elcom · 211-00300-2023-11-07-FCtHT5 · 2023-11-07 · de
211-00300 Teilverfügung betreffend Kosten und Tarife Energie des Geschäftsjahres 2017 der BKW Energie AG, der onyx Energie Netze AG und der Forces Electriques de la Goule SA
Elektrizitätsrecht


Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom
Christoffelgasse 5, 3003 Bern
Tel. +41 58 462 58 33, Fax +41 58 462 02 22
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www.elcom.admin.ch
ElCom-D-CCB33401/7
Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom
Referenz/Aktenzeichen: 211-00300
Bern, 7. November 2023

T E I L V E R F Ü G U N G
der Eidgenössischen Elektrizitätskommission ElCom
Zusammensetzung:
Werner Luginbühl (Präsident), Laurianne Altwegg (Vizepräsidentin),
Katia Delbiaggio, Jürg Rauchenstein, Andreas Stöckli, Felix Vontobel
in Sachen:
1. BKW Energie AG, Viktoriaplatz 2, 3013 Bern

(Verfügungsadressatin 1)

2. Société des Forces Electriques de la Goule SA, Rte de Tramelan 16,
2610 St-lmier
(Verfügungsadressatin 2)

beide vertreten durch Borer Rechtsanwälte AG, Dr. iur. Jürg Borer,
Olgastrasse 6, 8001 Zürich
betreffend
Kosten und Tarife Energie der Geschäftsjahre 2013–2018 der BKW Energie
AG, der onyx Energie Netze AG und der Forces Electriques de la Goule SA –
Kosten und Tarife Energie des Geschäftsjahres 2017



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ElCom-D-CCB33401/7
Inhaltsverzeichnis
I
Sachverhalt ................................................................................................................................... 3
II
Erwägungen .................................................................................................................................. 6
1
Zuständigkeit ..................................................................................................................... 6
2
Parteien und rechtliches Gehör ......................................................................................... 6
2.1
Parteien ............................................................................................................................. 6
2.2
Rechtliches Gehör ............................................................................................................. 7
3
Verfahrensgegenstand ...................................................................................................... 7
4
Verfahrensantrag ............................................................................................................... 8
5
Anrechenbare Kosten für die Energielieferung an Endverbraucher in der
Grundversorgung .............................................................................................................. 9
5.1
Kosten der Energiebeschaffung: Grundlagen ................................................................... 9
5.2
Gestehungskosten Produktion ........................................................................................ 13
5.3
Zuweisung der Gestehungskosten auf die Grundversorgung......................................... 27
5.4
Energiebeschaffung der Verfügungsadressatin 1 am Markt und Handelskosten ........... 29
5.5
Konzernbeschaffung und Pflichtbezüge der onyx und der Verfügungsadressatin 2 ...... 38
5.6
Energieportfolio der Verfügungsadressatinnen und onyx ............................................... 47
5.7
Anrechenbare Energiekosten gemäss Durchschnittspreismethode ............................... 49
6
Deckungsdifferenzen ....................................................................................................... 49
6.1
Allgemeines ..................................................................................................................... 49
6.2
Berechnung des zu verzinsenden Korrekturbetrages ..................................................... 50
6.3
Zinssatz für die Verzinsung der Deckungsdifferenzen Energie ...................................... 51
6.4
Verzinsung der Korrekturbeträge .................................................................................... 52
6.5
Berücksichtigung des Korrekturbetrags in der Kostenrechnung ..................................... 54
6.6
Nicht Gegenstand des vorliegenden Verfahrens: Abbau deklarierter
Deckungsdifferenzen ....................................................................................................... 54
7
Preisüberwachung ........................................................................................................... 55
8
Gebühren ........................................................................................................................ 55
III
Entscheid .................................................................................................................................... 57
IV
Rechtsmittelbelehrung .............................................................................................................. 59




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ElCom-D-CCB33401/7
I
Sachverhalt
A.
1
Mit je separaten Schreiben des Fachsekretariates der Eidgenössischen Elektrizitätskommission
(FS ElCom) vom 27. Februar 2017 wurde den Verfügungsadressatinnen und onyx1 mitgeteilt, das
FS ElCom habe aufgrund der von ihnen eingereichten Kostenrechnungen und Deckungsdifferen-
zen der vergangenen Jahre festgestellt, dass Tarife verwendet und Kosten ermittelt wurden, die
möglicherweise nicht der Durchschnittspreismethode entsprechen. Aufgrund der damals aktuellen
Debatten in den Eidgenössischen Räten zur Aufhebung von Artikel 6 Absatz 5 des Bundesgeset-
zes über die Stromversorgung vom 23. März 2007 (StromVG; SR 734.0) und zur rückwirkenden
Übergangsregelung in Artikel 33b des Entwurfs zum StromVG und der damit einhergehenden
unklaren rechtlichen Situation verzichtete die ElCom einstweilen darauf, eine diesbezügliche Un-
tersuchung zu den Unternehmen der Verfügungsadressatinnen zu eröffnen. Eine solche Untersu-
chung behielt sie sich nach Klärung der Lage ausdrücklich vor (act. 1).
2
Nachdem das Parlament entschieden hatte, dass Artikel 6 Absatz 5 StromVG beibehalten wird,
wurden die Verfügungsadressatinnen am 26. April 2018 erneut angeschrieben. Bezugnehmend
auf das Schreiben vom 27. Februar 2017 wurden sie aufgefordert, die Deckungsdifferenzen Ener-
gie ab dem Tarifjahr 2013 unter Massgabe der Durchschnittspreismethode neu zu berechnen
(act. 2).
3
Mit Eingabe vom 4. Mai 2018 teilte die Verfügungsadressatin 1 mit, sie könne nicht nachvollzie-
hen, weshalb die Durchschnittspreismethode nicht eingehalten sein sollte und bat um einen Ter-
min zur gemeinsamen Erörterung der Situation (act. 3). Im Gespräch vom 29. Mai 2018 legte die
Verfügungsadressatin 1 ihre Sichtweise in Bezug auf die Durchschnittspreismethode dar. Seitens
der ElCom wurde unter anderem darauf hingewiesen, dass die Verfahren der Verfügungsadres-
satinnen sowie onyx separat geführt werden und deshalb nur die Verfügungsadressatin 1 betref-
fende Sachverhalte diskutiert werden können (act. 4).
4
Mit Schreiben vom 4. Juni 2018 orientierte das FS ElCom die Verfügungsadressatin 1 über die
Praxis und Kommunikation der ElCom in Bezug auf die Verzinsung der Deckungsdifferenzen
Energie. Zudem wurde die Frist zur Einreichung der überarbeiteten Kostenrechnungen erstreckt
(act. 5).
5
Mit Eingabe vom 20. Juni 2018 ersuchten die Verfügungsadressatinnen und onyx um Vereinigung
der drei bisher separat geführten Verfahren (211-00300, 211-00304, 211-00308). Zudem legten
sie dar, wie sie die Durchschnittspreismethode gemäss ihrem Verständnis umgesetzt haben
(act. 7).
6
Mit Schreiben vom 27. Juni 2018 gab das FS ElCom dem Antrag auf Vereinigung der Verfahren
statt und zeigte an, dass das vereinigte Verfahren unter der Verfahrensnummer 211-00300 fort-
geführt werde (act. 8).
7
Am 27. Juli 2018 teilten die Verfügungsadressatinnen und onyx mit, welche Ist- und Planwerte sie
für die Verzinsung in den Jahren 2013 bis 2017 verwendet haben. Gleichzeitig wiesen sie darauf
hin, dass sie einen unternehmensspezifischen Zinssatz verwenden und die Weisung der ElCom
3/2018 "WACC Produktion" nicht umsetzen würden (act. 9).
B.
8
Da sich gezeigt hatte, dass zwischen den Verfügungsadressatinnen sowie onyx und dem FS El-
Com keine übereinstimmende Berechnungsweise der Energiekosten in der Grundversorgung er-
zielt werden konnte, hat das FS ElCom mit Schreiben vom 30. August 2018 ein Verfahren

