapital im
Der sonstige betriebliche Aufwand stieg im Jahr 2013 von
62,8 Mio. € um 4,8 Mio. € auf 67,6 Mio. €. Dieser Anstieg ist
im Wesentlichen mit der Nachdotierung der Tarifvorsorge
für Auktionserlöse aufgrund der Senkung des Diskontierungssatzes sowie dem zusätzlichen Aufwand für außerordentliche Schäden im Jahr 2013 begründet.
Das Ergebnis vor Zinsaufwendungen und Steuern (EBIT)
beträgt 68,7 Mio. € und ist im Vergleich zum vergangenen
Jahr um 25,7 Mio. € gestiegen. Wesentlicher Effekt war die
Steigerung der Umsatzerlöse, die die Erhöhung der Kosten
für Regelenergieaufwand und den sonstigen betrieblichen
Aufwand kompensierte.
Durch die Senkung des Zinssatzes konnten die Zinsaufwendungen um 4,9 Mio. € gesenkt werden. Damit und mit
der Erhöhung des EBIT stieg das Ergebnis der gewöhnlichen
Geschäftstätigkeit (EGT) um 30,6 Mio. € auf 50,3 Mio. €.
Der Jahresüberschuss beläuft sich auf 37,7 Mio. € und liegt
damit um 22,1 Mio. € über dem des vergangenen Jahres.
Im Bilanzgewinn verbleibt ein Betrag in Höhe von 10,4
Mio. €, der 2014 zur Ausschüttung gelangt.
1.187.113,2
1.155.153,9
260.060,3
262.989,8
-522.147,1
-210.036,9
772.044,7
925.245,1
Netto-Geldfluss aus Finanzierungstätigkeit
Nettoverschuldung (net debt) 1)
Netto-Geldfluss aus operativer
Netto-Geldfluss aus Investitionstätigkeit
312.967,8
274.284,7
635.031,9
285.541,3
Gearing (Nettoverschuldungsgrad)
112.884,8
76.023,6
Im Anlagevermögen ist ein Nettozugang in der Höhe von
32,0 Mio. € auf 1.187,1 Mio. € zu verzeichnen, da die
Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und
Sachanlagen in Höhe von 104,9 Mio. € die Abschreibungen
deutlich überstiegen haben.
Die Forderungen sind von 257,5 Mio. € auf 248,0 Mio. €
gesunken – im Wesentlichen durch die Auflösung von Aktivposten, die zur Abdeckung der Unterdeckungen in Bezug
auf die Netzverluste und Sekundärregelung sowie als Gegenposition zur Rückstellung zur SNE-VO gebildet wurden.
Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen sind um 6,6 Mio. € von 562,9 Mio. € auf 569,6 Mio. €
gestiegen. Dagegen stiegen die Verbindlichkeiten aus
Lieferungen und Leistungen um 5,3 Mio. € auf 14,5 Mio. €.
Die Verbindlichkeiten insgesamt stiegen um 126,7 Mio. €
auf 709,0 Mio. €.
Die kurzfristigen Schulden stiegen um 349,4 Mio. €. auf
635,0 Mio. €. Durch die Umstellung der Finanzierung im
Zuge des Unbundlings wurde ein langfristiger Kredit in
Höhe von 250,0 Mio. € vorläufig auf kurzfristig umgestellt.
Durch die Umstellung der Tarifvorsorgen von langauf kurzfristig und die Neubildung kurzfristiger Tarifrückstellungen erhöhten sich die kurzfristigen Schulden um
85,0 Mio. €.
97.924,0
129.070,04
-117.043,0
-138.314,0
10.992,3
-14.575,4
-18.642,4
Das Finanzergebnis verbesserte sich um 4,1 Mio. € auf
-14,6 Mio. € gegenüber dem vergangenen Jahr. Dies ist insbesondere auf eine Reduktion der Zinssätze im Jahr 2013
Die Reduktion des Nettoverschuldungsgrades von
295,8 % auf 220,1 % ist im Wesentlichen auf die Reduktion
der verzinslichen Rückstellungen begründet.
Die Geldflüsse des Geschäftsjahres sind nachfolgend in
einer separaten Aufstellung dargestellt.
Im Jahr 2013 stellt die fiktive Schuldentilgungsdauer gem.
§ 24 URG eine Sonderposition dar, da sie negativ ausfällt.
Die Begründung liegt im geänderten bilanziellen Ansatz
der 2012 gebildeten regulatorischen Tarifvorsorgen. Bis
2012 wurden sie als langfristige verzinsliche Rückstellungen ausgewiesen, ab 2013 als kurzfristige unverzinsliche
Verbindlichkeit. Neu gebildete Tarifvorsorgen werden als
kurzfristige, unverzinsliche Verbindlichkeitsrückstellung
bilanziert. Zusätzlich wird 2014 mit der Verwendung der
SNT- und SNE-VO-Rückstellung (Rückzahlung) gerechnet.
Die gebildeten Rückstellungen sind somit im Jahresabschluss 2013 als kurzfristig anzusehen. Die Kennzahl ist
somit 2013 nicht aussagekräftig.
Dieser Mittelabfluss verursacht einen negativen Cashflow
aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit.
Die Kennzahl wurde überarbeitet, und die Vorjahreszahlen wurden angepasst.
Geldflussrechnung1)
IN TSD. € Erläuterung
70.369,5
66.041,1
Ergebnis aus dem Abgang von Anlagen
Veränderung der langfristigen Rückstellungen und der latenten Steuerschulden
-170.048,0
44.067,9
Veränderung der langfristigen Verbindlichkeiten
72.693,9
Veränderung der langfristigen sonstigen Forderungen und Vermögensgegenstände und
der aktiven latenten Steuern
41.645,5
-11.325,5
-7.222,4
-30.252,7
-118.884,9
Erträge aus der Auflösung von Baukostenbeiträgen u. Investitionszuschüssen
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen
Veränderung der Leistungsforderungen sowie der sonstigen Forderungen
56.603,6
6.743,0
38.087,5
114.908,2
129.070,0
-119.852,7
-142.001,7
Abgänge von immateriellen Vermögensgegenständen und Sachanlagen
Veränderung der Leistungsverbindlichkeiten sowie der sonstigen Verbindlichkeiten
Veränderung der kurzfristigen Rückstellungen und der laufenden Steuerschulden
Netto-Geldfluss aus operativer Tätigkeit (1)
Abgänge von Finanzanlagen
Netto-Geldfluss aus Investitionstätigkeit	(2)
Erhaltene Baukostenbeiträge und Zuschüsse
Abgänge Baukostenbeiträge und Zuschüsse
22.117,0
Ein- bzw. Auszahlungen aus der Zu- bzw. Abnahme der Konzernfinanzierungen
-20.902,8
Ein- bzw. Auszahlungen aus der Zu- bzw. Abnahme der Konzernclearingsalden
21.352,4
Abgeführter Gewinn
Netto-Geldfluss aus Finanzierungstätigkeit	(3)
Veränderung liquide Mittel
7.031,0
Liquide Mittel per 01.01.
Liquide Mittel per 31.12.
11.393,3
Die Geldflussrechnung wurde 2013 einer Überarbeitung unterzogen, und die Vorjahreswerte wurden angepasst.
inklusive aktive Rechnungsabgrenzungsposten
inklusive passive Rechnungsabgrenzungsposten
(1) zu Netto-Geldfluss aus operativer Tätigkeit
Der Netto-Geldfluss aus der operativen Tätigkeit wird nach
der indirekten Methode ermittelt und sank gegenüber dem
Vorjahr um 31,1 Mio. € auf 97,9 Mio. €.
Die wesentlichen Positionsverschiebungen resultieren aus
der Änderung des bilanziellen Ansatzes für regulatorische
Tarifvorsorgen. Bisher wurden sie im Jahr der Bildung als
langfristige, abgezinste Rückstellungen angesetzt. Ab
2013 werden neu gebildete Posten als kurzfristige, nicht
abgezinste Verbindlichkeitsrückstellung angesetzt und im
Folgejahr mit Feststellung im Bescheid des Regulators in
eine Verbindlichkeit umgebucht.
