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Timestamp: 2017-04-27 23:20:38
Document Index: 147325158

Matched Legal Cases: ['Art. 3', 'Art. 6', 'Art. 6', 'Art. 4', 'Art. 6', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 6', 'Art. 12', 'Art. 1', 'Art. 4', 'Art. 6', 'Art. 4', 'Art. 19', 'Art. 4', 'Art. 15', 'Art. 7', 'Art. 4', 'Art. 6', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 6', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 4', 'Art. 6', 'Art. 10', 'Art. 15', 'Art. 4', 'Art. 7', 'Art. 6', 'Art. 6', 'Art. 1', 'Art. 7', 'Art. 28', 'Art. 8', 'Art. 12', 'BGE', 'Art. 1', 'Art. 2', 'Art. 42', 'Art. 46', 'Art. 50']

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Kostenrechnungsschema Gestehungskosten. Branchenempfehlung Strommarkt Schweiz
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1 Branchenempfehlung Strommarkt Schweiz Kostenrechnungsschema Gestehungskosten Branchensystematik für die Kostenermittlung der Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung KRSG CH, Ausgabe 20132 Impressum und Kontakt Herausgeber Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE Hintere Bahnhofstrasse 10, Postfach CH-5001 Aarau Telefon Fax Pflege und Weiterentwicklung des Dokumentes sind bei der Kostenrechnungskommission (KoReKo) angesiedelt. Autoren der Ausgabe 2013 Rolf Meyer IBAarau Präsident Kommission Kostenrechnung Cédric Christmann EBM Leiter Task Force und Mitglied Kommission Kostenrechnung Markus Balmer BKW Mitglied Task Force Gerd Bühler Axpo Mitglied Kommission Kostenrechnung Lionel Boson CKW Mitglied Task Force Christine Döbeli ewz Mitglied Kommission Kostenrechnung und Task Force Stefan Fischer EKZ Mitglied Task Force Thomas Hammel EBM Mitglied Task Force Marco Heer CKW Mitglied Kommission Kostenrechnung Lilian Heimgartner Swissgrid Mitglied Kommission Kostenrechnung Harald Henggi BKW Mitglied Kommission Kostenrechnung Claudius Kobel BKW Mitglied Task Force Andrea Müller werke am zürichsee Mitglied Kommission Kostenrechnung Angela Krainer Axpo Mitglied Task Force Karl Resch EKZ Mitglied Kommission Kostenrechnung Peter Ruesch SIG Mitglied Kommission Kostenrechnung und Task Force Marc Wüst ibw Mitglied Kommission Kostenrechnung Markus Flatt EVU Partners AG Beratung / Unterstützung Projektleitung VSE Marcel van Zijl / Niklaus Mäder VSE Abteilung Wirtschaft und Regulierung Chronologie des Kostenrechnungsschemas Gestehungskosten Frühling 2009 Erarbeitung Erstfassung Branchenempfehlung durch Task Force Sommer 2009 Vernehmlassungen in der Branche über den Kanal der Gruppierungen 4. März 2010 Genehmigung durch Vorstand VSE Juni Oktober 2012 Überarbeitung Fassung vom 4. März 2010 durch Task Force Oktober 2012 März 2013 Überarbeitung Fassung vom 4. März 2010 durch KoReKo März-April 2013 Vernehmlassung innerhalb der Branche 3. Juli 2013 Genehmigung durch VSE-Vorstand Druckschrift Nr d, Ausgabe 2013 Copyright Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE Alle Rechte vorbehalten. Gewerbliche Nutzung der Unterlagen ist nur mit Zustimmung des VSE und gegen Vergütung erlaubt. Ausser für den Eigengebrauch ist jedes Kopieren, Verteilen oder anderer Gebrauch dieser Dokumente als durch den bestimmungsgemässen Empfänger untersagt. Der VSE übernimmt keine Haftung für Fehler in diesem Dokument und behält sich das Recht vor, dieses Dokument ohne weitere Ankündigungen jederzeit zu ändern. VSE / AES KRSG - CH3 Inhaltsverzeichnis Vorwort 4 1. Einleitung 5 2. Grundlagen Rechtliche Grundlagen und Praxis der ElCom Stromversorgungsgesetz und -verordnung Weisungen und Praxis der ElCom Anwendungsbereich Marktakteure Ausland-Geschäfte Langfrist-Bezugsverträge Energiequalitäten Wertschöpfungsstufen Energie Produktion Einkauf & Handel Vertrieb Schnittstellen der Wertschöpfungsstufen Grundsätze der Kostenermittlung und -zuordnung Allgemeines Kostenschema Gestehungskosten Gestehungskosten der einzelnen Wertschöpfungsstufen Gestehungskosten Produktion Gestehungskosten Einkauf & Handel Gestehungskosten Vertrieb Kostenträgerstruktur Bestimmung des angemessenen Gewinns Angemessener Gewinn für die Grundversorgung mit Energie Gewinnbesteuerung bei der Produktion mit kalk. Zinssatz (WACC) Gewinnbestimmung bei Handel & Einkauf im Vertrieb Anlagen EBIT-Margen von Schweizer Firmen 26 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1 Wertschöpfungsstufen Energie 11 Abbildung 2 Portfoliomodell 13 Abbildung 3 Empfohlene Kostenträgerstruktur Netz und Energie Grundversorgung 22 Tabellenverzeichnis Tabelle 1 Kostenschema Gestehungskosten (Übersicht) 16 VSE / AES KRSG - CH 4 Vorwort Das Stromversorgungsgesetz (StromVG) vom und die Stromversorgungsverordnung (StromVV) vom und haben den Schweizer Strommarkt für Endkunden mit einem Jahresverbrauch von grösser als 100 MWh pro Verbrauchsstätte geöffnet. Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch von weniger als 100 MWh pro Verbrauchstätte sollen ab der 2. Stufe der Marktöffnung vom diskriminierungsfreien Netzzugang Gebrauch machen können. Im Sinne des Subsidiaritätsprinzips (StromVG Art. 3 Abs. 1) wurde im Rahmen des Projekts Merkur Access II ein umfassendes Regelwerk für die Elektrizitätsversorgung im offenen Strommarkt durch Fachleute der Branche ausgearbeitet. Mit diesem Regelwerk steht der Elektrizitätswirtschaft eine branchenweit anerkannte Empfehlung zur Nutzung der Stromnetze und der Organisation des Energiegeschäfts zur Verfügung. StromVG und StromVV verlangen die Erarbeitung von Richtlinien zu verschiedenen Sachverhalten durch die Netzbetreiber. Diese Aufgabe wurde im Rahmen der Branchendokumente erfüllt. Die entsprechenden Kapitel in den verschiedenen Dokumenten sind im Kapitel 7 des Marktmodells Elektrische Energie (MMEE) aufgeführt. Das Netznutzungsmodell für die Verteilnetze (NNMV CH), das Netznutzungsmodell für das Übertragungsnetz (NNMÜ CH), der Transmission Code (TC CH), das Balancing Concept (BC CH), der Metering Code (MC CH) und der Distribution Code (DC CH) sind Schlüsseldokumente. Abgestimmt auf diese zentralen Dokumente werden die Umsetzungsdokumente sowie die nötigen Werkzeuge durch die Branche erarbeitet. Das vorliegende Dokument KRSG ist ein Umsetzungsdokument. VSE / AES KRSG - CH5 1. Einleitung (1) Das Stromversorgungsgesetz (StromVG) ist in der Absicht entstanden, den Strommarkt in der Schweiz analog zu den Ländern der EU zu öffnen. Aus politischen Erwägungen wurde vom Parlament eine Öffnung in zwei Schritten beschlossen. In einer ersten Phase der Marktöffnung haben nur Endkunden mit einem Jahresverbrauch über 100 MWh die Möglichkeit des freien Netzzuganges, d.h. des freien Marktzutritts. Die übrigen Kunden verbleiben in der Grundversorgung. Weiter zählen auch Endkunden, die den freien Netzzugang nicht beanspruchen, zur Grundversorgung (Art. 6 Abs. 1 StromVG). Im Bereich der Grundversorgung sind nicht Lieferanten oder Händler für die Belieferung der Endkunden in Grundversorgung verantwortlich, sondern diese Rolle kommt von Gesetzes wegen den Verteilnetzbetreibern zu. (2) Die Lieferung von Grundversorgungsenergie erfolgt integral, d.h. Netz + Energie, auf der Basis eines sogenannten Elektrizitätstarifs mit getrenntem Ausweis von Netznutzungsentgelt, Energielieferung und Abgaben und Leistungen ans Gemeinwesen (Art. 6 Abs. 3 StromVG). Die Ermittlung der Kosten für die Netznutzung wird in der VSE- Branchenempfehlung Kostenrechnungsschema für Verteilnetzbetreiber (KRSV) beschrieben. Der Tarifanteil Energielieferung in der Grundversorgung muss sich an den Gestehungskosten der Produktion bzw. den langfristigen Bezugsverträgen orientieren (Art. 4 Abs. 1 StromVV). Diese stellen allerdings nur einen Teil der entsprechenden Kalkulationsbasis dar. Zur vollständigen Ermittlung der Kosten für die Energielieferung an Endkunden in Grundversorgung sind insbesondere die Kosten folgender Tätigkeiten zu berücksichtigen: Vertriebsaktivitäten und Abwicklung der Kundenprozesse Eigenproduktion (inkl. Partnerwerke) Einkauf & Handel (inkl. Beteiligungen) Verwaltung und Management der entsprechenden Organisationseinheiten Die geltenden Regelungen der Grundversorgung gemäss Art. 6 StromVG (angemessene Tarife) und Art. 4 StromVV gelten nur für die aktuelle Phase der Teilmarktöffnung, d.h. nur solange die festen Endverbraucher keinen Anspruch