1
Zur Rolle von onyx vgl. Ausführungen betreffend Parteistellung in Rz. 28 ff.



4/59
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nach dem Bundesgesetz über das Verwaltungsverfahren vom 20. Dezember 1968 (VwVG; SR
172.021) eröffnet. Als Gegenstand des Verfahrens wurden die Energiekosten und Energietarife
der Verfügungsadressatinnen der Jahre 2013 bis 2018 bezeichnet. Das FS ElCom zeigte an, dass
die Verfügungsadressatinnen zur Bereinigung der Differenzen die Kostenrechnungen nach den
Vorgaben des FS ElCom überarbeiten und sie dann mit dem Vermerk "Variante ElCom" bis zum
3. Oktober 2018 ins Netzbetreiberportal hochladen sollen. Anschliessend werde das FS ElCom
die Unterschiede prüfen und die Ergebnisse der ElCom zum Entscheid vorlegen (act. 10).
9
Mit Schreiben vom 26. November 2018 reichten die Verfügungsadressatinnen sowie onyx ihre
Stellungnahme innert erstreckter Frist ein und stellten unter anderem den Antrag, das Verfahren
sei in Bezug auf die Jahre 2013 bis 2015 einzustellen, eventualiter sei die Rechtmässigkeit der
Verfahrenseröffnung in Bezug auf die Jahre 2013 bis 2015 in einer Verfügung festzustellen
(act. 11–15).
10
Mit Zwischenverfügung vom 7. Februar 2019 wies die ElCom den Antrag der Verfügungsadres-
satinnen und onyx auf Einstellung des Prüfverfahrens in Bezug auf die Jahre 2013 bis 2015 ab
(act. 17).
C.
11
Die Verfügungsadressatinnen und onyx erhoben Beschwerde gegen die Zwischenverfügung der
ElCom vom 7. Februar 2019. Diese Beschwerde wurde mit Urteil A-1360/2019 des Bundesver-
waltungsgerichts vom 9. Dezember 2019 teilweise gutgeheissen (act. 37).
12
Gegen das Urteil A-1360/2019 des Bundesverwaltungsgerichts vom 9. Dezember 2019 erhoben
sowohl die Verfügungsadressatinnen und onyx als auch das UVEK Beschwerde. Die diesbezüg-
lich eröffneten Verfahren vor Bundesgericht wurden vereinigt. Mit Urteil 2C_109/2020,
2C_115/2020 vom 7. Oktober 2020 bestätigte das Bundesgericht die Zwischenverfügung der El-
Com vom 7. Februar 2019 und hob das Urteil A-1360/2019 des Bundesverwaltungsgerichts vom
9. Dezember 2019 auf (act. 38).
D.
13
Während der laufenden Beschwerdeverfahren setzte die ElCom die materielle Prüfung im vorlie-
genden Verfahren fort und verlangte mit Schreiben vom 27. Februar 2019 zusätzliche Unterlagen
zur Ermittlung der relevanten Gestehungskosten ein (act. 19).
14
Am 25. März 2019 fand eine Besprechung des FS ElCom mit den Parteien statt. Gegenstand der
Besprechung war die Klärung von Fragen betreffend die einzureichenden Unterlagen (act. 22–24,
26, 27). Es wurde vereinbart, dass die Parteien vorerst die Unterlagen betreffend das Jahr 2017
einreichen (act. 23).
15
Mit Eingabe vom 10. Mai 2019 reichten die Parteien die einverlangten Unterlagen ein (act. 30).
16
Am 20. Mai 2019 fand eine Besprechung der von den Parteien eingereichten Unterlagen statt.
Das FS ElCom forderte die Parteien auf, Erläuterungen und zusätzliche Unterlagen einzureichen
(act. 33 und 34).
17
Mit Eingabe vom 17. Juni 2019 reichten die Verfügungsadressatinnen und onyx die einverlangten
Erläuterungen und Unterlagen ein (act. 35).
E.
18
Mit Schreiben vom 7. Juli 2021 wurde den Verfügungsadressatinnen und onyx sowie der Preis-
überwachung ein Prüfbericht für das Tarifjahre 2017 zur Stellungnahme unterbreitet (act. 43
und 44).



5/59
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19
Mit Schreiben vom 10. August 2021 nahm die Preisüberwachung Stellung zum Prüfbericht vom
7. Juli 2021 (act. 45). Die Stellungnahme wurde den Verfügungsadressatinnen und onyx mit
Schreiben vom 13. August 2021 zugestellt (act. 46).
20
Mit Eingabe vom 29. September 2021 reichten die Verfügungsadressatinnen und onyx ihre Stel-
lungnahme ein und stellen folgende Anträge (act. 49):
«Die von der BKW Energie AG, der onyx Energie AG und der Société des Forces Electriques de
la Goule deklarierten anrechenbaren Kosten für das Tarifjahr 2017 seien ohne Korrekturen seitens
der ElCom zu bestätigen und das Tarifprüfungsverfahren für das Tarifjahr 2017 sei gegenüber
diesen Gesellschaften im Übrigen vorbehaltlos einzustellen.
Alles unter Kostenfolge zu Lasten der Eidgenossenschaft.»
F.
21
Das FS ElCom hat am 22. November 2022 gegenüber den Verfügungsadressatinnen ein Verfah-
ren betreffend Status Unterdeckungen Energie eröffnet (211-00457). Gegenstand des Verfahrens
ist der korrekte Abbau der Deckungsdifferenzen der Verfügungsadressatinnen (inkl. onyx) in den
Geschäftsjahren 2017 bis 2021 (Kostenrechnungen Tarife 2019 bis 2023) sowie die korrekte Aus-
weisung der Deckungsdifferenzen je Netzbetreiber gemäss den Vorgaben der Stromversorgungs-
gesetzgebung sowie der Weisung 2/2019 der EICom (act. 61).
22
Mit Schreiben vom 16. Januar 2023 stellten die Verfügungsadressatinnen im Rahmen des Ver-
fahrens 211-00457 folgende Verfahrensanträge (act. 62):
«1. Das Verfahren 211-00457 sei bezogen auf beide Verfahrensparteien, mithin die BKW Energie
AG und Société des Forces Électriques de La Goule SA, hinsichtlich der Überprüfung der Tarif-
jahre 2017 und 2018 zufolge bereits bestehender Rechtshängigkeit einzustellen.
Eventualiter: Das Verfahren 211-00457 sei bezogen auf beide Verfahrensparteien, mithin die Ver-
fahrensparteien BKW Energie AG und Société des Forces Électriques de La Goule SA, hinsicht-
lich der Überprüfung der Tarifjahre 2017 und 2018 mit dem Verfahren 211-00300 zu vereinigen.
2. Das Verfahren 211-00457 sei bezogen auf beide Verfahrensparteien, mithin die Verfahrenspar-
teien BKW Energie AG und Société des Forces Électriques de La Goule SA, hinsichtlich der Über-
prüfung der Tarifjahre 2019 bis 2021 mit dem Verfahren 211-00300 zu vereinigen.»
23
Mit Schreiben vom 6. Juni 2023 nahm das FS ElCom Stellung zu den Verfahrensanträgen und
legte dar, warum diesen nicht zu folgen sei (act. 63).
24
Mit Eingabe vom 29. Juni 2023 teilten die Verfügungsadressatinnen mit, dass sie an den gestellten
Verfahrensanträgen festhalten würden. Die Verfahrensanträge seien der Kommission vorzulegen
(act. 64).
G.
25
Auf Einzelheiten des Sachverhaltes sowie die Verfahrensakten ist im Übrigen, soweit notwendig,
in den nachstehenden Erwägungen zurückzukommen.