Weiters wurde 2013 erstmalig die Berechnung des Regulierungskontos nach ElWOG 2010 § 50 Abs. 1 und 7 mittels
Bescheid festgestellt. Durch die saldierte Darstellung
des Regulators ergab sich ein geänderter Ansatz, der zu
Verschiebungen zwischen aktivem und passivem Ansatz
Die langfristigen Rückstellungen sanken vor allem aufgrund
der geänderten Bilanzierungsansätze und Berechnungen
um 106,1 Mio. €. Weiters wurde die Rückstellung für die
Vorsorge für strittige Systemdienstleistungen des Jahres
2012 (SNE-VO) um 65,0 Mio. € auf 4,0 Mio. € reduziert, da
trotz aller Zahlungsvorbehalte tatsächlich nur zwei Klagen
Die langfristigen sonstigen Verbindlichkeiten stiegen im
Wesentlichen aus den oben angeführten Gründen um
72,7 Mio. €.
Die kurzfristigen sonstigen Verbindlichkeiten stiegen um
45,6 Mio. €. Zusätzlich wurde heuer bereits für 2014 eine
regulatorische Verbindlichkeit in Höhe von 4,5 Mio. € für die
Unterauslastung der Investitionen gebildet.
Durch die Möglichkeit, nach ElWOG 2010 § 59 Abs. 8 zusätzliche regulatorische Vermögensgegenstände zu bilden,
stiegen die sonstigen Forderungen auf 40,0 Mio. €. Zur
übersichtlicheren Darstellung wurde diese Position aus den
Veränderungen der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ausgegliedert und als eigene Position angesetzt.
Zusätzlich stiegen die aktiven latenten Steuern um
1,6 Mio. €.
Die unbaren Baukostenbeiträge stiegen größtenteils durch
die Auflösung von Erlösabgrenzungen.
Die Erhöhung der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie der sonstigen Forderungen ist hauptsächlich
auf die Erhöhung des regulatorischen Vermögenswertes
um 24,6 Mio. € zurückzuführen.
Durch den geänderten Bilanzierungsansatz bei den Tarifvorsorgen stiegen die sonstigen Verbindlichkeiten um
43,3 Mio. €. Die Verbindlichkeiten zu Konzernunternehmen
stiegen wegen des erhöhten Bedarfes an Sekundärregelung
und Engpassmanagement um 10,3 Mio. €.
Die kurzfristigen Rückstellungen stiegen durch die heurige
Bildung des Regulierungskontos nach ElWOG 2010 § 50
Abs. 1 in Höhe von 32,1 Mio. €.
(2) zu Netto-Geldfluss aus Investitionstätigkeit
Der Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit für immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen belief sich
auf 119,9 Mio. €. Die wesentlichen Investitionen betrafen
die Umstellung der Donauschiene auf 380-kV-Betrieb,
die Errichtung des 3. und 4. Systems der 380-kV-Leitung
Dürnrohr–Sarasdorf, die Investition für die Umspannwerke Zell–Ziller und die Vorarbeiten zur Errichtung der
380-kV-Leitung Tauern–Pongau–Salzach–St. Peter.
Unter Berücksichtigung des Abganges von immateriellen
Vermögensgegenständen und Sachanlagen ergab sich
im Investitionsbereich ein Mittelbedarf in Höhe von
117,0 Mio. €.
(3) zu Netto-Geldfluss aus Finanzierungstätigkeit
An erhaltenen Baukostenbeiträgen und Investitionszuschüssen flossen 25,7 Mio. € zu, die vor allem die Errichtung der Umspannwerke Zurndorf und Greuth sowie den
zusätzlichen Umspanner für Sarasdorf betrafen.
Der zusätzliche Mittelbedarf aufgrund der Investitionstätigkeit wurde über kurzfristige Konzernfinanzierung
Um Risiken gering zu halten, werden unter anderem folgende Maßnahmen getroffen:
Chancen und Risiken sind Bestandteil jeder unternehmerischen Tätigkeit. Das frühzeitige Erkennen und die sachgerechte Bewertung dieser sind daher integrale Bestandteile
der Planung, Unternehmensführung und aller geschäftlichen Entscheidungsprozesse. Unter Risiko wird eine mögliche negative Abweichung von geplanten Unternehmenszielen verstanden. Bei der Bewertung und der Steuerung
von Risiken werden auch die damit verbundenen Chancen in
Anlagen- und Betriebsrisiken
→	Vorantreiben des 380-kV-Netzausbaus
→	Beübung des Katastrophenkonzepts und laufende
Schulung der Mitarbeiter für Störfall- und Krisen	situationen
→	TSC-TSO Security Cooperation
→	Erstellung eines Netzentwicklungsplanes für den
Das Chancen- und Risikomanagement der APG orientiert
sich am Rahmenwerk des Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission – Enterprise Risk
Management (COSO- ERM). Das COSO- ERM-Rahmenwerk
besteht aus den Komponenten internes Umfeld, Zielfestlegung, Risikomanagementprozess, Kontrollaktivitäten
(internes Kontrollsystem), Information und Kommunikation sowie Überwachung.
Der Risikomanagementprozess der APG setzt sich aus
den Einzelschritten Identifikation, Analyse, Bewertung,
Steuerung (Durchführung von Maßnahmen) und Reporting
zusammen. Die Aktualisierung bzw. Neubewertung sowie
die Berichterstattung erfolgen quartalsweise.
Als wesentliche Risiken der APG werden vor allem Ausfälle
des Übertragungsnetzes und der Kommunikations- und
Steuerungssysteme, Verzögerungen beim 380-kV-Netzausbau sowie Umweltkatastrophen mit Zerstörung von
Teilen des Netzes angesehen. Finanzielle und betriebliche
Risiken werden ebenso wie Compliance- und rechtliche
Risiken, regulatorische Risiken und Risiken im Bereich der
Energiebeschaffung und des Marktes einem Monitoring
und einer Bewertung unterzogen.
→	Durchführung von Projektcontrolling
→	Betreiben von Anti-Claim-Management
→	Erarbeiten einer langfristigen Finanzierungsstrategie
→	Planung der Liquidität bzw. Cash-Management
→	Preisrisiko: Die Tarife werden nach der jährlichen
Kostenprüfung durch den Regulator in der jeweilig
gültigen SNE-VO festgesetzt
→	Währungsrisiko: Ist durch einheitliche Währung nicht
→	Ausfallsrisiko: Für nicht erbrachte Zahlungen werden
Wertberichtigungen gebildet
→	Liquiditätsrisiko: Gemäß Schnittstellenvertrag hat sich
VERBUND verpflichtet, APG mit ausreichend Kapital
Risiken aus Sicherungsgeschäften
→	Zur Beschaffung der Netzverluste werden Stromfor	wards bis zu zwei Jahre in die Zukunft gekauft. Aufgrund
des abgestimmten Beschaffungsprozesses mit der
Regulierungsbehörde (ECA) besteht kein Preisrisiko.
APG nimmt die „Own Use“-Regelung in Anspruch.
→	Durchführung eines strikten Risikomanagements im Rahmen der Energiebeschaffung
→	Überprüfung der Bonität, Vergabe von Kreditlimits und
→	Entwicklung von Lieferanten und Erhöhung der
Bietervielfalt
→	Kostencontrolling zur Sicherstellung der
→	Beauftragung unabhängiger Experten für
→	Kooperation mit nationalen und internationalen
Interessenvertretungen, Verbänden und Behörden
→	Monitoring der rechtlichen Entwicklung
→	Implementierung eines Verhaltenskodex,
klare Regelwerke und Prozessdarstellungen
→	Durchführung von Mitarbeiter-Schulungen,
insbesondere in Bezug auf Anti-Korruption und
Independent Transmission Operator (ITO)
→	Rechtsberatung durch externe Experten
→	Schulung von Führungskräften und Mitarbeitern
→	Sicherstellung der Nachfolgeplanung und Mitarbeiter	entwicklung
→	Förderung von Gesundheits- und Sicherheits	programmen
Die langfristige und nachhaltige Umstellung des europäischen Stromversorgungssystems auf erneuerbare
Energieträger wird auch 2014 und darüber hinaus der
bestimmende Faktor in der europäischen Stromwirtschaft
bleiben. In ihrer Energy Roadmap 2050 hat die Europäische
Kommission bekräftigt, auch weiterhin zu ihren ehrgeizigen Klimaschutz- und damit zu ihren Ökoenergie-Ausbauzielen zu stehen. Die APG als Übertragungsnetzbetreiber
wird es also weiterhin mit einer sich rasch verändernden
Erzeugungsstruktur zu tun haben, die aufgrund der Verlagerung der Erzeugungsschwerpunkte und der steigenden
Volatilität in der Einspeisung eine völlige Veränderung der
Lastflüsse mit sich bringen wird.