auf Netzzugang haben. Diese Übergangsregelung ist zeitlich begrenzt und mit der Einführung der vollen Marktöffnung, wo alle Endverbraucher ihren Lieferanten für die Energie frei und auf der Basis von Marktpreisen wählen können, hinfällig. (3) In Art. 4 StromVV 1 Elektrizitätstarife und Kostenträgerrechnung für Energielieferung wird im Absatz 1 folgende Regelung zur Bemessung der Energieliefertarife in der Grundversorgung festgehalten: Der Tarifanteil für die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung orientiert sich an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers. (4) Die vorliegende Branchenempfehlung berücksichtigt die Vorgaben und die Anforderungen der ersten Phase der Marktöffnung. Das KRSG behandelt folgende Themen: Rechtliche Grundlagen und Anwendungsbereich der Grundversorgung mit Strom Grundsätze zur Kostenrechnung Energielieferung Definition und Abgrenzung der einzelnen Wertschöpfungsstufen der Energielieferung Definition der Gestehungskosten pro Wertschöpfungsstufen 1 Revidierte StromVV vom 14. März 2008, Änderung vom 30. Januar Für die Periode zwischen 2009 und 2012 siehe ElCom Weisung 3/2012. VSE / AES KRSG - CH6 2. Grundlagen 2.1 Rechtliche Grundlagen und Praxis der ElCom Stromversorgungsgesetz und -verordnung 2 (1) Art. 6 StromVG regelt die Lieferpflicht und die Tarifgestaltung für die Grundversorgung im Grundsatz. Als Grundversorgung wird in Abs. 1 die jederzeitige Belieferung der gewünschten Menge an Elektrizität mit der erforderlichen Qualität und zu angemessenen Tarifen an feste Endverbraucher (weniger als 100MWh Jahresverbrauch pro Verbrauchsstätte) und an Endverbraucher, die auf den Netzzugang verzichten, definiert. Die Verteilnetzbetreiber werden verpflichtet, für feste Endverbraucher pro Kundengruppe mit gleichartiger Verbrauchscharakteristik und gleicher Spannungsebene, einen einheitlichen, für ein Jahr festen Elektrizitätstarif zu berechnen und nach Netznutzung, Energielieferung, Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen aufgeschlüsselt zu veröffentlichen (Abs. 3). für den Tarifbestandteil der Energielieferung eine separate Kostenträgerrechnung zu führen (Abs. 4). die Preisvorteile aus ihrem freien Netzzugang (z.b. durch anteilige Beschaffung von Energie für die Grundversorgung am freien Markt) anteilsmässig an die festen Endverbraucher weiterzugeben (Abs. 5). (2) Art. 12 StromVG verpflichtet die Netzbetreiber in Bezug auf die Grundversorgung mit Energie zur jährlichen Veröffentlichung der Elektrizitätstarife (Abs. 1) sowie zur transparenten und vergleichbaren Rechnungsstellung (Abs. 3). Die Kosten für die Energielieferung im Falle der Grundversorgung sind auf der Rechnung getrennt auszuweisen. (3) Art. 1 StromVV definiert den Gegenstand und Geltungsbereich der Verordnung. Die geltende Verordnung regelt lediglich die erste Phase der Strommarktöffnung, in welcher die festen Endverbraucher keinen Anspruch auf Netzzugang haben. Für die volle Marktöffnung wird damit eine grundlegende Revision der StromVV nötig sein. (4) Art. 4 StromVV präzisiert die Angemessenheit der Tarife im Sinne von Art. 6 Abs. 1 StromVG sowie die Pflichten der Netzbetreiber im Zusammenhang mit der separat zu führenden Kostenträgerrechnung für die Energielieferung. Gemäss Abs. 1 müssen sich die Elektrizitätstarife in der Grundversorgung an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen der Verteilnetzbetreiber orientieren. Im Übrigen verpflichtet Art. 4 StromVV die Netzbetreiber zur Begründung von Erhöhungen und Senkungen der Elektrizitätstarife gegenüber den festen Endverbrauchern (Abs. 2) sowie im Falle von Erhöhungen auch gegenüber der ElCom (Abs. 3). (5) Art. 19 StromVV sieht vor, dass die ElCom neben den Netznutzungstarifen und -entgelten auch die Elektrizitätstarife mittels Effizienzvergleichen überprüft (Abs. 1) und im Fall von ungerechtfertigten Gewinnen entsprechende Tarifsenkungen bei den Netzbetreibern verfügt (Abs. 2). Im Rahmen der Effizienzvergleiche hat die ElCom mit den betroffenen Kreisen zusammenzuarbeiten, die nicht beeinflussbaren Unterschiede sowie den Amortisierungsgrad zu berücksichtigen und internationale Vergleichswerte in die Überprüfung miteinzubeziehen Weisungen und Praxis der ElCom (1) Gemäss der Weisung 3/2012 der ElCom gehören zu den anrechenbaren Gestehungskosten die Betriebs- und Kapitalkosten einer leistungsfähigen und effizienten Produktion sowie Abgaben. Das von der ElCom verwendete Gestehungskostenschema enthält aus Sicht des VSE folgende grundlegende Mängel: Das Gestehungskostenschema der ElCom verweist vom Wortlaut her nur auf die Wertschöpfungsstufe der Produktion. Die anteiligen Kosten für den Einkauf, für den Handel und für den Vertrieb im Zusammenhang mit der Grundversorgung werden nicht explizit miteinbezogen. 2 Stand StromVG vom 1. Juli 2012; Stand StromVV vom 15. März VSE / AES KRSG - CH7 Das Gestehungskostenschema der ElCom ist eine Mischung aus Aufwandarten der Finanzrechnung (z.b. Personalaufwand) und aus Kostenarten der Kostenrechnung (z.b. Verzinsung von Eigenkapital). Das vom Gesetzgeber, der ElCom und der Branche im Netzbereich anerkannte Kapitalkostenmodell auf Basis der Gesamtkapitalverzinsung mit einem risikogerechten, gewichteten Kapitalkostensatz WACC (Weighted Average Cost of Capital) wird durch die Differenzierung von Fremd- und Eigenkapitalverzinsung im Gestehungskostenschema der ElCom durchbrochen. Das Gestehungskostenschema der ElCom ist unvollständig. (2) Inhaltlich definiert die ElCom insbesondere die Zusammensetzung der Gestehungskosten einer effizienten Produktion, bestehend aus den entsprechenden Betriebs- und Kapitalkosten. Zu den Betriebskosten der Produktion zählt die ElCom auch die Kosten der Energiebeschaffung für den Eigenbedarf. Weiter werden bei entsprechender Begründung auch erfolgte Rückstellungen für Betriebsrisiken oder ein ausserordentlicher Aufwand als anrechenbare Kosten von der ElCom akzeptiert. (3) Die Weisung der ElCom enthält keine nähere Definition des Begriffes langfristige Bezugsverträge. Ebenfalls ist die Herleitung der Kosten langfristiger Bezugsverträge in der ElCom- Weisung nicht detailliert definiert. Die ElCom stellt diese Kosten lediglich den Gestehungskosten der Produktion gleich. In dieser Branchenempfehlung sind daher in Kapitel 2.2 entsprechende Begriffs- und Inhaltsdefinitionen enthalten. (4) Ebenfalls nicht definiert ist der Begriff der effizienten Produktion, und es sind auch keine Kriterien festgelegt, die für eine Prüfung herangezogen werden könnten. Der VSE empfiehlt daher, die Produktionseffizienz, welche primär von den verschiedenen Produktionsarten und den verfügbaren Produktionsstandorten abhängt, im Rahmen der Übergangslösung der Teilmarktliberalisierung und unter Berücksichtigung der energiepolitischen Vorgaben nicht anzuwenden. Spätestens zum Zeitpunkt der vollständigen Marktöffnung werden Produzenten mit allfällig ineffizienten Anlagen mit einem Preis- und Absatzrisiko konfrontiert werden, da die Kraftwerke bereits heute auch schon für den Markt produzieren. (5) Bei wörtlicher Auslegung der Weisung wären zur Ermittlung der Grundversorgungstarife lediglich die im Rahmen der Produktion entstehenden Kosten, einschliesslich der entsprechenden Kapitalkosten sowie die Kosten für langfristige Bezugsverträge, anzusetzen. Die in einem Energieversorgungsunternehmen darüber hinaus anfallenden Kosten zur Durchführung der erforderlichen Handelsaktivitäten sowie die Aktivitäten zur Betreuung der festen Endkunden und des diesbezüglichen Vertriebes blieben unberücksichtigt. Die entsprechenden Prozesse sind allerdings für ein Energieversorgungsunternehmen zur Erfüllung seiner Versorgungsaufgabe unabdingbar. Auch die zugehörigen Betriebs- und Kapitalkosten im Vertrieb sind aus den mit Kunden getätigten Umsätzen zu decken und müssen daher bei der Tarifgestaltung ebenfalls berücksichtigt werden. Erfolgt dies nicht, so ist die Wirtschaftlichkeit von Energieversorgungsunternehmen beeinträchtigt. Unter Berücksichtigung vorgenannter Aspekte wird Art. 4 Abs. 1 StromVV insbesondere hinsichtlich des Begriffes Orientierung an den Gestehungskosten seitens des VSE dahingehend interpretiert, dass die Kosten einer effizienten Produktion und von langfristigen Bezugsverträgen in