6/59
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II
Erwägungen
1
Zuständigkeit
26
Gemäss Artikel 22 des Bundesgesetzes über die Stromversorgung vom 23. März 2007 (StromVG;
SR 734.7) überwacht die ElCom die Einhaltung des Gesetzes, trifft die Entscheide und erlässt die
Verfügungen, die für den Vollzug des Gesetzes und der Ausführungsbestimmungen notwendig
sind. Die ElCom ist insbesondere zuständig für die Überprüfung der Netznutzungstarife und -ent-
gelte im Streitfall oder von Amtes wegen (Art. 22 Abs. 2 Bst. a und b StromVG). Die Stromversor-
gungsgesetzgebung (StromVG und Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008 [StromVV;
SR 734.71]) enthält Vorgaben zur Zusammensetzung der Elektrizitätstarife (insbesondere Art. 6
StromVG sowie Art. 4 StromVV).
27
Die ElCom ist somit in Bezug auf die Elektrizitätstarife zuständig, die vorliegende Verfügung zu
erlassen.
2
Parteien und rechtliches Gehör
2.1 Parteien
28
Als Parteien gelten nach Artikel 6 VwVG Personen, deren Rechte oder Pflichten die Verfügung
berühren soll, und andere Personen, Organisationen oder Behörden, denen ein Rechtsmittel ge-
gen die Verfügung zusteht.
29
Parteistellung ist damit denjenigen Personen einzuräumen, deren Rechte und Pflichten mit der
Verfügung direkt festgelegt werden sollen.
30
Am bisherigen Verfahren beteiligt war neben den Verfügungsadressatinnen auch die onyx Energie
Netze AG, gegenüber welcher das vorliegende Verfahren ebenfalls eröffnet wurde (act. 10). Die
onyx Energie Netz AG und die onyx Energie Dienste AG fusionierten gemäss Fusionsvertrag vom
27. Mai 2020 mit der onyx Energie Mittelland AG, welche später in onyx Energie AG umfirmiert
wurde (Publikation im Schweizerischen Handelsamtsblatt vom 28. Mai 2020 und 3. Juli 2020).
Diese nahm zusammen mit den Verfügungsadressatinnen 1 und 2 Stellung zum Prüfbericht vom
7. Juli 2021. Mit Tagesregistereintrag vom 17. März 2022 übernahm die Verfügungsadressatin 1
rückwirkend per 1. Januar 2022 die Aktiven und Passiven der onyx Energie AG gestützt auf den
Fusionsvertrag vom 10. März 2022. Die onyx Energie AG wurde im Handelsregister gelöscht
(act. 51 und 52; Publikation im Schweizerischen Handelsamtsblatt (SHAB) vom 22. März 2022).
31
Wird eine Verfahrenspartei im Rahmen einer Universalsukzession durch eine andere ersetzt,
spricht man von einem Parteiwechsel. Bei juristischen Personen geschieht dies namentlich durch
Fusion (MARANTELLI-SONANINI VERA / HUBER SAID, in Praxiskommentar Verwaltungsverfahrensge-
setz VwVG, Zürich 2023, Rz. 48 zu Art. 6). Gemäss Artikel 22 Absatz 1 des Bundesgesetzes über
Fusion, Spaltung, Umwandlung und Vermögensübertragung vom 3. Oktober 2003 (FusG; SR
221.301) wird eine Fusion mit der Eintragung ins Handelsregister rechtswirksam. Zu diesem Zeit-
punkt gehen demnach alle Aktiven und Passiven der übertragenden Gesellschaft von Gesetzes
wegen auf die übernehmende Gesellschaft über (Verfügung 211-00008 der ElCom vom 22. Ja-
nuar 2015 Rz. 30).
32
Ein Parteiwechsel kann auf Gesuch hin oder von Amtes wegen erfolgen, unter Umständen auch
zwangsweise, also gegen den Willen des Rechtsnachfolgers. Bei einem zulässigen Parteiwechsel
wird die Verfahrensbeteiligung übertragen und der Rechtsnachfolger hat das Verfahren weiterzu-
führen. Frühere Verfahrensschritte müssen nicht mehr wiederholt werden (MARANTELLI-SONANINI



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VERA / HUBER SAID, a.a.O., Rz. 48 und 52 zu Art. 6; Verfügung 211-00008 der ElCom vom 22. Ja-
nuar 2015 Rz. 31).
33
Die onyx Energie Netze AG (später onyx Energie Mittelland AG bzw. onyx Energie AG) nahm bis
Ende 2021 die Aufgabe einer Verteilnetzbetreiberin wahr und belieferte Endverbraucher mit
elektrischer Energie. Ihr kam daher im vorliegenden Verfahren Parteistellung gemäss Artikel 6
VwVG zu. Aufgrund der Fusion mit der Verfügungsadressatin 1 (Rz. 30) gingen während des Ver-
fahrens sämtliche Rechte und Pflichten auf die Verfügungsadressatin 1 über. Die Verfügungsad-
ressatin 1 tritt infolge Universalsukzession somit für die onyx Energie Netz AG in das vorliegende
Verfahren ein.
34
In den verfahrensgegenständlichen Tarifjahren 2013 bis 2018 (vgl. Rz. 37) war die onyx Energie
Netz AG Netzbetreiberin. Für die Sicherstellung der Grundversorgung waren weitere Unterneh-
men der onyx-Gruppe relevant, welche Mitte 2020 in der onyx Energie AG zusammengefasst
wurden (vgl. dazu Rz. 30, 33 und 197 f.). Die für die Sicherstellung der Grundversorgung relevan-
ten onyx-Gesellschaften werden vorliegend als «onyx» bezeichnet. Eine explizite Nennung der
einzelnen Unternehmen erfolgt, sofern eine Unterscheidung notwendig ist.
35
Die Verfügungsadressatinnen 1 und 2 sind Netzbetreiberinnen und versorgen in ihren Netzgebie-
ten Kunden in der Grundversorgung. Die Verfügungsadressatin 1 ist seit dem 1. Januar 2022 zu-
dem Netzbetreiberin im ehemaligen Netzgebiet der ursprünglichen onyx Energie Netz AG
(act. 60). Im vorliegenden Verfahren sind die Energiekosten der Verfügungsadressatinnen sowie
der inzwischen untergegangenen onyx Energie AG für die Energielieferung an Endverbraucher in
der Grundversorgung des Tarifjahres 2017 streitig. Damit sind die Verfügungsadressatinnen vom
Ausgang dieses Verfahrens in ihren Rechten und Pflichten unmittelbar betroffen. Ihnen kommt
daher Parteistellung gemäss Artikel 6 VwVG zu.
2.2 Rechtliches Gehör
36
Den Parteien wurde im vorliegenden Verfahren Gelegenheit zur Stellungnahme gegeben. Mit
Schreiben vom 7. Juli 2021 wurde den Parteien der Prüfbericht zur Stellungnahme unterbreitet
(act. 43). Die von den Parteien vorgebrachten Anträge und die diesen zugrunde liegenden Argu-
mente werden bei der materiellen Beurteilung behandelt. Damit wird das rechtliche Gehör der
Parteien gewahrt (Art. 29 VwVG).
3
Verfahrensgegenstand
37
Gegenstand des vorliegenden Verfahrens bilden die anrechenbaren Kosten für die Energieliefe-
rung an Endverbraucher in Grundversorgung in den Jahren 2013 bis 2018 der beiden Verfügungs-
adressatinnen sowie der onyx Energie Netze AG, welcher damals die Verteilnetzbetreiberinnen-
rolle zukam, inzwischen jedoch in der BKW Energie AG aufgegangenen ist (vgl. Rz. 28 ff.).
38
Die anrechenbaren Kosten für die Energielieferung in der Grundversorgung setzen sich aus den
Kosten der Energiebeschaffung sowie den Verwaltungs- und Vertriebskosten zusammen. Strittig
sind vorliegend die Kosten der Energiebeschaffung, die Umsetzung der Durchschnittspreisme-
thode und die Verzinsung der Deckungsdifferenzen, wobei folgende Teilbereiche näher geprüft
werden:
 Verwendung des Weighted Average Cost of Capital (nachfolgend WACC) Produktion gemäss
Weisung 3/2018