Ein weiterer Treiber der Entwicklungen wird die zunehmende Dynamisierung des europäischen Strommarkts sein.
Der grenzüberschreitende Stromhandel wird nicht nur in
seinem Volumen weiter zunehmen, Stromhandelsgeschäfte werden immer kurzfristiger werden und besonders den
Netzbetreibern immer mehr Flexibilität abverlangen.
Was die notwendigen Veränderungen der Rahmenbedingungen anbelangt, bleiben die Aufgaben damit also
→	Die Vereinheitlichung der rechtlichen Rahmen-
bedingungen auf europäischer Ebene muss weiter
vorangetrieben werden. Mit der aktuell laufenden
Ausarbeitung der Network Codes sind die europäischen
Netzbetreiber hier bereits auf einem guten Weg.
→	Die notwendigen Veränderungen im Bereich der Netz-
infrastruktur erfordern eine Adaption der Tarifmodelle,
die den veränderten Anforderungen der Übertragungs	netzbetreiber Rechnung tragen.
Bericht über Zweigniederlassungen
→	Die nationalen Genehmigungsregime müssen der
wachsenden Dynamik des europäischen Strommarkts
Rechnung tragen. Genehmigungsverfahren für zentrale
Leitungsbauprojekte müssen vereinfacht und damit
beschleunigt werden, denn nur so kann der rasche Um	bau der europäischen Erzeugungsstruktur und die
starke Zunahme an Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien bewältigt werden.
Derzeit sind keine weiteren Rechtsfälle aus dem Titel
SNE-VO für 2014 absehbar. Ohne weitere Belastungen
durch Rechtsfälle zeichnet sich damit für 2014 eine stabile
Umsatz- und Ergebnissituation ab.
Im Geschäftsjahr 2013 gab es keine Zweigniederlassungen.
Seit dem Bilanzstichtag sind keine Ereignisse eingetreten,
die eine gesonderte Beschreibung innerhalb des Lageberichts erforderlich machen.
Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer e.h.
Mag. Thomas Karall e.h.
2012 in Tsd. €
I.	(1)
7.287.100
1.168.411.854
1.135.375,2
11.414.211
11.961,8
1.187.113.165
713.998
59.604.223
57.156,8
1 .	Hilfs- und Betriebsstoffe
1 .	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
2 .	Forderungen gegenüber verbundenen Unternehmen
3 .	Forderungen gegenüber Unternehmen, mit denen ein
3.255.959
12.892.840
11.154,1
172.199.989
187.622,0
247.953.011
257.456,5
4 .	sonstige Forderungen und Vermögensgegenstände
11.393.253
15.938.416
17.553,5
1 .	latente Steuern
2 .	sonstige
15.941.616
17.770,9
1.463.115.043
1.435.914,6
I.	Grundkapital
II.	Kapitalrücklagen
15.383.543
217.209.769
188.901,2
50.022.877
50.977,8
B.	Unversteuerte Rücklagen
1 .	Bewertungsreserve aufgrund von
10.374.503
312.967.815
2 .	sonstige unversteuerte Rücklagen
50.312.641
51.334,0
21.525.114
22.636,0
1 .	Rückstellungen für Abfertigungen
2 .	Rückstellungen für Pensionen
3 .	sonstige Rückstellungen
65.862.722
63.393,3
213.781.435
365.681,2
301.169.271
451.710,5
1 .	Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten
2 .	erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen
3 .	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
14.532.059
9.197,1
4 .	Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen
569.558.819
562.944,9
5 .	sonstige Verbindlichkeiten
124.615.391
8.833,4
709.046.269
582.374,6
1 .	Baukostenbeiträge
71.955.157
61.534,8
17.663.891
89.619.048
76.210,8
davon aus Steuern 5.259.778,54 EUR
(Vorjahr: 7.551,6 Tsd. €)
792.663,16 EUR (Vorjahr: 756,2 Tsd. €)
1 .	Umsatzerlöse
573.713.604
9.094.502
8.408,7
2 .	andere aktivierte Eigenleistungen
3 .	sonstige betriebliche Erträge
a.	Erträge aus dem Abgang vom und der Zuschreibung zum Anlagevermögen mit Ausnahme der Finanzanlagen
b.	Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen
7.866.783
5.042,9
9.538.982
5.248,7
4 .	Betriebsleistung (Zwischensumme aus z 1 bis 3)
592.347.088
550.087,5
5 .	Aufwendungen für Strombezug und sonstige bezogene
-334.991.834
-326.116,4
c.	übrige
Herstellungs- und Dienstleistungen
6 .	Personalaufwand
a.	Löhne
-332.891
-37.911.888
-36.557,2
b.	Gehälter
c.	Aufwendungen für Abfertigungen
-1.287.585
-2.670,2
d.	Aufwendungen für Altersversorgung
-5.733.278
-8.592,2
-8.687.493
-8.154,8
e.	Aufwendungen für gesetzlich vorgeschriebene Sozialabgaben sowie vom Entgelt abhängige Abgaben und Pflichtbeiträge
f.	sonstige Sozialaufwendungen
7.	Abschreibungen
8 .	sonstige betriebliche Aufwendungen
a.	Steuern, soweit sie nicht unter Z 19 fallen
b.	übrige
9.	Betriebserfolg (Zwischensumme aus Z 4 bis 8)
-558.616
-54.511.751
-56.846,1
-70.369.471
-66.041,1
-227.142
-67.399.274
-62.295,2
-67.626.416
-62.758,6
64.847.616
38.325,3
10 .	Erträge aus Beteiligungen, davon aus verbundenen
14 .	Aufwendungen aus Finanzanlagen und aus Wertpapieren
3.097.889
-18.410.942
-23.334,7
-14.575.364
50.272.252
19.682,9
-12.610.497
-4.112,5
37.661.755
15.570,4
1.021.347
-28.308.599
-16.082,0
15 .	Zinsen und ähnliche Aufwendungen, davon betreffend verbundene
Unternehmen 10.708,81 EUR (Vorjahr: 25,0 Tsd. €)
13 .	Erträge aus dem Abgang von Finanzanlagen
12 .	sonstige Zinsen und ähnliche Erträge, davon aus verbundenen 2012 in Tsd. €
Unternehmen 374.502,55 EUR (Vorjahr: 548,7 Tsd. €) 11 .	Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen
Unternehmen 9.446.064,04 EUR (Vorjahr: 13.569,5 Tsd. €)
16 .	Finanzergebnis (Zwischensumme aus Z 10 bis 14)
18 .	Steuern vom Einkommen
19 .	Jahresüberschuss
20 .	Auflösung unversteuerter Rücklagen
21 .	Zuweisung zu Gewinnrücklagen
22 .	aufgrund vertraglicher Verpflichtung abgeführter Gewinn
23 .	Bilanzgewinn
30.706,0
2.314,5
1 .	Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte,
Strombezugsrechte, Benützungsentgelte und ähnliche
Rechte und Vorteile sowie daraus abgeleitete Lizenzen
1 .	Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten,
a.	mit Wohngebäuden b.	mit Betriebsgebäuden und anderen Baulichkeiten
c.	unbebaute Grundstücke
2 .	maschinelle Anlagen
231.437,9
3 .	elektrische Anlagen
1.020.272,7
37.164,3
18.030,7
4 .	Leitungen
1.195.429,2
30.828,4
107.598,1
49.508,5
2.590.649,9
102.080,2
21.188,0
2.621.355,9
104.911,4
23.502,5
5 .	andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung
6 .	Anlagen in Bau, Projekte und geleistete Anzahlungen
3 . Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein
15.763,5
17.817,1
2.639.173,0
24.066,3
31.12.13	31.12.12	27.112,2 Tsd. €
26.379,6 Tsd. €
4 . Wertpapiere (Wertrechte) des Anlagevermögens
5 .	sonstige Ausleihungen
Der Grundwert der Grundstücke beträgt zum 40
abschreibungen 2013
31.222,8
23.935,7
7.287,1
11.366,0
245.998,1
131.833,6
114.164,6
105.067,5
5.561,3
34.787,2
1.074.193,3
773.706,7
300.486,7
262.261,4
33.403,5
1.207.678,3
575.512,5
632.165,9
644.648,7
24.735,2
32.055,8
20.601,2
11.454,5
-50.719,4
106.380,4
2.671.542,1
1.503.130,2
1.168.411,9
67.089,4
2.702.764,9
1.527.065,9
1.175.699,0
1.143.192,0
15.239,7
5.839,0
9.400,7
9.908,3
17.253,2
2.720.018,1
1.532.904,9
Restlaufzeit zum 31.12.2013
1.	Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein
2.	sonstige Ausleihungen
59.604,2
12.892,8
1.	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
2.	Forderungen gegenüber verbundenen Unternehmen
3.	Forderungen gegenüber Unternehmen, mit denen
4.	sonstige Forderungen und Vermögensgegenstände
25.016,2
129.740,8
17.443,0
100.769,2
5.	Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,
6.	sonstige Verbindlichkeiten
13.044,4
348.954,7
83.611,1
136.993,1
51.723,6
39.909,2
32.982,7
414.062,6
124.973,0
170.010,7
restLaufzeit zum 31.12.2012
172.200,0
154.940,0
32.274,3
247.953,0
70.242,2
14.532,1
7.964,6
569.558,8
71.437,9
333.611,1
157.895,8
124.615,4
709.046,3
89.182,0
335.200,4
157.992,2
entwicklungen der unversteuerten rücklagen
6.227,9
Bewertungsreserve aufgrund von
1 .	vorzeitige Abschreibung gem. § 7a EStG 1988
1.1 B aulichkeiten
6.360,0
1.2 M aschinelle Anlagen
1.3 E lektrische Anlagen
20.483,2
20.606,0
1.4 Leitungen
16.259,8
1.5 B etriebs- und Geschäftsausstattung
1.6 A nlagen in Bau
44.719,1
2 .	vorzeitige Abschreibung gem. §§ 8
und 122 EStG 1972
3 .	Übertragung stiller Reserven gem. § 12 EStG
3.1 Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten, einschließlich der Bauten auf fremdem Grund
3.3 Leitungen
3.4 Betriebs- und Geschäftsausstattung
50.022,9
1 .	Investitionsfreibetrag gem. § 10 EStG
50.312,6
Angaben zu den Beteiligungen
gemäSS § 238 Z 2 UGB
in % per
vollkonsolidiert
VERBUND Umwelttechnik GmbH (VUM)
Eigenkapitalbegriff entsprechend § 224 Abs. 3 lit.a UGB
I.	Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
Erworbene immaterielle Vermögensgegenstände werden
zu Anschaffungskosten bewertet und - soweit abnutzbar
– entsprechend der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer
planmäßig abgeschrieben.