jedem Falle bei der Kalkulation der Tarife für die Grundversorgung heranzuziehen sind, die übrigen Kosten eines Energieunternehmens, die zur Erfüllung seiner Versorgungsaufgabe und zur Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit anfallen, aber ebenfalls zu berücksichtigen sind. (6) In dieser Branchenempfehlung wird der Begriff Gestehungskosten daher in einer erweiterten Auslegung verwendet. D. h. dass zu den reinen Produktionskosten und denen für langfristige Bezugsverträge auch die sonstigen Kosten eines Verteilnetzbetreibers zur Erfüllung seiner Versorgungsaufgabe und zur Belieferung der Kunden mit Energie hinzuzurechnen sind. Dies umfasst insbesondere auch die Kosten für Vertrieb und Handel. Nicht zu berücksichtigen sind allerdings alle mit dem Verteilnetzbetrieb zusammenhängenden Kosten. Aus diesen Überlegungen resultieren die folgenden Gruppen von Gestehungskostenarten, die in vorliegender Branchenempfehlung verwendet werden: Gestehungskosten Produktion (inkl. Partnerwerke) Gestehungskosten Einkauf & Handel Gestehungskosten Vertrieb VSE / AES KRSG - CH8 (7) Explizit äussert sich die ElCom zur Berechnung der kalkulatorischen Kapitalkosten, bestehend aus kalkulatorischen Abschreibungen sowie der risikogerechten Verzinsung der investierten, betriebsnotwendigen Vermögenswerte. In Analogie zur Definition der anrechenbaren Netzkosten (vgl. Art. 15 Abs. 3 StromVG) bilden auch im Bereich der Produktionsanlagen höchstens die ursprünglichen Anschaffungs- und Herstellkosten die Basis. Die kalkulatorischen Abschreibungen erfolgen linear über die wirtschaftliche Nutzungsdauer oder, sofern diese kürzer ist, über die Konzessionsdauer, auf den Restwert Null. Bei der kalkulatorischen Verzinsung verzichtet die ElCom auf die Vorgabe eines angemessenen Zinssatzes. Der Zinssatz soll den Risiken der Stromproduktion angemessen Rechnung tragen und den individuellen Verhältnissen, z.b. der konkreten Finanzierungsstruktur, angepasst werden können. In konkreten Kostenprüfungen hat die ElCom demgegenüber bereits mehrfach einen von ihr als angemessen definierten, standardisierten Zinssatz zur Anwendung gebracht. Diese Praxis der ElCom sowie die entsprechende Beurteilung des VSE sind in Kapitel dieser Branchenempfehlung enthalten. (8) Die Grenzen der Anwendbarkeit der Definition des angemessenen Gewinns anhand einer risikogerechten Verzinsung des investierten Kapitals hat die ElCom im Rahmen der Überprüfung der Vertriebsgewinne von Verteilnetzbetreibern ohne massgebliche Eigenproduktionsanteile festgestellt. Auf der Basis der Tarifdeklarationen 2010 der Netzbetreiber hat die El- Com einen Schwellenwert 3 für die Vertriebs- und Verwaltungskosten inklusive einem angemessenen Gewinn berechnet und als Aufgreifkriterium für die Überprüfung der Energieliefertarife kommuniziert. Aus Sicht der ElCom sind Verteilnetzbetreiber mit einer Vertriebsmarge inkl. Verwaltungs- und Vertriebskosten unterhalb des Schwellenwertes nicht vertieft zu überprüfen. (9) Der VSE beurteilt die aktuelle regulatorische Praxis in Bezug auf die Vertriebskosten im Sinne eines Aufgreifkriteriums als betriebswirtschaftlich nicht sachgerecht: Während für einzelne Versorger ein generell angewandter Schwellenwert eine angemessene Vertriebsmarge ermöglicht, kann je nach Kunden- und Grössenstruktur dies nicht der Fall sein. Grosse Endverbraucher, insbesondere potentiell freie Kunden, sind mit höheren Vertriebs- und Verwaltungskosten und in der Regel auch mit höheren Risiken (z.b. Debitorenrisiko) beim Versorger verbunden. Ist der Anteil an Grosskunden bei einem Versorger überdurchschnittlich, dürfte ein genereller Schwellenwert den angemessenen Gewinn gefährden. Die in die Erhebung der ElCom eingeflossenen, aktuellen Vertriebs- und Verwaltungskosten sind für die zukünftige Situation im liberalisierten Markt nicht repräsentativ. Mit zunehmender Wechselbereitschaft von potentiell freien Kunden sowie den Anforderungen der neuen Energiepolitik ist von einer Erhöhung der bisher äusserst tiefen Vertriebskosten auszugehen. Ein Aufgreifkriterium bedeutet grundsätzlich, dass es einen Anreiz gibt, seine Leistungen und seine Qualität zu kürzen bzw. keine Leistungen, z.b. im Bereich der erneuerbaren Energieprodukte und der Energieeffizienz, auszubauen. (10) Letztlich äussert sich die ElCom in ihrer Weisung auch zur Kostenallokation. Einerseits verweist sie auf die Anwendbarkeit der Vorgaben zur Kostenrechnung Netznutzung von Art. 7 Abs. 5 StromVV. Bezüglich der Aufteilung der Beschaffungskosten auf die Grundversorgung und auf freie Kunden hält sie folgende Vorgabe fest: Bei der Aufteilung der Vorteile der günstigeren Gestehungskosten und langfristigen Bezugsverträge auf Endverbraucher mit Grundversorgung und die anderen Kunden sind Lieferverträge, die bereits vor Inkrafttreten der Verordnung bestanden, angemessen zu berücksichtigen. Dazu wird der aufgrund der Gestehungskosten und langfristigen Bezugsverträge günstigere Strom mit einem sachgerechten, nachvollziehbaren und schriftlich festgehaltenen Schlüssel auf diese beiden Gruppen verteilt. Als Schlüssel wird im Normalfall der durchschnittliche Absatz bei den verschiedenen Kundengruppen der letzten zwei Jahre verwendet. Abweichungen davon sind namentlich im Falle grösserer Änderungen möglich, sie sind aber zu begründen. 3 Vgl. ElCom Infoveranstaltung 2011; Folien Erhältlich unter VSE / AES KRSG - CH9 2.2 Anwendungsbereich Marktakteure (1) Im Grundsatz definiert die ElCom in Ziffer 2 der Weisung 3/2012 die Anwendbarkeit von Art. 4 Abs.1 StromVV: Die Anwendung von Artikel 4 Absatz 1 StromVV ist auf Endverbraucher mit Grundversorgung beschränkt. Diese setzen sich gemäss Artikel 2 Absatz 1 Bst. f StromVV zusammen aus den festen Endverbrauchern und den Endverbrauchern, die auf den Netzzugang verzichten. Damit ist der Absatz weder auf Endverbraucher, die am Markt teilnehmen, noch auf das Verhältnis zwischen Lieferanten und Endverteilern anwendbar. (2) Endverbraucher mit Netzzugang sind gemäss obiger Definition und im Sinne von Art. 6 StromVG von der Grundversorgung ausgenommen. Durch die Wahl des Energielieferanten können sie von Angebot und Nachfrage am Strommarkt profitieren. Eine Regulierung der für die Energielieferung anrechenbaren Gestehungskosten erübrigt sich. (3) Produzenten unterliegen der Gestehungskostenregelung von Art. 4 Abs. 1 StromVV grundsätzlich nicht. Aus Sicht des VSE kann ein Produzent bzw. dessen Eigentümer nur in zwei Fällen dazu verpflichtet werden, die Gestehungskostenregelung nach Art. 4 Abs. 1 StromVV anzuwenden: Das Kraftwerk oder die Kraftwerksgesellschaft ist im direkten Eigentum oder unter der Kontrolle eines Verteilnetzbetreibers mit Grundversorgungsauftrag. Das Kraftwerk ist als Partnerwerk ausgestaltet und mindestens ein Verteilnetzbetreiber mit Grundversorgungsauftrag ist daran beteiligt. In diesem Fall ist/sind diese(r) Verteilnetzbetreiber als (Mit-)Eigentümer gemäss Ziffer 5 der ElCom-Weisung 3/2012 verpflichtet, seine/ihre Vorteile aufgrund der partnerschaftlichen Eigenproduktion unabhängig von der Eigentümerstruktur an seine Endverbraucher mit Grundversorgung weiterzugeben. Für die übrigen Eigentümer ist die vorliegende Branchenempfehlung bzw. die Gestehungskostenregelung von Art. 4 Abs. 1 StromVV aus Sicht des VSE nicht anzuwenden. (4) In sämtlichen übrigen Fällen von unabhängigen Produzenten ohne Grundversorgungsauftrag ist die vorliegende Branchenempfehlung bzw. die Gestehungskostenregelung von Art. 4 Abs. 1 StromVV aus Sicht des VSE nicht anzuwenden. (5) KEV-Anlagen, d.h. Kraftwerke bzw. Produktionsgesellschaften mit kostendeckender Einspeisevergütung (KEV) fallen aus Sicht des VSE nicht unter den Anwendungsbereich von Art. 4 Abs. 1 StromVV. Demgegenüber können die Kosten für die Abnahme erneuerbarer Energie von dezentralen Produktionsanlagen ohne kostendeckende Einspeisevergütung, je nach Möglichkeiten des lokalen Verteilnetzbetreibers mit oder ohne ökologischen Mehrwert, als Gestehungskosten für die Grundversorgung angerechnet werden. Dabei soll es dem Verteilnetzbetreiber aus Sicht des VSE frei stehen, den ökologischen Mehrwert ausserhalb der Grundversorgung zu vermarkten (z.b. entsprechende Zusatzprodukte oder Zertifikatshandel) oder aber direkt in den Gestehungskosten der