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 Umsetzung der Durchschnittspreismethode
o
Zuweisung der Gestehungskosten zur Grundversorgung
o
Berücksichtigung der am Markt beschafften Energie bei der Berechnung des Durch-
schnittspreises
o
Konzernbeschaffung und Pflichtbezüge von Tochtergesellschaften
 Verzinsung der Deckungsdifferenzen Energie maximal mit dem WACC Netz
39
Mit Blick auf die Erstellung des Prüfberichts vereinbarte das FS ElCom mit den Verfügungsadres-
satinnen und onyx, dass diese in einem ersten Schritt Unterlagen zur Berechnung der Energie-
kosten für das Tarifjahr 2017 einreichen (act. 23). Im Prüfbericht wurde festgehalten, dass die
Verfügungsadressatinnen nach Erhalt des Prüfberichtes die Energiekosten auch für die übrigen
Jahre analog zum Jahr 2017 zu berechnen und der ElCom einzureichen hätten (act. 43 Ziff. 3.2).
Die Verfügungsadressatinnen sind mit den Korrekturen des FS ElCom gemäss Prüfbericht vom
7. Juli 2021 nicht einverstanden (act. 49). Die ElCom prüft die Energiekosten der Verfügungsad-
ressatinnen und onyx daher in der vorliegenden Teilerfügung vorerst exemplarisch anhand der
eingereichten Unterlagen für das Tarifjahr 2017.
40
Das FS ElCom thematisierte im Prüfbericht den Umgang mit Kosten von Jodtabletten. Die Kosten
sind im Jahr 2014 angefallen. Die Verfügungsadressatinnen und onyx führten dazu aus, dass sie
diesbezüglich eine Korrektur der Gestehungskosten für das Jahr 2018 vorgenommen hätten
(act. 49 Rz. 8). Mangels Zusammenhang zu den Kosten des Jahres 2017 werden die Kosten der
Jodtabletten in der vorliegenden Teilverfügung nicht weiter thematisiert.
41
Wurde ein Bereich nicht im Detail geprüft, darf daraus nicht geschlossen werden, die Berech-
nungsmethode im Einzelnen und die daraus resultierenden Werte würden auch bei einer zukünf-
tigen vertieften Prüfung akzeptiert. Die ElCom weist überdies ausdrücklich darauf hin, dass im
vorliegenden Verfahren keine vertiefte Prüfung der Gestehungskosten der einzelnen Kraftwerke
bzw. der Kosten für den Bezug von Elektrizität bei Dritten erfolgte.
4
Verfahrensantrag
42
Im Rahmen des Verfahrens 211-00457 haben die Verfügungsadressatinnen Verfahrensanträge
gestellt, für welche sie teilweise einen Zusammenhang zum vorliegenden Verfahren geltend ma-
chen (Rz. 22). Gegenstand der vorliegenden Verfügung sind die Kosten und Tarife der Energie
des Geschäftsjahres 2017 (Rz. 37 f.). Die ElCom beschränkt sich vorliegend daher auf die Be-
handlung des Eventualantrags im Schreiben vom 16. Januar 2023 (act. 62), welcher sich auf das
vorliegend geprüfte Geschäftsjahr 2017 bezieht. Dieser lautet wie folgt:
«Eventualiter: Das Verfahren 211-00457 sei bezogen auf beide Verfahrensparteien, mithin die
Verfahrensparteien BKW Energie AG und Société des Forces Électriques de La Goule SA, hin-
sichtlich der Überprüfung der Tarifjahre 2017 und 2018 mit dem Verfahren 211-00300 zu vereini-
gen.»
43
Gemäss den Verfügungsadressatinnen müsse vorfrageweise zwingend festgestellt werden, wie
hoch die Deckungsdifferenzen (inkl. des Saldovortrages aus den Vorperioden sowie die effektiv
angefallene Deckungsdifferenz des jeweils betroffenen Tarifjahres) in den Tarifjahren 2017 bis
2021 waren, um prüfen zu können, ob der Umgang mit den Deckungsdifferenzen gemäss den
gesetzlichen Vorgaben erfolgte. Diese vorfrageweise Feststellung könne erst vorgenommen wer-
den, sobald das ältere Verfahren 211-00300 rechtskräftig entschieden wurde, insofern die festge-
stellten anrechenbaren Energiekosten direkt die Höhe der Deckungsdifferenzen betreffend ein
bestimmtes Geschäftsjahr sowie die nachfolgenden Tarifjahre beeinflussen (act. 62).





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44
Eine Verfahrensvereinigung ist ein prozessualer Vorgang, bei welchem, insbesondere aus pro-
zessökonomischen Gründen, mehrere Verfahren in derselben Sache zusammengelegt werden.
Vorausgesetzt wird, dass sich gleiche oder ähnliche Sach- und Rechtsfragen stellen (vgl. Urteil
des Bundesgerichts 2C_321/2018 vom 7. August 2018 E. 3).
45
Die Frage, die es im Verfahren 211-00457 zu klären gilt, ist, ob deklarierte, aber nicht entspre-
chend der Weisung 2/2019 der ElCom abgebaute Unterdeckungen über Jahre stehen bleiben und
verzinst werden dürfen, bis sie allenfalls mit einer von der ElCom zu einem späteren Zeitpunkt
verfügten Korrektur, welche zu einer Überdeckung führt, gegengerechnet werden können, oder
ob sie nach einer bestimmten Zeit tarifneutral auszubuchen sind (act. 61). Sind die Unterdeckun-
gen tarifneutral auszubuchen, besteht kein Zusammenhang zwischen den beiden Verfahren. Die
Frage der Konnexität der beiden Verfahren ist somit gleichzeitig eine der materiellen Hauptfragen
des Verfahrens 211-00457. Würde die ElCom vorliegend die Konnexität der beiden Verfahren
bejahen, würde dies zu einer Präjudizierung der Hauptfrage führen.
46
Die Beantwortung der Frage des Abbaus der Deckungsdifferenz Energie des Geschäftsjahres
2017 ist nicht Gegenstand des vorliegenden Verfahrens (Rz. 37 f.). Entgegen der Auffassung der
Verfügungsadressatinnen ist der anwendbare Zinssatz für die Verzinsung der Deckungsdifferen-
zen Energie nicht Gegenstand des Verfahrens 211-00457, sondern des vorliegenden Verfahrens
(act. 61; Rz. 236 ff.). Weitere sich angeblich überschneidende Sach- und Rechtsfragen führen sie
nicht auf (act. 62). Es ist daher ohne Weiteres möglich, die Verfahrensgegenstände des vorlie-
genden Verfahrens und des Verfahrens 211-00457 in zwei getrennten Verfahren zu beurteilen.
47
Vorliegend wird eine Teilverfügung betreffend das Jahr 2017 erlassen. Es gilt in der Folge die
Kosten weiterer fünf Jahre zu prüfen. Während zu den vorliegend relevanten Kostenfragen bereits
eine ausführliche Gerichtspraxis besteht, stellen sich im Zusammenhang mit dem korrekten Ab-
bau von Deckungsdifferenzen neue Rechtsfragen. Die ElCom erachtet eine Ausweitung des Ver-
fahrensgegenstandes im vorliegenden Verfahren auf die Frage des korrekten Abbaus von De-
ckungsdifferenzen daher nicht als verfahrensökonomisch. Der Antrag auf Vereinigung des Ver-
fahrens 211-00457 mit dem vorliegenden Verfahren wird bezogen auf das Geschäftsjahr 2017
abgewiesen.
5
Anrechenbare Kosten für die Energielieferung an Endverbrau-
cher in der Grundversorgung
5.1 Kosten der Energiebeschaffung: Grundlagen
5.1.1
Vorgaben gemäss Artikel 6 StromVG
48
Gemäss Artikel 6 Absatz 1 StromVG haben Elektrizitätstarife für die festen Endverbraucher sowie
für die Endverbraucher, die auf den Netzzugang verzichten, "angemessen" zu sein. Überdies ver-
pflichtet Artikel 6 Absatz 5 StromVG die Verteilnetzbetreiber, Preisvorteile, die sie aufgrund ihres
eigenen freien Netzzugangs (Art. 13 Abs. 1 i.V.m. Art. 6 Abs. 2 und Abs. 6 StromVG e contrario)
erzielen, anteilsmässig an ihre festen Endverbraucher weiterzugeben (ROLF H. WEBER/BRIGITTA
KRATZ, Stromversorgungsrecht, Bern 2009, § 3 N. 21 ff.).
49
Im Allgemeinen bezweckt das StromVG die Schaffung der Voraussetzungen für eine sichere
Elektrizitätsversorgung (Art. 1 Abs. 1 StromVG). Dabei differenziert es im 2. Kapitel "Versorgungs-
sicherheit" zwischen der "Gewährleistung der Grundversorgung" (1. Abschnitt) sowie der "Sicher-
stellung der Versorgung" (2. Abschnitt). Mit den Begriffen "Grundversorgung" und "Versorgungs-
sicherheit" werden verschiedene Aspekte einer sicheren Elektrizitätsversorgung aufgegriffen (vgl.
ROLF H. WEBER/BRIGITTA KRATZ, Stromversorgungsrecht, Bern 2009, § 2 N. 8 f.).