Bei der Summierung von gerundeten Beträgen und Prozentangaben können durch Verwendung automatischer
Rechenhilfen rundungsbedingte Rechendifferenzen
Die Bewertung des abnutzbaren Anlagevermögens erfolgt
grundsätzlich zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
abzüglich der planmäßigen Abschreibungen. Der Katalog
über die einheitlichen Abschreibungssätze in der Austrian
Power Grid AG (APG) sieht im Wesentlichen folgende Abschreibungssätze vor:
Abschreibungssatz in %
Rechte an Telekomanlagen
Rechte an Softwareprodukten
33,3 bzw. 50
20 bzw. 25
In den Herstellungskosten selbsterstellter Anlagen sind
neben den Einzelkosten auch angemessene Material- und
Fertigungsgemeinkosten aktiviert. Auf die Ausübung des
Bewertungswahlrechtes hinsichtlich Einbeziehung der
sozialen Aufwendungen, Abfertigungen und betrieblichen
Altersversorgung im Sinne des § 203 Abs. 3 UGB sowie die
Aktivierung der Fremdkapitalzinsen gemäß § 203 Abs. 4
UGB wurde verzichtet. Die geringwertigen Vermögensgegenstände gemäß § 226 Abs. 3 UGB werden im Zugangsjahr voll abgeschrieben.
Das Finanzanlagevermögen wird mit den Anschaffungskosten bzw. mit den ihm beizulegenden niedrigeren
Werten angesetzt; bei nur vorübergehender Wertminderung sind die Wertpapiere des Anlagevermögens mit dem
Anschaffungskurs bzw. dem zuletzt angesetzten Bilanzwert bewertet. Verzinsliche Ausleihungen werden mit ihrem
Nennwert bilanziert. Forderungen mit einer Laufzeit von
mehr als einem Jahr werden als Ausleihungen im Finanzanlagevermögen ausgewiesen.
Geschäftsausstat tung
Die Bewertung der Vorräte an Hilfs- und Betriebsstoffen
erfolgt zu Anschaffungskosten unter Beachtung des
strengen Niederstwertprinzips. Für die nach dem gleitenden Durchschnittspreisverfahren bewerteten Betriebsstoff- und Ersatzteillager wird eine permanente Inventur
durchgeführt. Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer
sowie geminderter Verwertbarkeit ergeben, sind durch
angemessene Wertabschläge berücksichtigt.
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind
zum Nennwert bewertet, soweit nicht im Falle erkennbarer
Einzelrisiken ein niedrigerer Wert anzusetzen ist.
Bei Sachanlagen und immateriellen Vermögensgegenständen, die im Wirtschaftsjahr länger als sechs Monate
genutzt werden, erfolgt die Abschreibung mit einer vollen
Jahresrate, bei solchen, die kürzer als sechs Monate genutzt werden, mit einer halben Jahresrate.
Soweit in Folgejahren Steuerentlastungen zu erwarten sind, wird vom Wahlrecht Gebrauch gemacht, einen
Abgrenzungsposten für latente Steuern auf der Aktivseite
der Bilanz zu bilden, wobei die auf die Gruppenmitglieder1 )
entfallenden Steuerlatenzen entsprechend den Steuerumlagen beim laufenden Ergebnis in deren Bilanz ausgewiesen
sind. Dieser Abgrenzungsposten resultiert aus Unterschieden zwischen den kumulierten unternehmensrechtlichen
und steuerlichen Ergebnissen bei Posten, deren Aufwandsbelastung erst in Zukunft steuerlich verrechenbar sein
In den passiven Rechnungsabgrenzungsposten sind
Baukostenbeiträge und Investitionszuschüsse erfasst,
die entsprechend der Nutzungsdauer der Sachanlagen
Die Rückstellungen berücksichtigen alle erkennbaren
Risiken, die einem bereits abgeschlossenen Geschäftsjahr
zuzuordnen sind, und umfassen jene Beträge, die nach
vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendig
Die Rückstellungen für Abfertigungen sind unter Zugrundelegung der in der internationalen Rechnungslegung
üblichen Projected Unit Credit-Methode im vollen versicherungsmathematischen Ausmaß dotiert. Der Ansparzeitraum bei den Abfertigungsrückstellungen beträgt 25 Jahre.
Für alle nach dem 31.12.2002 beginnenden Arbeitsverhältnisse besteht kein Direktanspruch des Arbeitnehmers auf
gesetzliche Abfertigung gegen den Arbeitgeber. Für diese
Arbeitsverträge zahlt der Arbeitgeber monatlich 1,53 %
des Entgelts in eine Mitarbeitervorsorgekasse, in der die
Beiträge auf einem Konto des Arbeitnehmers veranlagt
werden. Über die gesetzlichen Ansprüche hinausgehende
Bestimmungen des EVU-Kollektivvertrages werden in den
Rückstellungen für Abfertigungen berücksichtigt.
Aufgrund von Betriebsvereinbarungen und Verträgen
besteht die Verpflichtung, an Mitarbeiter unter bestimmten
Voraussetzungen nach deren Eintreten in den Ruhestand
Pensionszahlungen zu leisten. Diesen leistungsorientierten
Siehe Steuern vom Einkommen
Verpflichtungen steht teilweise für diesen Zweck gebundenes Pensionskassenvermögen der BAV Pensionskassen AG gegenüber. Die gemäß der in der internationalen
Rechnungslegung üblichen Projected Unit Credit-Methode
ermittelte Rückstellung wird mit dem Pensionskassenvermögen saldiert ausgewiesen. Soweit diese leistungsorientierten Pensionsverpflichtungen durch die BAV
Pensionskassen AG zu erfüllen sind, besteht eine Nachschussverpflichtung vonseiten des Arbeitgebers.
Die Rückstellungen für laufende Pensionen, Anwartschaften auf Pensionen und pensionsähnliche Verpflichtungen
werden nach der Projected Unit Credit-Methode ermittelt.