damit höherwertigen Grundversorgung anzurechnen. Relevant sind mindestens die für den jeweiligen Verteilnetzbetreiber anfallenden Kosten für die Abnahme der eingespiesenen Energie zum definierten Rückliefertarif. (6) Verteilnetzbetreiber sind von dieser Branchenempfehlung in ihrer Rolle als Versorger von festen Endverbrauchern und solchen, die auf den Netzzugang verzichten, betroffen. Der Verteilnetzbetreiber unterliegt als versorgungspflichtiges Unternehmen den Vorschriften des Art. 4 Abs. 1 StromVV. Verteilnetzbetreiber, die keine Endkunden in Grundversorgung beliefern, unterliegen nicht den Vorschriften des Art. 4 Abs. 1 StromVV. Auf das Verhältnis des Verteilnetzbetreibers mit seinen vorgelagerten Netzbetreibern bzw. seinen Energielieferanten ist Art. 4 Abs. 1 StromVV nicht anwendbar, da die Verteilnetzbetreiber aufgrund ihres freien Netzzugangs gemäss Art. 6 Abs. 5 StromVG selber keinen Anspruch auf Grundversorgung haben. (7) Unabhängige Energielieferanten ohne Grundversorgungsauftrag und reine Stromhändler unterstehen den Regelungen von Art. 4 Abs. 1 StromVV nicht. VSE / AES KRSG - CH10 2.2.2 Ausland-Geschäfte (1) Beteiligungen an Kraftwerksgesellschaften im Ausland oder entsprechende Bezugsverträge (siehe Kapitel nachstehend) sind von der Gestehungskostenregelung gemäss Art. 4 Abs. 1 StromVV nur insofern betroffen, als eine physische Lieferung des Stroms zu Grundversorgungszwecken möglich ist. Dies bedingt entsprechende Grenzkapazitäten. Wird der von diesen erzeugte Strom im Ausland abgesetzt oder wird der Strom durch ausländische Vergütungsmodelle, wie zum Beispiel in Deutschland von den Einspeisevergütungen nach EEG vergütet, müssen sie bei der Ermittlung der Gestehungskosten keine Berücksichtigung finden, da sie nicht im Zusammenhang mit der Belieferung von Kunden in der Schweiz stehen und einem anderen Geschäftszweck dienen Langfrist-Bezugsverträge (1) Als 'langfristige Bezugsverträge' im Sinne von Art. 4 Abs. 1 StromVV und der Ziffer 4 der Weisung 3/2012 der ElCom werden nach der Interpretation des VSE alle Energieverträge zur physischen Strombeschaffung verstanden, die eine längerfristige Geschäftsbeziehung regeln. Als 'sonstige Beschaffungsverträge' werden alle Vereinbarungen zwischen dem jeweiligen Energieversorgungsunternehmen und Dritten zur physischen Beschaffung von Energie verstanden, die jedoch nicht auf eine längerfristige Geschäftsbeziehung ausgelegt sind. Ebenfalls sonstige Beschaffungsverträge sind Vereinbarungen zwischen einem Energieversorgungsunternehmen und Dritten zur Beschaffung von Energie, die finanziellen Charakter haben. (2) Die Zuteilung der sonstigen Beschaffungsverträge (unabhängig der Fristigkeit) auf die Endkunden in Grundversorgung sowie auf die sonstigen Kunden muss nachvollziehbar erfolgen. (3) Es wird empfohlen, alle Bezugsverträge sowie die eigenerzeugten Mengen einschliesslich derer von Partnerwerken in einem Portfolio zu verwalten, sie mit den jeweiligen Energiekosten zu bewerten und sie innerhalb dieses Modells auch den geplanten Absatzmengen für die verschiedenen Kundengruppen gegenüberzustellen. Näheres hierzu enthält Kapitel Energiequalitäten (1) Der Bereich der Qualitätszertifikate und der Vermarktung des ökologischen Mehrwerts eigener Produktionsanlagen ist aus Sicht des VSE nicht reguliert. Sofern seitens des Energieversorgungsunternehmens ein Grundversorgungstarif mit Berücksichtigung besonderer Stromqualitäten angeboten wird, so können diese einerseits durch entsprechend erworbene Zertifikate und andererseits durch die Festlegung eines entsprechenden Produktionsmixes realisiert werden. Das Angebot eines solchen Tarifes im Rahmen der Grundversorgung ist aus Sicht des VSE im Sinne der Nachhaltigkeit durchaus zu begrüssen und auch im Interesse von Politik, Gesellschaft und Umwelt. Es sollte daher im Ermessen des einzelnen Energieversorgungsunternehmens liegen, inwieweit die resultierenden Qualitätskosten in die Ermittlung der Gestehungskosten für die Belieferung von Endkunden in Grundversorgung mit Strom berücksichtigt werden oder nicht. Die Bewertungsgrundlage im Falle der Berücksichtigung sollten zum einen die Erwerbskosten der Qualitätszertifikate und zum anderen im Falle des Vorhandenseins eigener Produktionsanlagen alle Kosten sein, die im Zusammenhang mit der Sicherstellung der entsprechenden Qualitäten entstehen. (2) Dem Energieversorgungsunternehmen ist es aus Sicht des VSE daher auch freizustellen, inwiefern es wählbare Aufpreis- oder Mehrwertprodukte im Rahmen oder ausserhalb der Grundversorgung anbietet. Im Falle von für die Kunden frei wählbaren Zusatz- oder Mehrwertprodukten unterstehen entgegen der Praxis der ElCom aus Sicht des VSE die Zusatzoder Mehrwertprodukte nicht der Regulierung. VSE / AES KRSG - CH 11 3. Wertschöpfungsstufen Energie (1) Zur Sicherstellung der Grundversorgung mit Energie im Sinne von Art. 6 StromVG ist, neben der Netzinfrastruktur zur Übertragung und Verteilung, die Produktion des Stroms in der erforderlichen Qualität, der Einkauf von zusätzlichen Strommengen bei Drittproduzenten oder am Markt, der Handel zur Optimierung der bedarfsgerechten Bereitstellung der geforderten Strommengen zur richtigen Zeit und letztlich der Vertrieb des Stroms an den Endkunden notwendig. Da die Elektrizitätsversorgungsunternehmen die Verteilnetzbereiche gemäss Art. 10 StromVG mindestens buchhalterisch von den übrigen Tätigkeitsbereichen entflechten müssen, konzentriert sich das vorliegende Kostenrechnungsschema ausschliesslich auf die "Wertschöpfungsstufen Energie". Abbildung 1 Wertschöpfungsstufen Energie (2) In Abbildung 1 sind die möglichen Wertschöpfungsstufen eines Versorgungsunternehmens in Bezug auf die Energielieferungen aufgeführt. Ein einzelnes Versorgungsunternehmen mit Grundversorgungsauftrag kann dabei auf allen oder nur auf einzelnen Wertschöpfungsstufen tätig sein und ist in seiner Organisation frei. (3) Nicht Bestandteil des Kostenrechnungsschemas Gestehungskosten sind Kosten, die im Rahmen der Netznutzung entstehen (Netzinfrastruktur, Netzbetrieb, ). Die Definition und Abgrenzungen der Wertschöpfungsstufen des Netzes, bestehend aus Übertragung und Verteilung, sind im NNMÜ-CH bzw. im NNMV-CH 4 aufgeführt Produktion (1) Die Kosten der Produktion von Strom in eigenen Kraftwerken, sowie die Jahreskosten der mit Partnern gemeinsam betriebenen Partnerkraftwerke werden im vorliegenden Kostenrechnungsschema in der Wertschöpfungsstufe Produktion abgebildet. Nicht miteinbezogen werden KEV-Anlagen (vgl. Kapitel hiervor). (2) Als Gestehungskosten der Produktion werden alle Kosten eines Kraftwerkes loco Klemme verstanden. Sie umfassen alle effizienten Aufwandskosten im direktem oder indirekten ursächlichen Zusammenhang mit der Erzeugung, kalkulatorische Kosten (wie z.b. Kosten für Gratis- oder Vorzugsenergielieferungen) und kalkulatorische Kapitalkosten für das betriebsnotwendige Vermögen. Sie werden bei gleichzeitiger Strom- und Wärmeproduktion mengengewichtet berücksichtigt. D. h. es werden lediglich die anteiligen Stromproduktionskosten in die Gestehungskostenermittlung aufgenommen. (3) Die Kosten von Partnerwerken fallen anteilig gemäss Jahresrechnung des Partnerwerkes oder gemäss Kostenrechnung des Partnerwerkes an. Im Falle einer Kostenrechnung orientiert sich diese an den gleichen Grundsätzen wie diejenige von eigenen Kraftwerken gemäss (2). (4) Die Kosten von Beteiligungen fallen gemäss Jahresrechnung resp. Beteiligungsverhältnis an. Diese sind im Kostenrechnungsschema der Wertschöpfungsstufe Produktion zuzuordnen, wenn der Bezug der anteiligen Strommengen kostenbasiert erfolgt. Dies kann auch der Fall sein für kostenbasierte Langfristverträge. Wenn Kraftwerke, Produktionsbeteiligungen oder kostenbasierte Langfristverträge nicht der Versorgung der Kunden in der Schweiz dienen, wie das insbesondere bei ausländischer Produktion der Fall sein kann, sind diese nicht in die Gestehungskosten einzurechnen. 4 Netznutzungsmodell für das Schweizerische Übertragungsnetz NNMÜ-CH (VSE, 2013), Netznutzungsmodell für Verteilnetze der Schweiz NNMV-CH (VSE 2011). VSE / AES KRSG - CH12 (5) Das ganze Produktionsportfolio der Energie wird an die nachgelagerte Wertschöpfungsstufe Einkauf & Handel abgegeben. Die entsprechende Disposition der für die Grundversorgung erforderlichen Energiemengen und -qualitäten erfolgt auf dieser Stufe. 