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50
Zur "Versorgungssicherheit" hält der erläuternde Bericht zum Entwurf des Bundesgesetzes über
die Stromversorgung (StromVG) und zum Entwurf der Revision des Elektrizitätsgesetzes (EleG)
vom 30. Juni 2004 fest, dass aus Sicht der Konsumenten eine rein technische Versorgungssicher-
heit nicht zufriedenstellend sei, falls dabei der Strom nur zu unverhältnismässig hohen Preisen
erhältlich wäre. Die Versorgungssicherheit sei dann gewährleistet, wenn jederzeit die gewünschte
Menge an Energie mit der erforderlichen Qualität im gesamten Stromnetz zu angemessenen Prei-
sen erhältlich ist (BFE, Entwurf Bundesgesetz über die Stromversorgung [StromVG] und Revision
Elektrizitätsgesetz [EleG], 2004, S. 24). Unter "Grundversorgung" wird zum einen die Anschluss-
garantie (Art. 5 StromVG) verstanden. Zum anderen beinhaltet die Grundversorgung für feste
Endverbraucher sowie für Endverbraucher, welche auf einen Marktzugang verzichtet haben, eine
Sicherstellung der Versorgung mit Elektrizität und zwar zu "angemessenen Tarifen" (Art. 6 Abs. 1
StromVG).
51
In der Botschaft zum StromVG fehlt eine ausdrückliche Definition der "Angemessenheit" der Ta-
rife. Im Zusammenhang mit der Pflicht zur Erstellung einer Kostenträgerrechnung (Art. 6 Abs. 4
StromVG) wird angeführt, diese solle dazu dienen, Transparenz zu schaffen und eine Quersub-
ventionierung zu verhindern. Damit soll es für die Netzbetreiber im Bedarfsfall möglich sein nach-
zuweisen, dass die Energietarife auf den tatsächlichen Kosten basieren und die Preisvorteile an
die Haushalte weitergegeben werden. Hintergrund dieser Verpflichtung zur Weitergabe erzielter
Preisvorteile bilde der Umstand, dass die Betreiber der Verteilnetze bereits bei Inkrafttreten des
StromVG unbeschränkten Marktzugang hätten. Dies ermögliche es ihnen, sich von ihren bisheri-
gen Vorlieferanten zu lösen und sich am Markt mit der preisgünstigsten Energie einzudecken
(Botschaft StromVG, S. 1645 f.). Für die Endverbraucher in der Grundversorgung sollte sich vor-
dergründig nichts verändern, da für die Beschaffung der Energie nach wie vor der Versorger in
der Verantwortung stehen soll. Sie sollen jedoch insofern von der Marktöffnung profitieren, wie
auch ihr Netzbetreiber von der Wahlfreiheit profitieren kann (Botschaft StromVG, S. 1626).
52
Daraus erhellt, dass für den Gesetzgeber die tatsächlichen Kosten das zentrale Kriterium für die
Beurteilung der "Angemessenheit" der Energietarife sind. Er hat sich damit für ein kostenorientier-
tes Modell entschieden. Im Wesentlichen wird damit bezweckt, überhöhte Energietarife zu verhin-
dern. Sofern der Verteilnetzbetreiber durch seinen unbeschränkten Marktzugang günstigere
Preise erzielen kann, hat er diese zwingend auch an die Endverbraucher mit Grundversorgung
weiterzugeben. Der gebundene Endverbraucher muss mithin auch von tieferen Marktpreisen res-
pektive tatsächlich tieferen Einkaufspreisen profitieren können. Ausgeschlossen wäre e contrario,
dass tiefere Einkaufspreise auf dem Markt nur den freien Verbrauchern zugutekommen und die
festen Endverbraucher beispielsweise die höheren Gestehungskosten der eigenen Produktion zu
tragen hätten.
53
In der parlamentarischen Debatte wurde im Zusammenhang mit der Diskussion über die schritt-
weise Marktöffnung mehrfach auf die Gefahr hingewiesen, dass es nicht passieren dürfe, dass
die festen Endverbraucher die Tarife der freien Kunden subventionieren müssen (vgl. u.a. Votum
Robert Keller AB 2005 N 1057 f.). Der Zweck der Regelung von Artikel 6 StromVG besteht damit
in erster Linie darin, das Wohl der "kleinen" Endverbraucher, die vom Marktzugang noch nicht
Gebrauch machen können, zu gewährleisten (Urteil des Bundesverwaltungsgerichts A-5452/2009
vom 19. August 2010, E. 7.3.5; vgl. Votum Carlo Schmid AB 2006 S 841 und Votum Ruedi Aesch-
bacher AB 2005 N 1059).
54
Es kann festgehalten werden, dass der Gesetzgeber unter angemessenen Tarifen für den Anteil
der Energielieferung grundsätzlich Preise versteht, die sich an den tatsächlichen Energiebeschaf-
fungskosten ausrichten. Der Gesetzgeber wollte die kleinen Endverbraucher davor schützen, dass
sie infolge einer Quersubventionierung höhere Tarife tragen müssen. Zudem sollen diese von
Marktvorteilen des Versorgers ebenfalls profitieren können. Gerade die Kostenträgerrechnung soll
sicherstellen, dass niedrigere Beschaffungspreise, die aufgrund des freien Marktzugangs des Ver-
teilnetzbetreibers erzielt werden können, denn auch an die kleinen Endverbraucher weitergege-
ben werden (Verfügung der 211-00033 vom 20.08.2020, Rz. 126 ff.).



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5.1.2
Vorgaben gemäss Artikel 4 Absatz 1 StromVV
55
Die konkretisierende StromVV legt in Artikel 4 Absatz 1 fest, dass sich der Tarifanteil für die Ener-
gielieferung an "Endverbraucher mit Grundversorgung" an den Gestehungskosten einer effizien-
ten Produktion und an den langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers zu orientieren
hat. In der ursprünglichen Fassung der Verordnung bildete der Marktpreis die Obergrenze des
Tarifanteils für die Energielieferung. Überstiegen demnach die addierten Kostenposten den aktu-
ellen Markpreis, war auf letzteren abzustellen. Diese Bestimmung von Artikel 4 Absatz 1 StromVV
wurde derweil mittels Beschluss des Bundesrates vom 30. Januar 2013 gestrichen (BFE, Ände-
rung der Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008 [StromVV; SR 734.71] – Erläuternder
Bericht, 30. Januar 2013; Verfügung 211-00033 der ElCom vom 20.08.2020, Rz. 124).
56
Die Bestimmung und Konkretisierung der Berechnung der Gestehungskosten knüpft an den Be-
griff der "Angemessenheit" sowie an die Bestimmung von Artikel 6 Absatz 5 StromVG an. Bei der
Konkretisierung der Bestimmungen stützt sich die ElCom nebst dem Wortlaut auch auf weitere
Erwägungen, wie im Nachfolgenden aufgezeigt wird (Verfügung 211-00033 der ElCom vom
20.08.2020, Rz. 125).
57
In der Verordnung zum StromVG sollten unter anderem die Kalkulation und die Bemessung der
Elektrizitätstarife konkretisiert werden. Gemäss dem Vernehmlassungsentwurf zur StromVV vom
27. Juni 2007 waren die Verteilnetzbetreiber gemäss Artikel 5 lediglich dazu verpflichtet, die Be-
messungsgrundlagen sowie die Berechnungsmethoden der Elektrizitätstarife zu veröffentlichen.
Eine Veränderung der Tarife galt es zu begründen (Art. 5 Abs. 2 Entwurf StromVV). Aus der Be-
gründung musste zudem hervorgehen, welche Kostenveränderungen zu einer Erhöhung oder
Senkung der Energietarife führten. Diese Pflicht entspricht der gegenwärtigen Bestimmung in Ar-
tikel 4b StromVV (Verfügung 211-00033 der ElCom vom 20.08.2020, Rz. 132).
58
Im erläuternden Bericht StromVV wurde dargelegt, dass die Verteilnetzbetreiber die jeweiligen
Bezugsmöglichkeiten, die Absicherung des Marktpreises (Hedging) und des Absatzrisikos (z.B.
aufgrund von Prognosefehlern) offenlegen sollen. Allfällige nicht amortisierbare Investitionen dür-
fen bei den Gestehungskosten nicht berücksichtigt werden. Zu Artikel 4 Absatz 2 StromVV wurde
angeführt, dass die Endverbraucher beispielsweise wissen sollen, welche Kosten des Beschaf-
fungsportfolios sich erhöht haben. Die Verteilnetzbetreiber seien nach Artikel 6 Absatz 5 StromVG
dazu verpflichtet, Preisvorteile aufgrund ihres freien Netzzugangs anteilsmässig an die festen
Endverbraucher weiterzugeben. Daraus resultiere eine Senkung der Tarife, welche den Endver-
brauchern ebenfalls kommuniziert werden muss. Mit dieser Bestimmung sollen insbesondere die
Lieferkonditionen der schweizerischen Produzenten und ihr Beitrag zum «Service Public» trans-
parent gemacht werden (BFE, Stromversorgungsverordnung – Erläuternder Bericht zum Ver-
nehmlassungsentwurf vom 27. Juni 2007, S. 7 f.; Verfügung 211-00033 der ElCom vom
20.08.2020, Rz. 133).
59
In der StromVV vom 14. März 2008 ist dementsprechend vorgesehen, dass sich der Tarifanteil für
die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung an den Gestehungskosten einer
effizienten Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers orientieren
soll (Art. 4 Abs. 1). Sollten die Gestehungskosten die Marktpreise überschreiten, würde sich der
Tarifanteil an den Marktpreisen orientieren. Wie dargelegt, wurde die Marktpreisbindung mittels
Beschluss des Bundesrates vom 30. Januar 2013 gestrichen. Begründet wurde diese Änderung
vom Verordnungsgeber im erläuternden Bericht vom 30. Januar 2013 damit, dass der bisherige
Ansatz des Minimums der beiden Vergleichswerte zu Verlusten des Verteilnetzbetreibers führen
könne, wenn der Marktpreis geringer als die Gestehungskosten sei. Im Sinne der Grundversor-
gung und einer ansprechenden Vergütung des Verteilnetzbetreibers sei es somit bis zum zweiten
Marktöffnungsschritt angezeigt, dass sich der Tarifanteil für die Energielieferung mit Grundversor-
gung alleine an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion (unter Anwendung einer ge-
eigneten Vollkostenbetrachtung) und an den langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetrei-
bers orientiere (BFE, Änderung der Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008 [StromVV;
SR 734.71] – Erläuternder Bericht, 30. Januar 2013, S. 5; Verfügung 211-00033 der ElCom vom
20.08.2020, Rz. 134).