Aufgrund der am 9.7.2012 beschlossenen Stellungnahme
KFS/RL 2/3b des Fachsenats für Unternehmensrecht und
Revision der Kammer der Wirtschaftstreuhänder ist eine
weitere Anwendung der Korridormethode für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1.1.2013 beginnen, nicht
mehr zulässig. APG hat von der Möglichkeit der vorzeitigen
Anwendung bereits 2012 Gebrauch gemacht. Die kumulierten versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste
wurden zum Zeitpunkt der Bilanzierungsänderung zur
Gänze in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.
Im Rahmen der Umstellung auf die neuen Bilanzierungsänderungen wurde auch der Ausweis des Zinsaufwands aus
personalbezogenen Verpflichtungen in der Gewinn- und
Verlustrechnung geändert. Der Zinsaufwand wird seit
2012 nunmehr, wie international üblich, im Finanzergebnis
und nicht wie bisher im Personalaufwand ausgewiesen.
Als Rechnungsgrundlagen wurden die „AVÖ 2008-P –
Rechnungsgrundlagen für die Pensionsversicherung –
Pagler & Pagler“ herangezogen.
Den Berechnungen zum 31. Dezember 2013 und 2012
liegen die folgenden Annahmen zugrunde:
Pensionen und pensionsähnliche
Zuschusszahlungen zu
pensionsähnlichen
Verpflichtungen – Altverträge
Verpflichtungen – Neuverträge
Pensionsalter Frauen
Pensionsalter Männer
erwartete langfristige Verzinsung
Für die erwartete Rendite des Planvermögens wird derselbe Zinssatz herangezogen, der für die Berechnung der
dazugehörigen Rückstellung verwendet wird.
Die Verbindlichkeiten werden mit ihrem Rückzahlungsbetrag unter Bedachtnahme auf den Grundsatz der
Vorsicht angesetzt.
Die Austrian Power Grid AG ist kein eigenes Steuersubjekt
in Bezug auf die Körperschaftsteuer aufgrund der Einbeziehung als Gruppenmitglied in die Unternehmensgruppe
der VERBUND AG als Gruppenträger (Gruppen- und Steuerumlagevereinbarung vom 21. September 2005).
Vom Gruppenträger werden an die Gruppenmitglieder
die von diesen verursachten Körperschaftsteuerbeträge
mittels positiver Steuerumlagen mit 25 % des zugerechneten positiven Einkommens belastet bzw. im Verlustfall
mittels negativer Steuerumlage 25 % des zugerechneten
negativen Einkommens gutgeschrieben. Durch die Verrechnung von Steuerumlagen erfolgt eine Überwälzung des
Steueraufwandes in der Gewinn- und Verlustrechnung des
Gruppenträgers.
Bei nachträglichen Abweichungen werden die Steuerverrechnungen gegenüber den Gruppenmitgliedern nur bei
Wesentlichkeit angepasst.
Regulatorische Vermögenswerte und Schulden
Werden Netztarife durch einen Regulator auf Basis von
Kosten- bzw. Erlösschätzungen festgelegt und Minderoder Mehrkosten bzw. -erlöse aus der Vergangenheit bei
der Tariffestsetzung in der Zukunft berücksichtigt, so ist
der Netzbetreiber berechtigt, Mehrkosten bzw. Mindererlöse in zukünftigen Jahren von den Netznutzern im Wege
höherer Tarife abgegolten zu bekommen, oder verpflichtet,
Minderkosten bzw. Mehrerlöse den Netznutzern im Wege
niedrigerer Tarife rückzuvergüten. Solche Ansprüche bzw.
Verpflichtungen werden als regulatorische Vermögenswerte bzw. Schulden bezeichnet. APG ist einem solchen
durch die Energie-Control Austria regulierten Tarifregime
unterworfen. Die Sonderbestimmungen zur Bilanzierung im
ElWOG werden angewandt.
II. Erläuterungen zur Bilanz und
Im Interesse einer klaren Darstellung werden in der Bilanz
und in der Gewinn- und Verlustrechnung einzelne Posten
zusammengefasst. Diese Posten sind im Anhang gesondert erläutert. Der Ausweis der einzelnen Posten der Bilanz
und der Gewinn- und Verlustrechnung wurde in Form und
Inhalt entsprechend den konzerneinheitlichen Erfordernissen in VERBUND vorgenommen.
Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung,
die weder im Geschäftsjahr noch im Vorjahr einen
Betrag aufwiesen, wurden gemäß § 223 Abs. 7 UGB nicht
angeführt. Die Postenbezeichnungen wurden gemäß
§ 223 Abs. 4 UGB auf die tatsächlichen Inhalte verkürzt
bzw. erweitert, soweit dies zur Aufstellung eines klaren und
übersichtlichen Jahresabschlusses zweckmäßig erschien.
Die unterlassenen Zuschreibungen gemäß § 208 Abs. 3
UGB betragen 2.249,0 Tsd. € (Vorjahr: 1.614,1 Tsd. €), da
die Wertsteigerung voraussichtlich nicht von Dauer ist.
(4) I. Vorräte
Werden im Vergleich zum Vorjahr Änderungen im Ausweis
vorgenommen, so werden grundsätzlich die Vorjahresbeträge gemäß § 223 Abs. 2 UGB angepasst.
(5) II. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände
Details siehe gesonderte Aufstellung
„Fristigkeitenspiegel“.
Erläuterungen zu Aktiva
Details siehe gesonderte Aufstellung „Entwicklung
des Anlagevermögens“.
sonstige Forderungen und
(1) I. Immaterielle Vermögensgegenstände
Der Restbuchwert der von verbundenen Unternehmen
erworbenen Benützungsrechte an Anlagen beträgt
658,0 Tsd. € (Vorjahr: 677,5 Tsd. €).
(2) II. Sachanlagen
Für die im Jahr 1999 von der VERBUND AG eingebrachten
Übertragungsanlagen betragen die im Zusammenhang mit
der Finanzierung von Gegenständen des Anlagevermögens
in den Jahren bis einschließlich 1989 aktivierten Fremdkapitalzinsen zum Bilanzstichtag 8.330,2 Tsd. € (Vorjahr:
8.884,3 Tsd. €).
(3) III. Finanzanlagen
Die Angaben gemäß § 238 Z 2 UGB sind in einer gesonderten Aufstellung „Angaben zu den Beteiligungen gemäß
§ 238 Z 2 UGB“ dargestellt.
Die Entwicklung und Struktur der Beteiligungen und Wertpapiere des Anlagevermögens ist der gesonderten Anlage
„Entwicklung des Anlagevermögens“ zu entnehmen.
Diese bestehen überwiegend aus österreichischen Investmentfondsanteilen und Anleihen.
171.271,2
187.214,2
Der regulatorische Vermögenswert beinhaltet Mindererlöse
nach ElWOG § 50 Abs 5 (Aufhebung der Systemnutzungstarif-Verordnung für die Jahre 2009-2011 und die drohende Aufhebung der Systemnutzungsentgelte-Verordnung
2012), außergewöhnliche Mehrkosten nach ElWOG § 50
Abs. 2 sowie Mehrkosten nach ElWOG § 50 Abs. 7 und nach
ElWOG § 59 Abs. 8, die in zukünftigen Tarifen Berücksichtigung finden.
In den sonstigen Forderungen sind Erträge in Höhe von
171.755,1 Tsd. € (Vorjahr: 187.292,9 Tsd. €) enthalten,
die nach § 225 Abs. 3 UGB nach dem Abschlussstichtag
(6) C. Rechnungsabgrenzungsposten
(11) B. Unversteuerte Rücklagen
Aktive Steuerlatenz
15.938,4
15.941,6
Details siehe gesonderte Aufstellung „Entwicklung der
unversteuerten Rücklagen“.
(12) C. Rückstellungen
Die Aktive Steuerlatenz resultiert aus Unterschieden
zwischen den kumulierten unternehmensrechtlichen und
steuerlichen Ergebnissen bei Posten, deren Aufwandsbelastung erst in Zukunft steuerlich verrechenbar sein wird. Der
Berechnung wurde ein Steuersatz von 25 % zugrunde gelegt.
(7) I. Grundkapital
Das Grundkapital beträgt 70.000,0 Tsd. € und ist eingeteilt
in 70.000.000 auf Namen lautende Stückaktien.
Deckungskapital aufgrund
versteuerter Teil der
(8) II. Kapitalrücklagen
Die Kapitalrücklagen bestehen aus gebundenen Kapitalrücklagen in Höhe von 7.000,0 Tsd. € (Vorjahr: 7.000,0 Tsd. €)
und nicht gebundenen Kapitalrücklagen in Höhe von
8.383,5 Tsd. € (Vorjahr: 8.383,5 Tsd. €). Die gebundenen
Kapitalrücklagen entsprechen 10 % des Grundkapitals.