3.2 Einkauf & Handel (1) In der Wertschöpfungsstufe Einkauf & Handel fallen sämtliche zusätzlich zur Produktion notwendigen Beschaffungs- und Dispositionskosten eines Versorgungsunternehmens an. Insbesondere werden in dieser Wertschöpfungsstufe die Kosten aus Langfristverträgen (gemäss der Definition in Kapitel hiervor), die Kosten sonstiger Beschaffungsverträge, und die allfälligen Kosten weiterer Beschaffungen am freien Markt verbucht. Im Unterschied zur kostenbasierten Produktion sind diese Verträge in der Regel marktpreisbasiert ausgestaltet. (2) Finanzielle Beteiligungen an Produktions- oder Handelsgesellschaften, welche zum Bezug entsprechender Strommengen berechtigen, werden, sofern die Bezugsrechte preisbasiert ausgestaltet sind, ebenfalls dieser Wertschöpfungsstufe zugeordnet. Im Unterschied zur Wertschöpfungsstufe der Produktion sind für das Kostenrechnungsschema in diesen Fällen nur die jeweiligen Beschaffungskosten relevant. (3) Der Einkauf und Handel ist für die Grundversorgung neben der Produktion relevant, da über diese Aktivitäten insbesondere Shortpositionen der Versorgung am Markt beschafft werden können. Zudem können in dieser Wertschöpfungsstufe wichtige Risiken für die Produktion und den Vertrieb optimiert bewirtschaftet werden. Die übrigen Kosten und Erlöse dieser Wertschöpfungsstufe eines Versorgungsunternehmens werden vom Versorgungsgeschäft abgegrenzt (z.b. Eigenhandel, Verkauf überschüssiger Energie). Dies geschieht indem der Einkauf & Handel als interner Dienstleister gegenüber der Produktion, dem Vertrieb und gegenüber dem Netz (Netzverluste) verstanden wird. Dadurch wird auch die Transparenz der internen Wertflüsse und der Kostenrechnung erhöht (siehe Kapitel 3.4 nachstehend). 3.3 Vertrieb (1) Der Vertrieb stellt den direkten Kontakt zum Endkunden (Kundendienst, Produktmanagement, Produkt- und Preiskommunikation, Abrechnung, etc.) sicher. Er betreut und berät die unterschiedlichen Kundensegmente, gestaltet neue Produkte und zusätzliche Dienstleistungen, entwickelt diese weiter und stellt zumeist auch den Tagesbetrieb in den Bereichen Energiedatenmanagement (wie z.b. Mutationen, Fahrplan) und Abrechnung sicher. Je nach Auftrag und Strategie des einzelnen Versorgungsunternehmens fördert er zudem auch die Energieeffizienz u.ä. oder führt Kundeninformationsmassnahmen durch. Kundenspezifische und freiwillig angebotene Dienstleistungen sind mit deren Erlösen und Kosten von den Gestehungskosten abzugrenzen. (2) Leistungen des Energievertriebs sind kostenmässig vom Netzvertrieb abzugrenzen. Zudem ist darauf zu achten, dass Marktleistungen, d.h. Leistungen an Endkunden, die vom Netzzugang Gebrauch gemacht haben, auch in der Kostenrechnung klar von den erforderlichen Leistungen für die Grundversorgung abgegrenzt werden. (3) Aus dem beim Einkauf & Handel verantworteten, gesamten Energieportfolio eines Versorgungsunternehmens werden alle Endkunden im angestammten Versorgungsgebiet grundsätzlich mit demselben Energiemix über den Vertrieb versorgt. Die kundengerechte und diskriminierungsfreie Produkt- und Preisgestaltung in- und ausserhalb der Grundversorgung obliegt dem Vertrieb. 3.4 Schnittstellen der Wertschöpfungsstufen (1) Es wird empfohlen, die Gestehungskosten für jede einzelne Wertschöpfungsstufe einzeln zu ermitteln. (2) Folgende Gründe sprechen dafür: Prozesse und Vermögensstrukturen sind auf jeder Wertschöpfungsstufe unterschiedlich. Hieraus resultieren signifikante Unterschiede in den Kostenarten und Kostenstrukturen, die sich auch in der Ermittlung der Gestehungskosten auswirken. Beispielsweise folgt die Bewertung von Kraftwerksanlagen anderen Grundsätzen als die getätigter Handelsgeschäfte. Beide Bewertungen haben jedoch Auswirkungen auf die resultierenden Kapitalkosten. VSE / AES KRSG - CH 13 Auf jeder Wertschöpfungsstufe existieren rechnerisch Strombezug und Stromabgabe. Deren monetäre Bewertung basiert aufgrund der vorgenannten Andersartigkeiten in den Prozess- und Vermögensstrukturen auf deutlich voneinander abweichenden Verfahren und Methoden. Die Bewertung der von einem Kraftwerk produzierten Strommengen kann beispielsweise zu Produktionskosten inkl. eines angemessenen Gewinns erfolgen, wohingegen die Bewertung eines Beschaffungsvertrages von den Vertragskonditionen, der gegenwärtigen Marktpreissituation und der bestehenden Risikoposition abhängen kann. Innerhalb jeder Wertschöpfungsstufe wird ein Stromaufkommen generiert sowie Strom verbraucht. Beispielsweise wird auf Ebene der Wertschöpfungsstufe 'Einkauf & Handel' Strom auf dem Grosshandelsmarkt gekauft und auf diesem auch Strom verkauft. Weiterhin werden Strommengen zwischen den Wertschöpfungsstufen ausgetauscht. Beispielsweise werden auf der Stufe 'Einkauf & Handel' Strommengen von der Produktion übernommen und andere Strommengen an die Stufe Vertrieb abgegeben. Für die Ermittlung der Gestehungskosten für die Energielieferung an Endkunden in Grundversorgung ist aus den komplexen Energieflüssen eines Versorgungsunternehmens nun die Menge zu identifizieren und zu bewerten, die an die genannte Kundengruppe geliefert werden soll. Dabei sind wertschöpfungsstufeninhärente Mengen zu neutralisieren sowie die verbleibenden Mengen zu identifizieren und zu bewerten. (3) Die aus vorgenannten Punkten resultierende Komplexität lässt sich am effizientesten durch ein geeignetes Portfoliomodell auflösen. Das in dieser Branchenempfehlung vorgeschlagene Verfahren zur Ermittlung der Gestehungskosten basiert daher auf einem solchen. Es besitzt folgenden grundsätzlichen Aufbau: Für jede Wertschöpfungsstufe (Produktion, Einkauf & Handel, Vertrieb und Netz) wird ein Portfolio definiert, in welchem die jeweiligen Mengen zu Strombezug und Stromabgabe nach Quellen und Senken aggregiert sowie bewertet sind. Weiterhin werden die Beziehungen zwischen den Portfolios berücksichtigt, so dass eine Übergabe von bewerteten Mengen von einem Portfolio zum nächsten möglich ist. Folgende Prinzipdarstellung verdeutlicht dies: Abbildung 2 Portfoliomodell VSE / AES KRSG - CH14 (4) Wesentliches Strukturmerkmal des Portfoliomodells ist die Abgrenzung und Unabhängigkeit der Wertschöpfungsstufen. Im Einzelnen bedeutet dies, dass auf Ebene der Produktion keine Zuordnung produzierter Strommengen zu Abnehmergruppen, insbesondere nicht zu Endkunden, erfolgt, sondern diese nach Abzug des Eigenbedarfes vollständig an die Wertschöpfungsstufe Einkauf & Handel zur Vermarktung übergeben werden. Im Rahmen des Einkauf & Handels werden diese mit weiteren am Markt beschafften Mengen zusammengeführt. Dann erfolgt ebenfalls auf Ebene der Stufe Einkauf & Handel die Festlegung, welche Mengen zu welchen Preisen an den Vertrieb, das Netz oder die Produktion abgegeben oder am Grosshandelsmarkt veräussert werden sollen. Die Wertschöpfungsstufe Vertrieb bezieht die zur Belieferung der Endkunden benötigten Mengen vollständig von der Wertschöpfungsstufe Einkauf & Handel. Auf Stufe Vertrieb erfolgt dann auch die konkrete Zuordnung der insgesamt beschafften Mengen zu einzelnen Kunden- und Produktgruppen. Mit diesem Ansatz wird auf jeder Wertschöpfungsstufe die erforderliche unternehmerische Flexibilität gewahrt sowie der Tatsache Rechnung getragen, dass auf jeder Stufe unterschiedliche Marktregeln und darauf aufbauende Geschäftsmodelle greifen. (5) In jedem Portfolio werden die Energiekosten vollständig ermittelt. Dies ist erforderlich, um die jeweiligen Teilmengen, die über die Wertschöpfungsstufen hinweg von einem Portfolio zu einem anderen übergeben werden, korrekt bewerten zu können. Im Portfolio Produktion ergeben sich die Energiekosten insbesondere aus den Beschaffungskosten für den Strombezug von Partnerwerken und Beteiligungen sowie den Gestehungskosten der Eigenproduktion. Im Portfolio Einkauf & Handel ergeben sich die Energiekosten aus den von der Produktion übernommenen, bewerteten Mengen, den Kosten für langfristige Bezugsverträge, den sonstigen Beschaffungen am Markt sowie der Bewertung einer möglichen offenen Position. Im Portfolio Vertrieb ergeben sich die Energiekosten aus den bewerteten Teilmengen, die vom Handel bezogen werden. Die jeweils ermittelten Energiekosten