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60
Mit dem Tarifanteil für die Energielieferung nach Artikel 4 Absatz 1 StromVV ist der Energietarif
als Bestandteil des Elektrizitätstarifs gemeint. Letzterer setzt sich gemäss Artikel 6 Absatz 3
StromVG zusammen aus Netznutzung, Energielieferung sowie Abgaben und Leistungen an Ge-
meinwesen. Der Tarifanteil Energie orientiert sich einerseits an den Gestehungskosten einer effi-
zienten Produktion (Eigenproduktion und Beteiligungen) und andererseits an langfristigen Be-
zugsverträgen. In Artikel 4 Absatz 1 StromVV nicht explizit erwähnt sind die kurzfristigen Bezugs-
verträge respektive die Beschaffung am Markt sowie die Verwaltungs- und Vertriebskosten. Der
Wortlaut schliesst aber nicht aus, dass neben den wörtlich erwähnten Kostenpositionen auch wei-
tere hinzukommen können. So wird an die Gestehungskosten einer «effizienten» Produktion (un-
ter Anwendung einer geeigneten Vollkostenbetrachtung) angeknüpft. Berücksichtigung finden sol-
len in diesem Sinne auch die kurzfristigen Bezugsverträge respektive die Beschaffung am Markt
(vgl. Art. 6 Abs. 5 StromVG). Eine Berücksichtigung basiert einerseits auf dem Grundsatz, dass
die gebundenen Endverbraucher von tieferen Beschaffungspreisen profitieren sollen, anderer-
seits ist ein Netzbetreiber in der Regel nicht in der Lage, alleine anhand der Eigenproduktion und
der langfristigen Bezugsverträge eine effiziente Energieversorgung zu bewerkstelligen. Deswegen
müssen auch kurzfristige Bezugsverträge abgeschlossen werden und damit anrechenbar sein
(BGE 142 II 451 E. 5.2.7.3; Verfügung 211-00033 der ElCom vom 20.08.2020, Rz. 135).
61
Sodann erbringt ein Verteilnetzbetreiber auch für den Vertrieb der eingekauften Energie verschie-
dene Dienstleistungen, welche bei ihm Kosten verursachen (so etwa Rechnungsstellung, Kun-
denbetreuung). Würden Verwaltungs- und Vertriebskosten keine anrechenbaren Energiekosten
darstellen, könnte ein Verteilnetzbetreiber diese Kosten nicht in Rechnung stellen. Eine Finanzie-
rung dieser Kosten aus dem Bereich Netz wäre eine unzulässige Quersubvention nach Artikel 10
StromVG (Verfügung 211-00008 der ElCom vom 22. Januar 2015, Rz. 72).
62
Artikel 4 Absatz 1 StromVV regelt demnach den Tarifanteil für die Energielieferung auf Verord-
nungsstufe. Die «Angemessenheit» der Tarife wurde dahingehend konkretisiert, dass sich diese
an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion, den langfristigen Bezugsverträgen und
allfälligen weiteren Kostenpositionen des Verteilnetzbetreibers zu orientieren hat. Der Bundesrat
hat damit entsprechend der Grundlage von Artikel 6 StromVG ein kostenorientiertes Modell für die
Bestimmung der angemessenen Tarifanteile für die Energielieferung etabliert (Verfügung 211-
00033 der ElCom vom 20.08.2020, Rz. 137).
5.1.3
Weisungen der ElCom
63
Gestützt auf Gesetz und Verordnung hat die ElCom mit der Weisung 3/2012 vom 14. Mai 2012
(ersetzte die Weisung 5/2008 der ElCom vom 4. August 2008) sowie mit der aktualisierten Wei-
sung 2/2018 vom 10. April 2018/14. Mai 2019 (beide abrufbar unter www.elcom.admin.ch > Do-
kumentation > Weisungen) eine Konkretisierung des Begriffes der Gestehungskosten vorgenom-
men.
64
Zu den anrechenbaren Gestehungskosten gehören u.a. die Betriebs- und Kapitalkosten einer leis-
tungsfähigen und effizienten Produktion sowie die Abgaben und Leistungen an die Gemeinwesen.
Als Betriebskosten gelten die Kosten für die mit dem Betrieb der Produktion direkt zusammenhän-
genden Leistungen. Dazu zählen insbesondere die Kosten für die Energiebeschaffung für den
Eigenbedarf und den Unterhalt der Produktionsanlagen. Als Kapitalkosten anrechenbar sind die
kalkulatorischen Abschreibungen und die kalkulatorischen Zinsen auf den für die Produktion not-
wendigen Vermögenswerten. Die Basis bilden höchstens die ursprünglichen Anschaffungs- und
Herstellkosten. Die jährlichen kalkulatorischen Abschreibungen erfolgen linear über eine festge-
legte Nutzungsdauer auf den Restwert Null. Diese Nutzungsdauer ist die kürzere Dauer aus der
wirtschaftlichen Nutzungsdauer und der Konzessionsdauer. Zur kalkulatorischen Verzinsung ist
ein Zinssatz zu verwenden, der den Risiken der Stromproduktion angemessen Rechnung trägt
(Weisung 3/2012).