(9) III. Gewinnrücklagen
Die Gewinnrücklagen betreffen freie Rücklagen in Höhe
von 140.552,5 Tsd. € (Vorjahr: 112.243,9 Tsd. €) und freie
investitionsbedingte Rücklagen in Höhe von 76.657,3 Tsd. €
(Vorjahr: 76.657,3 Tsd. €).
65.862,7
davon pensionsähnliche
Die bis zum 1.1.2012 angesammelten versicherungsmathematischen Verluste bei Pensionen und pensionsähnlichen Verpflichtungen wurden in Höhe von 3.079,6 Tsd. €
zur Gänze im Personalaufwand erfasst.
Netzverrechnung
regulatorische Rückstellungen
aus Strom-/Netzgeschäft
Der Bilanzgewinn zeigt folgende Entwicklung:
Veränderung unversteuerter Rücklagen
in t sd. €
(10) IV. Bilanzgewinn
Veränderung Gewinnrücklagen
Im Jahr 2002 wurde die Rückstellung gemäß § 14 EStG
auf eine als versteuert geltende Rücklage steuerfrei übertragen (§ 124 b Z 68 EStG).
Erläuterungen zu Passiva
Jahresüberschuss vor Rücklagenveränderung
-28.308,6
134.656,8
189.117,6
42.824,6
117.867,8
177.481,4
306.985,4
regulatorische Verbindlichkeiten
Vorpensionen, freiwillige
Abfertigungen und Altersteilzeit
noch nicht abgerechnete
sonstige personalbezogene
drohende Verluste aus
8.649,7
9.945,3
27.650,3
48.750,4
213.781,4
365.681,1
Die Rückstellung für Netzverrechnung resultiert aus der
Rückzahlungsverpflichtung vereinnahmter Erlöse in Höhe
von 113.196,4 Tsd. € aufgrund der Aufhebung der Systemnutzungstarif-Verordnung für die Jahre 2009-2011,
der Vorsorge für die drohende Aufhebung der Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2012 und noch nicht verrechneter Leistungen für die Netzverrechnung in Höhe von
21.460,4 Tsd. €.
Die regulatorische Rückstellung betrifft Mehrerlöse, die in
zukünftigen Tarifen Berücksichtigung finden. 2013 kam es
zu einer Änderung des Bilanzierungansatzes für regulatorische Schulden. Mehrerlöse werden im Jahr der Einnahme
als kurzfristige, nicht verzinsliche Verbindlichkeitsrückstellung angesetzt (bisher langfristige, verzinste sonstige
Rückstellung). Mit Feststellung im Bescheid werden die
vereinnahmten Mehrerlöse in eine regulatorische sonstige
Verbindlichkeit umgebucht.
118.356,8
Die regulatorischen Verbindlichkeiten enthalten vereinnahmte Mehrerlöse aus 2012, die im Bescheid der Energie-Control Austria 2013 festgestellt wurden. Aufgrund der
bereits erwähnten Änderung des Bilanzansatzes wurden
sie aus den sonstigen Rückstellungen ausgegliedert und
als sonstige Verbindlichkeiten bilanziert.
In den sonstigen Verbindlichkeiten sind aufgrund der
2013 geänderten Bilanzierung von Tarifvorsorgen Beträge in Höhe von 120.518,3 Tsd. € (Vorjahr: 2.394,3 Tsd. €)
enthalten, die nach § 225 Abs. 6 UGB nach dem Abschlussstichtag zahlungswirksam werden.
(14) E. Rechnungsabgrenzungsposten
(Finanzierungsbeiträge)
72.312,8
14.673,3
13.544,1
Vorauszahlungen für Auktionen
Vorauszahlungen für Netznutzung
Pachtvorauszahlung Telekomsachanlagen verbundene Unternehmen
89.619,0
76.210,9
(13) D. Verbindlichkeiten
Details siehe gesonderte Aufstellung „Fristigkeitenspiegel“.
In den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen betreffen 549.611,1 Tsd. € (Vorjahr: 551.919,3
Tsd. €) Finanzverbindlichkeiten und 19.947,7 Tsd. €
(Vorjahr: 11.025,5 Tsd. €) sonstige Verbindlichkeiten.
Die Baukostenbeiträge betreffen Beitragszahlungen Dritter
im Zusammenhang mit der Nutzung einzelner Anlagen. In
den Rechnungsabgrenzungsposten betreffen 7.969,1 Tsd. €
(Vorjahr: 7.105,6 Tsd. €) verbundene Unternehmen.
(15) 1. Umsatzerlöse
412.835,2
346.997,0
16.585,2
14.394,3
erlöse aus netztarifverrechnung
Inland	Energieversorgungsunternehmen
64.851,3
55.505,6
494.271,7
416.896,9
EU	Energieversorgungsunternehmen
16.827,6
20.313,8
Drittländer	Sonstige Kunden
507.481,9
437.371,2
Benützungs- und Betriebsführungsentgelte
7.093,1
-3,158,7
59.499,1
86.066,4
56.340,4
86.852,3
58.197,2
93.945,4
5.113,5
Negative Umsätze in der EU entstehen durch die Weitergabe der Auktionserlöse an die Merchant-Line.
Die sonstigen Kunden in der EU bestehen ausschließlich aus dem CAO Central Allocation Office in Deutschland
und der Capacity Allocation Service Company in Luxemburg, die für die APG die Versteigerung der Grenzkapazitäten
(16) 3. Sonstige betriebliche Erträge
a)	Erträge aus dem Abgang vom Anlagevermögen
(17) 6. Personalaufwand
37.911,9
36.557,2
38.244,8
36.861,0
-1.997,8
c) Aufwendungen für Abfertigungen und Leistungen an
betriebliche Mitarbeitervorsorgekassen
Veränderung der Abfertigungsrückstellung
Beitragszahlungen Mitarbeitervorsorgekasse
Aufwendungen/Erträge Übernahmen/Übertritte Konzern
-1.364,2
d)	Aufwendungen für Altersversorgung
Vorpensionen, Pensionszahlungen und pensionsähnliche Verpflichtungen
Veränderung der Rückstellungen für Pensionen und
Veränderung der Rückstellungen für Vorpensionen und Altersteilzeit
-1.182,6
Pensionskassenbeiträge (einschließlich Nachschussverpflichtung)
3.402,4
5.733,3
8.687,5
e)	Aufwendungen für gesetzlich vorgeschriebene
Sozialabgaben sowie vom Entgelt abhängige Abgaben und Pflichtbeiträge
54.511,8
56.846,0
(18) 7. Abschreibungen
70.366,9
65.921,0
a) Abschreibungen auf immaterielle Gegenstände
Sofortabschreibung geringwertiger Vermögensgegenstände gemäß § 13 EStG
70.369,4
66.041,0
(19) 8. Sonstige betriebliche Aufwendungen
Fremdlieferungen und -leistungen für Reparaturen und Instandhaltungen
19.836,3
12.990,9
12.470,4
Telekomleistungen, Datendienste
8.710,7
8.712,9
Zuweisung zu sonstigen regulatorischen Rückstellungen
4.601,9
Aushilfsarbeiten und Personalabstellungen
IT-Support, EDV
2.567,6
Betriebskosten für Baulichkeiten, Mieten und Leasing
Aus- und Weiterbildung (inkl. Lehrlingsausbildung)
Abschreibungen und Wertberichtigung von Forderungen
Regulatorkosten
übriger Verwaltungsaufwand für Administration
67.399,3
62.295,2
67.626,4
62.758,6
(20) 15. Finanzergebnis
9.446,1
aus verbundenen Unternehmen
(21) 17. Steuern vom Einkommen
vom Gruppenträger
Steuern vom Einkommen, laufende Periode
8.459,3
-4.346,7
2013 wurden unversteuerte Rücklagen in Höhe von 1.021,3 Tsd. € (Vorjahr: 983,4 Tsd. €) aufgelöst,
wodurch sich die Steuern vom Einkommen und Ertrag um 255,3 Tsd. € erhöht haben.
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wird durch die Steuern vom Einkommen
und Ertrag in Höhe von 12.610,5 Tsd. € (Vorjahr: 4.112,6 Tsd. €) belastet.