fliessen in die Gestehungskosten ein. VSE / AES KRSG - CH15 4. Grundsätze der Kostenermittlung und -zuordnung 4.1 Allgemeines (1) Hauptaufgabe des vorliegenden Kostenrechnungsschemas ist eine allgemeinverständliche Anleitung für die Verteilnetzbetreiber mit Grundversorgungsauftrag zu geben für: Bestimmung der Höhe der Gestehungskosten der Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung zur Berechnung der entsprechenden Energieliefertarife Zuordnung der anrechenbaren Kosten auf den Kostenträger Grundversorgung nach objektiven Kriterien der Kostenverursachung (2) Im Unterschied zur Bestimmung der anrechenbaren Netzkosten im Sinne von Art. 15 StromVG fehlen entsprechende Vorgaben zur Ermittlung der Gestehungskosten der Energielieferung der Grundversorgung auf Stufe Gesetz und Verordnung. Art. 4 Abs. 1 StromVV gibt lediglich vor, dass sich der Tarifanteil für die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers zu orientieren hat. (3) Aus Sicht des VSE ist es angemessen und sinnvoll, die Grundsätze und Prinzipien des vom VSE empfohlenen Kostenrechnungsschemas für Verteilnetzbetreiber (KRSV-CH) soweit möglich zu übernehmen und auf diese zu verweisen. Die grundsätzlichen Empfehlungen zur Führung der Kostenrechnung als Vollkostenrechnung, zur Abgrenzung und zur Gliederung der Kostenrechnung sind in Analogie zum Netz auch für die Bestimmung der Gestehungskosten der Energielieferung für die Grundversorgung anwendbar. (4) Für die Bestimmung der Gestehungskosten sind alle Kosten relevant, welche mit der Produktion, des Einkaufs, dem Handel und dem Vertrieb der für die Grundversorgung relevanten Energielieferung ursächlich im Zusammenhang stehen. Weitere Leistungen auf den einzelnen Wertschöpfungsstufen, z.b. das Angebot von Regelenergie für die Systemdienstleistungen der Swissgrid durch die Produktion oder das Angebot von frei wählbaren Zusatzprodukten durch den Vertrieb sind mit den entsprechenden Kosten und den jeweiligen Erlösen sachgerecht und nachvollziehbar abzugrenzen. Eine Berücksichtigung von entsprechenden Nebengeschäften und deren Erlöse im vorliegenden Gestehungskostenschema ist daher nicht notwendig. (5) Die Wertermittlung für die einzelnen Positionen des Gestehungskostenschemas erfolgt aus betriebswirtschaftlicher Sicht unter Einbezug von kalkulatorischen Kostenelementen. Die sachlichen Abgrenzungen zwischen der Finanz- und der Kostenrechnung sind analog zur Bestimmung des KRSV-CH vorzunehmen. 5 (6) Die Kostenrechnung wird anhand von Plan- bzw. Budgetwerten zum Zweck der Tarifkalkulation erstellt. Sie kann auch anhand der Ist-Werte zum Zweck der Nachkalkulation geführt werden. (7) Das Geschäftsjahr kann vom Verteilnetzbetreiber frei bestimmt werden. Neben dem Kalenderjahr kann insbesondere auch das hydrologische Jahr verwendet werden. Im Falle von unterschiedlichen Geschäftsjahren bei Beteiligungsgesellschaften oder Partnerwerken ist die entsprechende zeitliche Abgrenzung der Kosten und Erlöse sicherzustellen. 4.2 Kostenschema Gestehungskosten (1) Die Herleitung der einzelnen Kostenarten soll in vergleichbarer Art und Weise zu den Kostenartengruppen im Netzbereich gemäss den Empfehlungen des KRSV-CH erfolgen. (2) Aus vorliegenden Gründen empfiehlt der VSE den betroffenen Verteilnetzbetreibern mit Grundversorgungsauftrag die Abbildung des nachstehenden Gestehungskostenschemas zur Ermittlung der vollständigen Gestehungskosten für die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung. Das Schema orientiert sich weitgehend am Schema der anrechenbaren Kostenelemente im Bereich Netze gemäss KRSV. 6 Das Schema bildet die Kostenstruktur der relevanten Kostenträger pro Wertschöpfungsstufe ab. Die Kostenartengruppen können 5 Vgl. Kapitel 5 des KRSV-CH. 6 Vgl. Kapitel 5.3 des KRSV-CH. VSE / AES KRSG - CH16 sich aus Primär- und Sekundärkosten zusammensetzen. Sekundärkosten können via Leistungsverrechnung und Umlagen entstehen. Die Prinzipien der Schlüsselung von Gemeinkosten gemäss Art. 7 Abs. 5 StromVV sind sinngemäss anzuwenden. (3) Das folgende Kostenschema dient als Orientierung, muss nicht zwingend in diesem Detaillierungsgrad ermittelt werden und kann unternehmensspezifisch abweichen. Kostenpositionen, die zum Beispiel der Position Beschaffungskosten zugewiesen wurden, können bei Verteilnetzbetreibern ohne Produktion und/oder Handel der Position Vertrieb zugeordnet werden. Die Kostengruppen pro Wertschöpfungsstufe bilden primär Rollen und nicht Organisationseinheiten eines Unternehmens ab. Kostengruppen pro Wertschöpfungsstufe Produktion Einkauf Vertrieb & Handel Kalkulatorische Kapitalkosten der Anlagen Kalkulatorische Abschreibungen X Kalkulatorische Zinsen X 200 Betriebskosten Anlagenbetrieb X Instandhaltung der Anlagen X Eigenbedarf (inkl. Netznutzung und SDL) X Pumpspeicherbetrieb X Ausgleichsenergie X Einstauersatz X Auflösung / Bildung Rückstellungen X Übrige Betriebskosten X 300 Beschaffungskosten Beschaffung bei Partnerwerken/ Beteiligungen X Langfristige Bezugsverträge X X Beschaffung Börse / OTC X Beschaffungsnebenkosten / Disposition X 600 Verwaltungs- und Vertriebskosten 600.1a Management, Verwaltung X X X 600.1b Kapitalsteuern X X X Vertriebskosten X Kalkulatorische Verzinsung des Nettoumlaufvermögens X X X Sonstige Kosten X X X 700 Direkte Steuern Aufwandgleiche direkte Steuern X X X Kalkulatorische Steuern X X X 800 Abgaben Konzessionsabgaben X Wasserzinsen X Gratis- und Vorzugsenergielieferungen X 900 Sonstige Erlöse Subventionen / Kostenbeiträge X Sonstige Erlöse X X Tabelle 1 Kostenschema Gestehungskosten (Übersicht) VSE / AES KRSG - CH17 4.3 Gestehungskosten der einzelnen Wertschöpfungsstufen (1) Nachstehend werden die einzelnen Kostenarten pro Wertschöpfungsstufe gemäss der Übersicht in Tabelle 1 beschrieben. Die Erläuterungen beschränken sich auf die wesentlichen Positionen, sind beispielhaft und nicht abschliessend Gestehungskosten Produktion 100 Kalkulatorische Kapitalkosten Kalkulatorische Abschreibungen Die Methode der kalkulatorischen Abschreibung der Produktionsanlagen ist im Unterschied zum Netzbereich nicht vom Gesetz- bzw. Verordnungsgeber definiert. Gemäss Weisung 3/2012 erfolgen die kalkulatorischen Abschreibungen linear über den jeweils kürzeren Zeitraum von wirtschaftlicher Nutzungsdauer oder Konzessionsdauer auf der Basis von Anschaffungswerten. Diese können sowohl Sachanlagen wie auch immaterielle Anlagen (z.b. Bezugsrechte oder einmalige Verleihgebühren, vgl ) umfassen Kalkulatorische Verzinsung Die kalkulatorische Verzinsung der Produktion ist im Unterschied zum Netzbereich nicht vom Gesetz- bzw. Verordnungsgeber definiert. Produktionsanlagen Die kalkulatorischen Zinsen bei Produktionsanlagen werden auf den Anlagenrestwerten (inkl. Gebäude und Land) berechnet. Für die Herleitung des Zinssatzes vgl. Kapitel 6.3. Anlagen im Bau Anlagen im Bau (AiB) stellen analog zu den bereits betriebenen Anlagen betriebsnotwendiges Vermögen dar. Die kalkulatorischen Zinsen der AiB werden auf den aufgelaufenen Kosten der noch nicht abgeschlossenen Investitionen berechnet. Anzahlungen für Anlagen sind ebenfalls als AiB oder als Teil des Nettoumlaufvermögens zu verzinsen (vgl. Position 600.3). Partnerwerke Analog zu den eigenen Produktionsanlagen (inkl. AiB) sind auch die gemeinschaftlich mit Partnern betriebenen Anlagen in Partnerwerken zu verzinsen. Die kalkulatorische Verzinsung erfolgt anhand des Beteiligungsverhältnisses auf der Basis der anteiligen Restwerte des Anlagevermögens der Partnerwerke und auf dessen anteiligen betriebsnotwendigen Nettoumlaufvermögen. Immaterielle Rechte und/oder Beteiligungen Auch Beteiligungen und/oder immaterielle Rechte aus Bezugsrechten oder Bezugsverträgen sind aktivierbar und stellen betriebsnotwendiges Anlagevermögen dar. Die aus Stromlieferverträgen bestehenden Bezugsrechte können auch als Derivate bilanziert werden. Entsprechende Vermögenswerte sind ebenfalls zu verzinsen. 