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65
Die Nachfolgeweisung 2/2018 der ElCom hält explizit fest, dass nach Artikel 6 Absatz 5 des Bun-
desgesetzes über die Stromversorgung vom 23. März 2007 (StromVG; SR 734.7) die Betreiber
der Verteilnetze verpflichtet sind, Preisvorteile aufgrund ihres freien Netzzugangs anteilsmässig
an die festen Endverbraucher weiterzugeben. Die Kosten des Energieportfolios (Eigenproduktion
und Einkauf) müssen die Verteilnetzbetreiber daher auf die Endverbraucher in der Grundversor-
gung und die freien Kunden entsprechend den gelieferten Energiemengen verteilen. In der Wei-
sung 2/2018 wird die von der ElCom bereits für die Tarifjahre 2009 und 2010 verwendete Praxis
festgehalten (Verfügung 211-00008 der ElCom vom 22. Januar 2015, Rz. 91 ff.).
5.1.4
Fazit zu den Rechtsgrundlagen
66
Der Gesetzgeber versteht unter angemessenen Tarifen im Sinne von Artikel 6 Absatz 1 StromVG
Tarife, die auf den tatsächlichen Beschaffungskosten eines Netzbetreibers basieren. Zudem müs-
sen die Tarife derart ausgestaltet sein, dass eine Subventionierung der freien durch die grundver-
sorgten Endverbraucher verhindert werden kann. An ein Subventionierungsverbot knüpft unter
anderem auch die Pflicht zur Weitergabe allfällig erzielter Preisvorteile an (Art. 6 Abs. 5 StromVG).
So sollen auch die Endverbraucher in der Grundversorgung an allenfalls tieferen Markt- und Be-
schaffungspreisen partizipieren. Wird demnach vom Netzbetreiber Energie bei Dritten zu vorteil-
hafteren Konditionen beschafft, muss der Endverbraucher in der Grundversorgung anteilsmässig
von diesen günstigeren Konditionen profitieren können.
67
Die Beschaffung durch die Eigenproduktion, die Einspeisung Dritter, die Beteiligungen, die lang-
fristigen Bezugsverträge oder die Beschaffung am Markt muss mithin als Ganzes betrachtet wer-
den. Sämtliche Beschaffungsquellen müssen offengelegt und schlussendlich für die Berechnung
der gesamten Beschaffungskosten berücksichtigt werden. Eine derartige Tarifkalkulation soll ins-
besondere durch die Kostenträgerrechnung sichergestellt werden. Nur so kann gewährleistet wer-
den, dass die Endverbraucher in der Grundversorgung von den Marktaktivitäten des Netzbetrei-
bers anteilsmässig profitieren können und die Marktvorteile auch weitergegeben werden. Der Ge-
setzgeber hat in diesem Zusammenhang gerade nicht auf eine Zweckbestimmung der jeweiligen
Beschaffungseinheiten abgestellt.
68
Im Weiteren hat der Gesetzgeber es dem Bundesrat überlassen, die Tarifgestaltung von Artikel 6
StromVG anhand eines geeigneten «kostenorientierten» Modells zu konkretisieren. Dieses Modell
sollte jedoch sicherstellen, dass Endverbraucher in der Grundversorgung nicht aufgrund von
Quersubventionierungen benachteiligt werden, sondern von Preisvorteilen des Versorgers profi-
tieren können. Das Modell sollte demnach sowohl kostenbasierte Elemente als auch Elemente
des Marktpreises enthalten (BGE 142 II 451 E. 5.2.4). Der Verordnungsgeber hat in Artikel 4
StromVV ein kostenorientiertes Modell für die Bestimmung der angemessenen Tarifanteile für die
Energielieferung etabliert, welches sich einerseits an den Gestehungskosten einer effizienten Pro-
duktion (Eigenproduktion und Beteiligungen) und andererseits an den langfristigen Bezugsverträ-
gen orientiert. Es sollen aber auch weitere Kostenpositionen Berücksichtigung finden. Damit und
durch den Einbezug der langfristigen Bezugsverträge kann sichergestellt werden, dass die End-
verbraucher von den Markt- und Beschaffungsaktivitäten des Netzbetreibers profitieren können
(Verfügung 211-00033 der ElCom vom 20.08.2020, Rz. 142 ff.).
5.2 Gestehungskosten Produktion
5.2.1
Prüfgegenstand
69
Die vorliegende Prüfung der Gestehungskosten beschränkt sich auf die Überprüfung der Anwen-
dung des korrekten WACC Produktion sowie auf die Überprüfung von Unterpositionen mit Zins-
werten der «übrige Betriebskosten und allfällige weitere Gemeinkosten». Geprüft wurde die Anre-
chenbarkeit und die Höhe der drei Unterpositionen «Verzinsung NUV», «Verzinsung sonstiges
betriebsnotwendiges Vermögen» und «Verzinsung Risikokapital Produktion».
70
Im Übrigen wurde keine vertiefte Prüfung der eingereichten Kapital- und Betriebskosten der
einzelnen Kraftwerke vorgenommen.



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5.2.2
Kapitalverzinsung von Produktionsanlagen (WACC Produktion)
5.2.2.1
Vorgehen der Verfügungsadressatinnen
71
Zur Berechnung der kalkulatorischen Kapitalkosten des Jahres 2017 verwenden sämtliche Ver-
fahrensbeteiligte einen BKW-spezifischen Energie-WACC von […] Prozent (act. 9 und act. 35).
Dieser setzt sich aus den Parametern gemäss Abbildung 1, Spalte BKW KTRE2 zusammen
(act. 15, Beilage 2). Die ElCom hingegen stellt für die Kapitalverzinsung von Produktionsanlagen
auf den vom UVEK publizierten WACC für die Förderung der Grosswasserkraft ab (Weisung
2/2018 der ElCom sowie deren Nachfolgeweisungen; Abbildung 1, Spalte IFBC GWK).

Abbildung 1 Vergleich unternehmensspezifischer WACC und UVEK WACC GWK (gem. IFBC)
5.2.2.2
Gesetzmässigkeit der Praxis der ElCom
72
Die Verfügungsadressatinnen machen geltend, die ElCom habe erst in ihrer Weisung 3/2018 vom
10. April 2018 einen branchenweiten WACC Produktion vorgeschrieben. Dieser würde nun rück-
wirkend zur Anwendung gebracht. Vor der Weisung 3/2018 habe die ElCom anerkannt, dass ein
unternehmensspezifischer WACC Produktion zur Anwendung gelangen könne. Die Verfügungs-
adressatinnen zitieren dazu die Weisungen 5/2008 vom 4. August 2008 und 3/2012 vom 14. Mai
2012 betreffend Gestehungskosten und langfristige Bezugsverträge gemäss Artikel 4 Absatz 1
StromVV. In diesen Weisungen hielt die ElCom fest, auf die Festlegung eines bestimmten Zins-
satzes werde verzichtet, um den individuellen Verhältnissen wie beispielsweise dem Eigenkapi-
talanteil Rechnung tragen zu können (act. 49 Rz. 10 ff.).
73
Im Frühling 2018 habe die ElCom in der Weisung 2/2018 erstmals darauf hingewiesen, dass sie
einen Zinssatz zur kalkulatorischen Verzinsung der für die Produktion notwendigen Vermögens-
werte in einer separaten Weisung veröffentlichen werde. In der Weisung 3/2018 schliesslich habe
die ElCom ihre Praxis geändert und den vom UVEK festgelegten WACC für die Förderung der
Grosswasserkraft für anwendbar erklärt. Damit sei erwiesen, dass die ElCom bis zur Publikation
der Weisung 3/2018 einen individuellen WACC Produktion für angemessen gehalten habe, bei
dessen Festsetzung den individuellen Verhältnissen der betroffenen Verteilnetzbetreiberin habe
Rechnung getragen werden können (act. 49 Rz. 13 ff.).
74
Die Verfügungsadressatinnen machen zudem geltend, die ElCom mische sich in das den Verteil-
netzbetreiberinnen zustehende Ermessen bei der Festlegung der Tarife ein, indem sie rückwir-
kend branchenweit einen WACC Produktion festgesetzt habe. Der vorgeschriebene WACC Pro-
duktion sei zudem sachlich nicht begründet, da der WACC für die Förderung der Grosswasserkraft
für eine grundsätzlich andere Konstellation festgelegt wurde und nicht für die Berechnung des
Produktionsrisikos, wie das im vorliegenden Zusammenhang notwendig wäre. Die ElCom be-
gründe nicht näher, weshalb die ermittelten Parameter zur Berechnung der Kapitalkostensätze
der Fördermassnahme für die Grosswasserkraft tel quel auch bei der Berechnung der Zinssätze