Miet- und Leasingverträge, Versicherungen
10.814,4
52.294,4
Sonstige (Versicherungen, Entschädigungen Benützungs-/
Betriebsführungsentgelte)
19.633,6
wesentliche posten
105.362,2
82.089,8
105.326,2
184.673,9
128.837,1
Die Gesamtverpflichtung ist aufgrund unbestimmter Vertragsdauer betragsmäßig nicht ermittelbar.
36.895,2
92.320,6
Gegenüber Grundeigentümern bestehen befristete Nachschussverpflichtungen bis zu zehn Jahre nach Inbetriebnahme einer Leitung, wenn Grund in Bauland umgewidmet wird.
Andere außerbilanzielle Geschäfte iSd § 237 Z 8a UGB
wurden von APG nicht abgeschlossen.
Die Austrian Power Grid AG ist als Übertragungsnetzbetreiber gemäß ElWOG 2010 zur Herstellung des Ausgleiches
zwischen Erzeugung und Verbrauch zum Betrieb eines
sicheren Systems sowie zur Frequenz- und Spannungshaltung verpflichtet. Zur Erfüllung dieser Pflichten kauft
die Austrian Power Grid AG Netzdienstleistungen in Form
von Regel- und Verlustenergie auch von der VERBUND AG,
VERBUND Hydro Power AG und VERBUND Trading AG zu.
2. Personalstand
Mit der VERBUND Management Service GmbH besteht ein
Vertrag für die Verrechnung von Dienstleistungen in den
Bereichen Informatik sowie administrative Services.
3. Aufwand für Abfertigungen und Pensionen
Mit der VERBUND Finanzierungsservice GmbH besteht ein
Vertrag für die Verrechnung von Dienstleistungen bezüglich
Zahlungsverkehrabwicklung und Cash-Management.
7.020,9
11.262,3
Im Geschäftsjahr 2013 wurden keine nicht fremdüblichen
Verträge iSd § 237 Z 8a UGB mit Aufsichtsratsmitgliedern
bzw. Unternehmen, die einzelnen Mitgliedern des Aufsichtsrats nahestehen, abgeschlossen. Es wurden Leistungen für verschiedene Konzerngesellschaften in VERBUND
erbracht, diese Verträge wurden von der E-Control Austria
Die Angaben über die Organe der Gesellschaft (Vorstandsund Aufsichtsratsmitglieder) sind vor dem Lagebericht angeführt. Mit 1.1.2014 wurde Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer
als Vorstandsvorsitzende bestellt.
Pensionszahlungen zu leisten. Soweit diese Pensionsverpflichtungen durch die BAV Pensionskassen AG zu erfüllen
sind, besteht eine Nachschussverpflichtung vonseiten
des Arbeitgebers. Aufgrund der Entwicklung auf den
Finanzmärkten wurde von der BAV Pensionskassen AG zur
Abdeckung leistungsorientierter Pensionsverpflichtungen
eine prognostizierte Nachschussverpflichtung in Höhe von
359,9 Tsd. € (Vorjahr 48,0 Tsd. €) gemeldet.
Im Geschäftsjahr waren durchgehend zwei Mitglieder des
Vorstandes bestellt, weshalb weitere Angaben nach § 241
Abs. 4 UGB entfallen.
Zum Bilanzstichtag hatten 31 Dienstnehmer einen Treuebrief, der einen erhöhten Kündigungsschutz bietet.
Voraussetzung dafür war eine zwanzigjährige Tätigkeit in
VERBUND und die Vollendung des 45. Lebensjahres.
An die Vorstandsmitglieder wurden keine Kredite oder
Vorschüsse ausbezahlt.
Die Bezüge der Mitglieder des Aufsichtsrates beliefen sich
im Geschäftsjahr auf 65.449 € (Vorjahr: 60.500 €).
5. Konzernbeziehungen
Konsolidierungspflichtiges Mutterunternehmen der Gesellschaft ist die VERBUND AG, Am Hof 6a, 1010 Wien.
Die Austrian Power Grid AG ist Gruppenmitglied der Unternehmensgruppe des Mutterunternehmens (iSd § 9 Abs. 8
KStG).
Bedingt durch die Einbeziehung in den Konzernabschluss
der VERBUND AG, Wien, sowie der entsprechenden
Offenlegung der Aufwendungen für den Abschlussprüfer in
diesem Konzernabschluss, unterbleibt die diesbezügliche
Angabe im vorliegenden Jahresabschluss.
Der zwischen der VERBUND AG und der Austrian Power Grid
AG am 20.11.2001 abgeschlossene Ergebnisabführungsvertrag wurde zum 31.12.2013 gekündigt.
Der Konzernabschluss wird beim Firmenbuch des Handelsgerichtes Wien hinterlegt.
6. Einfluss des 3. EU-Binnenmarktpakets in Österreich
VERBUND hat sich entschlossen, im Sinne des 3. EU-Binnenmarktpaketes und des Elektrizitätswirtschafts- und
-organisationsgesetzes 2010 (ElWOG 2010), welche verschärfte Maßnahmen betreffend das Unbundling mit sich
brachten, den ITO (Independent Transmission Operator)
umzusetzen und bleibt damit weiterhin Eigentümer der
Per Bescheid der E-Control Austria (ECA) vom 12. März
2012 wurde die APG als ITO zertifiziert, die offizielle
Benennung als unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber
erfolgte mit dem BGBl. II 134/2012 vom 19. April 2012 per
Kundmachung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie
und Jugend. Gem. §27 Abs. 2 Z 3 ElWOG hat der Gleichbehandlungsbeauftragte mit 1.3.2012 seine Tätigkeit
Geschäfte im Sinne des § 8 Abs. 3 ElWOG werden insbesondere mit folgenden Gesellschaften getätigt:
→ Stromlieferungen
VERBUND Hydro Power AG, VERBUND Thermal Power GmbH
& Co KG, Ennskraftwerke Aktiengesellschaft, VERBUND AG
→ Netzdienstleistungen
VERBUND Hydro Power AG, VERBUND Thermal Power
GmbH & Co KG, Ennskraftwerke Aktiengesellschaft,
Österreichisch-Bayerische Kraftwerke Aktiengesellschaft,
Donaukraftwerk Jochenstein Aktiengesellschaft,
STEWEAG-STEG GmbH, VERBUND AG
VERBUND Management Service GmbH,
VERBUND Finanzierungsservice GmbH,
→ Personalabstellungen
EBIT	Earnings before Interest and Taxes: Ergebnis vor
Zinsaufwendungen (inklusive personalbezogener Zinsen)
Eigenkapital und Investitionszuschüsse zuzüglich
der um die latenten Steuern bereinigten unversteuerten
Rücklagen, im Verhältnis zum Gesamtkapital.
Verhältnis der Schulden zum Mittelüberschuss aus der
gewöhnlichen Geschäftstätigkeit.
Gearing 1)
zuzüglich der um die latenten Steuern bereinigten unversteuerten Rücklagen und Investitionszuschüsse.
bere chnung
÷	um geschlossene Positionen bereinigtes Gesamtkapital
+	Verbindlichkeiten
-	sonst. Wertpapiere u. Anteile d. UV
÷	Mittelüberschuss aus d. lfd. Geschäftstätigkeit
=	fiktive schuldentilgungsdauer
Nettoverschulden
÷	Eigenkapital
Netto-Geldfluss1)
Saldo aus dem Zufluss und dem Abfluss von liquiden
Mitteln; wird üblicherweise in Netto-Geldflüsse aus der
operativen Tätigkeit, der Investitionstätigkeit und der
Finanzierungstätigkeit gegliedert.
+	Netto-Geldfluss aus der Investitionstätigkeit
+	Netto-Geldfluss aus der Finanzierungstätigkeit
Netto-Geldfluss aus der operativen Tätigkeit
Net to-Geldfluss
Kurzfristiges Vermögen (inklusive kurzfristiger Ausleihungen und kurzfristiger Rechnungsabgrenzungsposten)
abzüglich kurzfristiger Schulden (inklusive kurzfristiger
Rechnungsabgrenzungen).
+	Nettoumlaufvermögen aus dem Finanzierungsbereich
=	Net toumlaufvermögen (Working Capital)
Nettoumlaufvermögen aus dem operativen Bereich
Die Kennzahlen wurden einer Überarbeitung unterzogen.
Nettoverschuldung1)
Zinsbelastetes Fremdkapital abzüglich flüssiger Mittel
(inklusive Wertpapiere und Anteile des Umlaufvermögens), bereinigt um aktiv- und passivseitig geschlossene Positionen.