200 Betriebskosten Anlagenbetrieb Die Kosten für den Anlagenbetrieb bestehen aus Material, Fremd- und Eigenleistungen für insbesondere folgende Aktivitäten: Effizienter Betrieb und Steuerung der Produktionsanlagen, insbesondere Leittechnik Betriebsmessung und Messdatenmanagement Fahrplanerstellung Betriebssicherheit Qualitätssicherung Projektierung und Planung Kalkulatorische Kapitalkosten von Informatik, Messwesen, Geräten, Gebäuden, etc. welche für den Anlagenbetrieb notwendig sind Instandhaltung der Anlagen Die Kosten für die Instandhaltung der Produktionsanlagen umfassen Material, Fremdleistungen und Eigenleistungen für Inspektionen, Wartung, Instandsetzung, Störungsbehebungen und Ersatz. VSE / AES KRSG - CH18 200.3 Eigenbedarf (inkl. Netznutzung und SDL) Die Energiekosten für den Eigenbedarf von Strom zum Betrieb der Produktionsanlagen werden vom Einkauf & Handel zu Bezugsmengen verrechnet. Der Bezugspreis basiert auf der Bezugsqualität der Energie. Werden mehrere Energiequalitäten für den Eigenbedarf genutzt, ergibt sich der Bezugspreis aus dem Bezugsmix. In bestimmten Fällen fallen für den Bezug von Strom zum Eigenbedarf auch Kosten für Netznutzung und Systemdienstleistungen an. Diese beinhalten auch SDL-Kosten. Die Kosten des bezogenen Stroms und die Kosten der Netznutzung stehen im direkten Zusammenhang mit der Stromproduktion und sind daher als Gestehungskosten anzusetzen Pumpspeicherbetrieb Kosten der Pumpenergie stehen in direktem Zusammenhang mit der Energieproduktion. Sie fallen beim Einkauf & Handel als effektive Kosten an. Der Bezugspreis ergibt sich aus den Bezugsmengen bewertet zu den Beschaffungskosten für die entsprechende Energiequalität Ausgleichsenergie Kosten, welche einer Bilanzgruppe (z.b. Kraftwerkseinheit) bei Abweichung von Fahrplänen belastet werden Einstauersatz Als Entschädigung für entnommenes Wasser an Kraftwerksunterlieger ist in der Regel Energie zu liefern. Die Ersatzenergielieferung an Unterlieger ist Bedingung, dass das eigene Kraftwerk produzieren darf. Die Kosten für diese Energie sind mit Marktpreisen anzusetzen, da die gelieferte Energie entweder vom Einkauf & Handel selber am Markt zugekauft wird oder am Markt abgesetzt würde, wenn die Grundversorgung mit der bestehenden Energieproduktion bereits gedeckt wäre Rückstellungen Zuweisungen bzw. Auflösungen von Rückstellungen für Betriebsrisiken gemäss individueller Risikobewertung sind in den Gestehungskosten kostensteigernd bzw. kostenmindernd zu berücksichtigen Übrige Betriebskosten Übrige Betriebskosten im Zusammenhang mit für die Produktion notwendigen Anlagen und Leistungen sind beispielsweise 300 Beschaffung Kosten für Mieten, Benützungsentschädigungen und Leasing Baurechtszinsen, Kulturschäden, Entschädigung für Nutzungsrechte Prämien für Haftpflicht-, Vermögens- und Sachversicherungen Beschaffung bei Partnerwerken/Beteiligungen Eine eigentliche Beschaffung aus fremden Quellen ist auf der Stufe Produktion nicht vorgesehen, sie findet über den Einkauf & Handel statt. Jedoch ist es üblich, die (nicht konsolidierten) anteiligen Produktionskosten der Partnerwerke als Beschaffungskosten der Produktion in die Gestehungskostenberechnung des Versorgers miteinzubeziehen. Die Partnerwerke können hierfür eine Kostenrechnung nach den gleichen Grundsätzen wie die eigenen Kraftwerke erstellen oder sich auf die Jahresrechnung abstützen. Wird vereinfachend auf die Finanzrechnung bzw. die Jahresrechnung abgestützt, sind die notwendigen Korrekturen, wie beispielsweise die Abschreibungen, der Finanzaufwand, die Steuern und die ausgewiesenen Gewinne der Partnerwerke, vorzunehmen, da diese aus unternehmenspolitischen und steuerlichen Gesichtspunkten dargestellt werden. Die kalkulatorischen Kapitalkosten der Partnerwerke (Abschreibungen, Kapitalverzinsung, Steuern) sind analog zu eigenen Produktionsanlagen neu zu ermitteln. Umgekehrt sind die effektiv in der Finanzrechnung des Partnerwerks verrechneten Abschreibungen, Steuern, Gewinne und der Finanzaufwand heraus zu rechnen. Die kalkulatorische Verzinsung wird anteilsmässig bereits in Position berücksichtigt. In Position werden die übrigen aufwandgleichen Kosten inkl. den kalk. Abschreibungen der Partnerwerke ausgewiesen Langfristige Bezugsverträge Die effektiven Beschaffungskosten aufgrund langfristiger Bezugsverträge, können analog zu VSE / AES KRSG - CH19 Partnerwerken der Produktion zugeordnet werden. Im Falle deren Aktivierbarkeit ist die Verzinsung dieser Vermögenswerte in Position sichergestellt. 600 Verwaltungskosten a. Management, Verwaltung Anteilige Kosten für Geschäftsleitung, Sekretariat, Rechnungswesen, Mahn- und Inkassowesen, Controlling, Personalwesen, Rechtsdienst, Informatik, interne Post, Telefonzentrale, anteilige Raumkosten, kalk. Kapitalkosten für Verwaltungsinfrastruktur, Bank- und Postcheckgebühren, übrige Gebühren, Debitorenverluste, Delkredereveränderungen, Verbandsbeiträge, Geschäftsbericht, Kommissions- und Verbandsarbeit, Unternehmenskommunikation, etc. Die Aufzählung ist nicht abschliessend. b. Kapitalsteuern Allfällige, anteilige Kapitalsteuern auf Stufe Produktion sind separat auszuweisen Kalkulatorische Verzinsung des betriebsnotwendigen Nettoumlaufvermögens Kalkulatorischer Zins auf dem Nettoumlaufvermögen der Produktion (Umlaufvermögen./. kurzfristiges Fremdkapital) Sonstige Kosten Sonstige Kosten der Produktion sind insbesondere Finanzierungsnebenkosten, wie Fremdwährungseffekte bei ausländischen Beteiligungen, Emissionskosten/Disagios von Anleihen, Zinsen, Bankspesen, Kommissionen; Kosten für Forschung und Entwicklung etc. 700 Direkte Steuern Aufwandgleiche direkte Steuern Ertragssteuern der relevanten Gesellschaften, die effektiv im Geschäftsjahr angefallen sind und anteilig der Produktion belastet werden (ex post-betrachtung). Bei der Ex ante- Berechnung kann eine Abschätzung auf vergangenen Ist-Werte und voraussichtlichen Entwicklungen vorgenommen werden Kalkulatorische Steuern Alternativ zu aufwandgleichen, direkten Steuern können ausgehend von der WACC-Formel und unter Annahme eines Finanzierungsverhältnisses und einer Fremdkapitalrisikoprämie aus dem betriebsnotwendigen Vermögen und dem mittleren Steuersatz die anteiligen kalkulatorischen Steuern angesetzt werden. 800 Abgaben Konzessionsabgaben Mit jährlichen Konzessionsabgaben der Produzenten zugunsten des Gemeinwesens (Gemeinden, Kantone) wird das Recht entschädigt, auf öffentlichem Grund und Boden eine Produktionsanlage zu errichten und zu betreiben (Entgelt für gesteigerten Gemeingebrauch). Im Fall von einmaligen Konzessionsabgaben können diese analog zu den betreffenden Anlagen aktiviert und über die Konzessionsdauer abgeschrieben werden Wasserzinsen Der Wasserzins ist die Abgeltung zugunsten des Gemeinwesens (Gemeinden, Kantone) der Nutzung der Wasserkraft, die zur Energieerzeugung genutzt wird Gratis- und Vorzugsenergie Alternativ oder ergänzend zu monetären Abgaben wird den Gemeinden und Kantonen als Entschädigung der Konzession oft Gratis- bzw. Vorzugsenergie geliefert. Diese Gratis- bzw. Vorzugsenergie wird zu Gestehungskosten (inkl. anteilige Verwaltungs- und Vetriebsgemeinkosten) bewertet und als Abgabe verrechnet. 900 Sonstige Erlöse der Produktion Subventionen und Kostenbeiträge Allfällige Subventionen, z.b. für betriebliche Massnahmen im Bereich der Renaturierung gemäss Gewässerschutz- bzw. Fischereigesetz, sind den Gestehungskosten gegenzurechnen. Einmalige Investitionskostenbeiträge bei baulichen Massnahmen sind zu passivieren und analog zur Abschreibungsdauer der betroffenen Anlagen aufzulösen Sonstige Erlöse Sonstige Erlöse der Produktion, die sich im Rahmen der Kalkulation der Produktionskosten VSE / AES KRSG - CH20 kostenmindernd auswirken, sofern diese nicht schon in den Positionen 100 bis 700 in Abzug gebracht wurden. Dies wären zum Beispiel Honorare für Ingenieursleistungen, Beratungen, Erlöse aus Bau- und Wartungsarbeiten für Dritte, Betriebsführungen für Dritte, Vermietung von Material, gemeinsamer Einkauf von Material, anteilige Mahngebühren, Verzugszinsen, Rückerstattungen von früher bezahlten und in die Gestehungskosten eingerechneten SDL- Kosten etc Gestehungskosten Einkauf & Handel 300 Beschaffungskosten Langfristige Beschaffungsverträge Einkaufskosten aus den Bezugsverträgen sind in dieser Höhe anrechenbare Kosten. Diese sind anteilig bei der Belieferung der Endkunden in der Grundversorgung zu berücksichtigen Beschaffung Börse / OTC Die effektiv für die Grundversorgung angefallenen Kosten für den Kauf von Energie an der Börse oder OTC sind in dieser Höhe anzusetzen. Darunter fallen auch Kosten für die Beschaffung von Ausgleichsenergie. Basis für die Ermittlung der aus Handelsgeschäften mit OTC-Partnern und Börsen resultierenden Energiekosten sollten im Rahmen der Vorkalkulation zunächst die vereinbarten Arbeitsentgelte sein. Leistungsbezogene Vergütungsbestandteile könnten in ihrer wahrscheinlich anfallenden Höhe geschätzt und dann den Arbeitskosten hinzu addiert werden. Gleiches gilt für sonstige Preisbestandteile. Ebenfalls hinzuzurechnen bei grenzüberschreitendem Handel sind die entstehenden Grenzkapazitätskosten Beschaffungsnebenkosten / Disposition Für den Kauf und Verkauf von Energie am Markt bzw. für die Verhandlung und den Abschluss von Beschaffungsverträgen fallen neben den Kosten für die Energie auch Beschaffungsnebenkosten an. Diese Kosten sind anteilig anzusetzen. Die anteiligen Betriebskosten der mit dem Einkauf & Handel betrauten Personen sowie die kalkulatorischen Kapitalkosten deren Infrastruktur, insbesondere der eingesetzten Energiedatenmanagement- und Handelssysteme sind zu berücksichtigen. 600 Verwaltungskosten a. Management, Verwaltung Anteilige Kosten für Geschäftsleitung, Sekretariat, Rechnungswesen, Mahn- und Inkassowesen, Controlling, Personalwesen, Rechtsdienst, Informatik, interne Post, Telefonzentrale, anteilige Raumkosten, kalk. Kapitalkosten für Verwaltungsinfrastruktur, Bank- und Postcheckgebühren, übrige Gebühren, Debitorenverluste, Delkredereveränderungen, Verbandsbeiträge, Geschäftsbericht, Kommissions- und Verbandsarbeit, Unternehmenskommunikation, etc. Die Aufzählung ist nicht abschliessend. b. Kapitalsteuern Allfällige, anteilige Kapitalsteuern auf Stufe Einkauf & Handel sind separat auszuweisen Kalkulatorische Verzinsung des Nettoumlaufvermögens Für den Geschäftszweck Einkauf & Handel ist insbesondere Umlaufvermögen in Form liquider Mittel betriebsnotwendig. Das generierte Einkaufs- und Handelsvolumen bedingt in der Regel einen hohen Bestand an gebundenen Mittel im Umlaufvermögen. Besonderer Beachtung bedarf die Bewertung der offenen Positionen aus Handelsgeschäften, aus Absicherungsgeschäften und aus Fremdwährungstransaktionen. Das Umlaufvermögen ist so hoch zu bemessen, dass sämtliche Schwankungen und Eventualitäten des Geschäfts mit entsprechenden Mitteln abgefangen und bewältigt werden können. Die jederzeitige Zahlungsfähigkeit muss gewährleistet sein. Dieses eingesetzte Kapital ist mit einem für die spezifischen Einkaufs- und Handelsrisiken adäquaten Kapitalkostensatz (WACC) zu verzinsen. Für die Herleitung des Zinssatzes vgl. Kapitel Sonstige Kosten von Einkauf & Handel sind insbesondere Finanzierungsnebenkosten, wie Fremdwährungseffekte, Zinsen, Bankspesen, Kommissionen, etc. VSE / AES KRSG - CH21 700 Direkte Steuern Aufwandgleiche direkte Steuern Ertragssteuern der relevanten Gesellschaften, die effektiv im Geschäftsjahr angefallen sind und anteilig dem Einkauf & Handel belastet werden (ex post-betrachtung). Bei der ex ante- Berechnung kann eine Abschätzung auf vergangenen Ist-Werten und voraussichtlichen Entwicklungen vorgenommen werden Kalkulatorische Steuern Alternativ zu aufwandgleichen, direkten Steuern können ausgehend von der WACC Formel und unter Annahme eines Finanzierungsverhältnisses und einer Fremdkapitalrisikoprämie aus dem betriebsnotwendigen Vermögen und dem mittleren Steuersatz die anteiligen kalkulatorischen Steuern angesetzt werden Gestehungskosten Vertrieb 600 Verwaltungs- und Vertriebskosten a. Management, Verwaltung Anteilige Kosten für Geschäftsleitung, Sekretariat, Rechnungswesen, Mahn- und Inkassowesen, Controlling, Personalwesen, Rechtsdienst, Informatik, interne Post, Telefonzentrale, anteilige Raumkosten, kalkulatorische Kapitalkosten für Verwaltungsinfrastruktur, Bank- und Postcheckgebühren, übrige Gebühren, Debitorenverluste, Delkredereveränderungen, Verbandsbeiträge, Geschäftsbericht, Kommissions- und Verbandsarbeit, Unternehmenskommunikation, etc. Die Aufzählung ist nicht abschliessend. b. Kapitalsteuern Allfällige, anteilige Kapitalsteuern auf Stufe Vertrieb sind separat auszuweisen Vertriebskosten Die zentralen Kosten dieser Wertschöpfungsstufe sind die Vertriebskosten. Diese umfassen insbesondere folgende, nicht abschliessend aufgezählte Aktivitäten: Produktentwicklung, Pricing, Channel Management, Produktkommunikation, Aufbau und Anwendungen von IT- Applikationen zu Kundenbetreuung, Kundenservice-Centers, Messdatenverarbeitung und Fakturierung, Aufwendungen für gesetzliche Pflichten wie Stromkennzeichnung, kalkulatorische Kapitalkosten für Vertriebsinfrastruktur Kalkulatorische Verzinsung des Nettoumlaufvermögens Vertriebstätigkeit benötigt flüssige Mittel für den Einkauf der Energie und deren Vorfinanzierung bis zum Zahlungseingang. Das eingesetzte Kapital, dass für die sichere Geschäftsabwicklung benötigt und eingesetzt wird, ist mit dem WACC zu verzinsen. Für die Herleitung des Zinssatzes vgl. Kapitel 6.3. Es muss immer ausreichend Liquidität vorhanden sein, um als Unternehmen mit Grundversorgungsauftrag zahlungsfähig zu sein und die Energie vorfinanzieren zu können. In der Bemessung der Höhe des betriebsnotwendigen Nettoumlaufvermögens müssen daher aller Geschäftsfälle sprich mögliche Risiken berücksichtigt werden. Ein Zahlungsausfall oder erhöhte Einkaufskosten durch Schwankungen an den Märkten oder im Wechselkurs muss in der Liquiditätsplanung beachtet werden. Die unternehmensnotwendige Bedeutung, ausreichender Liquidität eingeplant zu haben und vorzuhalten, gilt insbesondere, wenn Kraftwerke ausfallen und die fehlende Produktion für die Grundversorgung eingekauft werden muss. Gemäss Art. 6 StromVG besteht die Pflicht der jederzeitigen Versorgung. Deshalb müssen entsprechend liquide Mittel für den Eintrittsfall bereitgehalten werden. Während die direkten Kostenfolgen (z.b. höhere Beschaffungskosten) in den Folgejahren abgewickelt werden, bindet die Vorhaltung Mittel bzw. Vermögen. Das Nettoumlaufvermögen zur Sicherstellung der Versorgungspflicht ist als gesetzliche Vorgabe betriebsnotwendig und daher zu verzinsen Sonstige Kosten des Vertriebs wie zum Beispiel Beiträge an Vertriebspartnerschaften, etc. VSE / AES KRSG - CH 22 700 Direkte Steuern Aufwandgleiche direkte Steuern Ertragssteuern der relevanten Gesellschaften, die effektiv im Geschäftsjahr angefallen sind und anteilig dem Vertrieb belastet werden (ex post-betrachtung). Bei der Ex ante- Berechnung kann eine Abschätzung auf vergangenen Ist-Werte und voraussichtlichen Entwicklungen vorgenommen werden Kalkulatorische Steuern Alternativ zu aufwandgleichen, direkten Steuern können ausgehend von der WACC Formel und unter Annahme eines Finanzierungsverhältnisses und einer Fremdkapitalrisikoprämie aus dem betriebsnotwendigen Vermögen und dem mittleren Steuersatz die anteiligen kalkulatorischen Steuern angesetzt werden. 900 Sonstige Erlöse Sonstige Erlöse des Vertriebs, die sich im Rahmen der Kalkulation der Vertriebskosten kostenmindernd auswirken, sofern diese nicht schon in den Positionen 600 und 700 in Abzug gebracht wurden, wie etwa Rückerstattungen von Lieferanten, Beiträge von Vertriebspartnern oder Dienstleistungen für Dritte. 5. Kostenträgerstruktur (1) Gemäss Art. 6 StromVG hat der Verteilnetzbetreiber für die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung eine Kostenträgerrechnung zu führen. Zur konkreten Ausgestaltung der Kostenträgerrechnung äussern sich weder der Gesetzgeber noch die ElCom. In der KRSV empfiehlt der VSE für die Kosten und Erlöse der Energie der Grundversorgung aus praktischen Gründen mindestens zwei separate Kostenträger (Versorgungsenergie für feste Endverbraucher sowie für Endverbraucher mit Verzicht auf Netzzugang). Analog zur Netznutzung ist die weitere Detaillierung in Energieproduktgruppen bzw. Energieprodukte unternehmensspezifisch festzulegen. 7 Abbildung 3 Empfohlene Kostenträgerstruktur Netz und Energie Grundversorgung (2) Zur Abbildung des internen Werteflusses im Sinne des Portfoliomodells (vgl. Kapitel 3.4) ist es möglich, zusätzlich zu dem regulatorisch zwingenden Kostenträger auf Stufe des Vertriebs auch Vorkostenträger der vorgelagerten Wertschöpfungsstufen vorzusehen. Solche Vorkos- 7 Vgl. Kapitel 7.2 der KRSV-CH. VSE / AES KRSG - CH Mehr anzeigen
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