+	Verzinsliche Verbindlichkeiten
-	Saldierung um geschlossene Positionen
Verzinsliche Rückstellungen
=	Brut toverschuldung
-	Finanzaktiva
=	ROE
Net toverschuldung
Return on Equity: Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit im Verhältnis zum Eigenkapital zuzüglich der um
die latenten Steuern bereinigten unversteuerten Rücklagen und Investitionszuschüsse am Beginn des Geschäftsjahres.
÷	Eigenkapital per 01.01.
Return on Investment: Ergebnis vor Zinsaufwendungen
(inklusive personalbezogener Zinsen) und Steuern im
Verhältnis zum Gesamtkapital am Beginn des Geschäftsjahres.
÷	um geschlossene Positionen bereinigtes Gesamtkapital per 01.01.
=	ROi
Return on Capital Employed: Ergebnis vor Zinsaufwendungen (inklusive personalbezogener Zinsen) abzüglich darauf
entfallender Steuern im Verhältnis zum durchschnittlich
eingesetzten Kapital.
÷	Ø Eingesetztes Kapital
=	roce
EBIT – auf EBIT entfallende Steuern
Return on Sales: Ergebnis vor Zinsaufwendungen
Verhältnis zu den Umsatzerlösen.
÷	Umsatzerlöse
=	59
BESTÄTIGUNGSVERMERK *)
Wir haben den beigefügten Jahresabschluss der Austrian
Power Grid AG, Wien, für das Geschäftsjahr vom 1. Jänner
2013 bis zum 31. Dezember 2013 unter Einbeziehung der
Bilanz zum 31. Dezember 2013, die Gewinn- und Verlustrechnung für das am 31. Dezember 2013 endende Geschäftsjahr sowie den Anhang.
der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft
in Übereinstimmung mit den österreichischen unternehmensrechtlichen Vorschriften vermittelt. Diese Verantwortung beinhaltet: Gestaltung, Umsetzung und Aufrechterhaltung eines internen Kontrollsystems, soweit dieses für
aufgrund von beabsichtigten oder unbeabsichtigten
Fehlern; die Auswahl und Anwendung geeigneter Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden; die Vornahme von
Schätzungen, die unter Berücksichtigung der gegebenen
Rahmenbedingungen angemessen erscheinen.
Verantwortung des Abschlussprüfers und Beschreibung
von Art und Umfang der gesetzlichen Abschlussprüfung
unserer Prüfung. Wir haben unsere Prüfung unter Beachtung der in Österreich geltenden gesetzlichen Vorschriften
und Grundsätze ordnungsgemäßer Abschlussprüfung
durchgeführt. Diese Grundsätze erfordern, dass wir die
Standesregeln einhalten und die Prüfung so planen und
durchführen, dass wir uns mit hinreichender Sicherheit ein
Urteil darüber bilden können, ob der Jahresabschluss frei
von wesentlichen Fehldarstellungen ist.
hinsichtlich der Beträge und sonstigen Angaben im Jahresabschluss. Die Auswahl der Prüfungshandlungen liegt
im pflichtgemäßen Ermessen des Abschlussprüfers unter
Berücksichtigung seiner Einschätzung des Risikos eines
Auftretens wesentlicher Fehldarstellungen, sei es aufgrund
von beabsichtigten oder unbeabsichtigten Fehlern. Bei der
Vornahme dieser Risikoeinschätzung berücksichtigt der
Abschlussprüfer das interne Kontrollsystem, soweit es für
eines möglichst getreuen Bildes der Vermögens , Finanzund Ertragslage der Gesellschaft von Bedeutung ist, um
unter Berücksichtigung der Rahmenbedingungen geeignete
Prüfungshandlungen festzulegen, nicht jedoch um ein Prüfungsurteil über die Wirksamkeit der internen Kontrollen
der Gesellschaft abzugeben. Die Prüfung umfasst ferner
die Beurteilung der Angemessenheit der angewandten
Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden und der von den
gesetzlichen Vertretern vorgenommenen wesentlichen
Schätzungen sowie eine Würdigung der Gesamtaussage
des Jahresabschlusses.
Wir sind der Auffassung, dass wir ausreichende und geeignete Prüfungsnachweise erlangt haben, sodass unsere
Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unser
Aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse
Gesellschaft für das Geschäftsjahr vom 1. Jänner 2013
bis zum 31. Dezember 2013 in Übereinstimmung mit den
österreichischen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung.
Bei Veröffentlichung oder Weitergabe des Jahresabschlusses in einer von der bestätigten (ungekürzten deutschsprachigen)
Fassung abweichenden Form (z. B. verkürzte Fassung oder Übersetzung) darf ohne unsere Genehmigung weder der Bestätigungsvermerk zitiert noch auf unsere Prüfung verwiesen werden.
Der Lagebericht ist aufgrund der gesetzlichen Vorschriften
darauf zu prüfen, ob er mit dem Jahresabschluss in Einklang steht und ob die sonstigen Angaben im Lagebericht
nicht eine falsche Vorstellung von der Lage der Gesellschaft erwecken. Der Bestätigungsvermerk hat auch eine
Aussage darüber zu enthalten, ob der Lagebericht mit dem
Jahresabschluss in Einklang steht.
mit dem Jahresabschluss.
Mag. Erich Lehner e.h.
Wirtschaftsprüfer	Mag. Elfriede Baumann e.h.
Der Aufsichtsrat hat im Berichtsjahr in vier Aufsichtsratssitzungen und einer außerordentlichen Aufsichtsratssitzung sowie in fünf Arbeits-/Prüfungsausschusssitzungen
die ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben
und Befugnisse wahrgenommen. Aufgrund der Aufgaben
der APG ist ein freiwilliger Prüfungsausschuss im Sinne
des Aktiengesetzes eingerichtet. Der Arbeitsausschuss
fungiert daher auch als Prüfungs- und Dringlichkeitsausschuss. Ebenso wurde ein Präsidial- und Vergütungsausschuss eingerichtet, der dreimal getagt hat. Der Nominierungsausschuss hat einmal getagt.
Die Geschäftsführung des Vorstandes wurde vom Aufsichtsrat laufend aufgrund mündlicher und schriftlicher
Berichterstattung über den Gang der Geschäfte und die
Lage des Unternehmens geprüft. Diese Überprüfungen
haben zu keinerlei Beanstandungen Anlass gegeben. Die
Buchführung und der Jahresabschluss sind von der Ernst
& Young GmbH, Wien, geprüft worden. Der Abschlussprüfer
hat über das Ergebnis schriftlich berichtet. Dabei wurde
festgestellt, dass der Vorstand die verlangten Aufklärungen und Nachweise erbracht hat, Buchführung und Jahresabschluss den gesetzlichen Vorschriften entsprechen,
ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und
Ertragslage der Gesellschaft vermittelt wird und der Lagebericht im Einklang mit dem Jahresabschluss steht.
Der Vorsitzende des Aufsichtsrates hält regelmäßig Kontakt mit dem Vorstand. Insbesondere werden die
Geschäftsentwicklung sowie die europäischen Neuerungen
regelmäßig diskutiert. Sitzungen des Vorstandes fanden
im Regelfall vierzehntägig statt. Der Aufsichtsratsvorsitzende und der Vorstand bestätigen, dass sowohl in den
Aufsichtsratssitzungen und den Sitzungen des Arbeitsund Prüfungsausschusses als auch in den Sitzungen des
Vorstandes offene Diskussionen stattfinden.
Der Aufsichtsrat bedankt sich beim Vorstand sowie allen
Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für die Bewältigung der
herausfordernden Aufgaben.
Ing. Mag. Peter Koren e.h.
Der Aufsichtsrat hat den vorgelegten Jahresabschluss gemäß Unternehmensgesetzbuch, welchem der Abschlussprüfer seinen uneingeschränkten Bestätigungsvermerk
erteilt hat, sowie den Lagebericht des Vorstandes geprüft.
Der Lagebericht des Vorstandes wurde genehmigt und
zur Kenntnis genommen. Der Jahresabschluss wurde vom
Aufsichtsrat gebilligt, wodurch er gemäß § 96 (4) Aktiengesetz festgestellt ist.
Wagramer Straße 19, A-1220 Wien
Kontakt: www.apg.at
Fotos Vorstand & Mitarbeiter:
Mag. Martin Betz
für schadstoffarme Druckprodukte (UZ 24), UW-Nr. 715.
APG Geschäftsbericht 2013