2 Kostenträgerrechnung Energie, act. 15, Beilage 2.



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auf den für die Produktion notwendigen Vermögenswerten im Zusammenhang mit der Ermittlung
der Elektrizitätstarife in der Grundversorgung anwendbar seien (act. 49 Rz. 18 ff.). Der von ihnen
angewandte unternehmensspezifische WACC Produktion sei betreffend die von der ElCom bean-
standeten Parameter angemessen im Sinne von Artikel 6 Absatz 1 StromVG in Verbindung mit
Artikel 4 Absatz 1 StromVV und damit gesetzeskonform (act. 49 Rz. 24 ff.).
75
Die Festlegung der Tarife ist nicht Sache der ElCom, sondern der Verteilnetzbetreiber (Art. 6
Abs. 1 und 3 StromVG). Die ElCom überwacht die Einhaltung des Gesetzes, trifft die Entscheide
und erlässt die Verfügungen, die für den Vollzug dieses Gesetzes und der Ausführungsbestim-
mungen notwendig sind (Art. 22 Abs. 1 StromVG). Sie ist insbesondere zuständig für die Über-
prüfung der Elektrizitätstarife und kann Absenkungen verfügen oder Erhöhungen untersagen
(Art. 22 Abs. 2 Bst. b StromVG). Die ElCom hat nur bei Gesetzesverstössen einzugreifen und
kann sich nicht in das Ermessen der Netzbetreiber einmischen (BGE 142 II 451 E. 4.5.2 m.w.H.).
76
Zur Gesetzmässigkeit der Tarife gehört auch, dass diese angemessen sind (Art. 6 Abs. 1
StromVG; Rz. 48 ff.). Nicht angemessene Tarife bzw. Tarifkomponenten sind folglich gesetzwidrig
und können zu einer Absenkung durch die ElCom führen (BGE 138 II 465 E. 8.6.4; Urteil des
Bundesgerichts 2C_969/2013 vom 19. Juli 2014 E. 7.4). Was unter angemessen zu verstehen ist,
ergibt sich aus dem Wortlaut des Gesetzes nicht näher (WEBER/KRATZ, Stromversorgungsrecht,
Ergänzungsband Elektrizitätswirtschaftsrecht, 2009, S. 26). In der Beurteilung dessen, was ange-
messen ist, kommt der ElCom ein gewisser Beurteilungsspielraum zu (BGE 142 II 451 E. 4.5.3).
Sofern sich die von den Verfügungsadressatinnen festgelegten Tarife als nicht angemessen her-
ausstellen, liegt ein Gesetzesverstoss vor, der zu einer Absenkung der Tarife durch die ElCom
führen kann. Ob die von den Verfügungsadressatinnen festgelegten Tarife bezüglich des WACC
Produktion als angemessen gelten ist nachfolgend zu prüfen (Rz. 82 ff.). Die Überprüfung, ob ein
Tarif angemessen und damit gesetzeskonform ist, fällt in die Zuständigkeit der ElCom und stellt
keine unzulässige Einmischung in die Tariffestlegung durch die Verfügungsadressatinnen und
onyx dar.
77
In ihrer Verfügung 957-08-036 vom 16. April 2012 betreffend das Tarifjahr 2009 betrachtete die
ElCom einen analog zum WACC Netz berechneten WACC Produktion als angemessen. Es han-
delte sich schon damals um einen WACC, der keine individuellen Komponenten des betroffenen
Netzbetreibers berücksichtigte. Ein individueller WACC Produktion würde ausserdem dazu füh-
ren, dass bei Partnerkraftwerken dieselbe Kraftwerksanlage je nach Netzbetreiber unterschiedli-
che Kapitalkosten aufweisen würde. Die ElCom begründete, warum der vom Netzbetreiber gel-
tend gemachte individuelle WACC Produktion nicht angemessen war (Verfügung 957-08-036 der
ElCom vom 16. April 2012, Rz. 198 ff.). Das Bundesverwaltungsgericht hielt fest, dass die ElCom
in der Weisung 2/2018 zwar keinen WACC Produktion vorschrieb. Sie habe jedoch im Zeitpunkt
des Urteils des Bundesverwaltungsgerichts den standardisierten WACC Produktion, wie in der
Verfügung 957-08-036 vom 16. April 2012, analog Netz berechnet und bereits mehrfach in Tarif-
prüfungsverfahren angewendet. Es sei daher Sache des Netzbetreibers, die Anwendung des
standardisierten Zinssatzes durch die ElCom zu bestreiten (Urteil A-385/2022 des Bundesverwal-
tungsgerichts, E. 10.1.1).
78
Dem analog WACC Netz berechneten WACC Produktion kam folglich bis und mit Tarifjahr 2013
branchenweite Gültigkeit zu. Daraus folgt, dass die ElCom in ihrer Weisung 2/2018 sowie in deren
Nachfolgeweisungen, mit welchen der WACC Produktion jährlich festgelegt wird, eine bereits gel-
tende Praxis eines branchenweiten WACC weiterführt. Das Bundesverwaltungsgericht hat im Üb-
rigen auch die Verwendung des WACC für die Förderung der Grosswasserkraft als WACC Pro-
duktion im Rahmen einer Prüfung von Energietarifen des Tarifjahres 2017 als angemessen im
Sinne von Artikel 6 Absatz 1 StromVG beurteilt. (Urteil A-385/2022 des Bundesverwaltungsge-
richts vom 15. Juni 2022, E. 10.2.6). Die ElCom hat bisher keinen unternehmensspezifischen
WACC anerkannt.





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79
Die Verfügungsadressatinnen sind der Auffassung, dass die ElCom rückwirkend branchenweit
einen WACC Produktion festgelegt habe. Unter Rückwirkung versteht man die Anwendung von
neuem Recht auf sich bereits unter altem Recht zugetragene Sachverhalte (PIERRE TSCHAN-
NEN/MARKUS MÜLLER/MARKUS KERN, Allgemeines Verwaltungsrecht, Bern 2022, Rz. 555). Rück-
wirkung bedingt folglich eine Rechtsänderung. Die im vorliegenden Verfahren relevanten Rechts-
grundlagen haben jedoch keine Änderung erfahren: Sowohl Artikel 6 Absatz 1 StromVG, aus wel-
chem sich die Angemessenheit ergibt, als auch Artikel 4 Absatz 1 StromVV, woraus die EICom
einen Anspruch auf angemessenen Gewinn auch bei der Produktion ableitet, gelten seit Inkraft-
treten der Stromversorgungsgesetzgebung. Die ex-post-Regulierung führt nicht per se zu einer
Rückwirkung (act. 17, Rz. 25).
80
Ausserdem prüft die ElCom nachfolgend die Angemessenheit des von den Verfügungsadressa-
tinnen geltend gemachten und angewandten WACC Produktion (Art. 6 Abs. 1 StromVG; Rz. 82 ff.)
und ob die Verfügungsadressatinnen berechtigt waren, einen höheren, unternehmensspezifi-
schen WACC Produktion zu verwenden. Aufgrund der individuell vorzunehmenden Prüfung erüb-
rigt es sich zu klären, ob die ElCom mit ihrer Weisung 2/2018 den WACC Produktion rückwirkend
festlegte (Urteil A-385/2022 des Bundesverwaltungsgerichts vom 15. Juni 2022, E. 10.1.2).
81
Auch eine Praxisänderung liegt nicht vor. Gemäss Artikel 6 Absatz 1 StromVG müssen die Betrei-
ber der Verteilnetze die Elektrizität in der Grundversorgung zu angemessenen Tarifen liefern. Da-
bei orientiert sich der Tarif für die Energielieferung an den Gestehungskosten einer effizienten
Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers (Art. 4 Abs. 1
StromVV). Die EICom hat dabei schon seit jeher die Praxis vertreten, dass der angemessene Tarif
auch einen angemessenen Gewinn des Netzbetreibers beinhalten darf (vgl. Weisung 2/2018 der
EICom, Verfügung 957-08-036 der EICom vom 16. April 2012, Rz. 198–212). Mit der Weisung
3/2018 hat die EICom Werte für den WACC Produktion publiziert. Weisungen sind den Verwal-
tungsverordnungen zuzuordnen; sie verpflichten grundsätzlich nur im verwaltungshierarchischen
Verhältnis und bilden für sich keine Verwaltungsrechtsquelle (vgl. TSCHANNEN/MÜLLER/KERN,
a.a.O., Rz. 304 f.; BGE 128 I 167, E. 4.3). Sie dienen der einheitlichen Handhabung des Vollzugs.
Grundlage für Rechte und Pflichten sind jedoch immer Gesetze und Verordnungen. Mit der Wei-
sung WACC Produktion gab die EICom damit bekannt, wie sie den angemessenen Gewinn in der
Produktion in konkreten Fällen beurteilen wird. Die Vorgabe, dass die Tarife angemessen sein
müssen, galt aber mit Artikel 6 Absatz 1 StromVG schon immer. Es erfolgte keine Praxisänderung:
Bis zum Jahr 2018 hat die EICom nur keine Werte vorab kommuniziert (act. 17, Rz. 27).
5.2.2.3
Unternehmensspezifischer WACC
82
Zur Berechnung der kalkulatorischen Kapitalkosten des Jahres 2017 verwenden die Verfügungs-
adressatinnen einen unternehmensspezifischen Energie-WACC von […] Prozent (act. 9 und
act. 35). Die Verfügungsadressatinnen stellen sich auf den Standpunkt, der von ihnen ange-
wandte unternehmensspezifische WACC Produktion sei betreffend die im Prüfbericht beanstan-
deten Parameter (Eigenkapitalquote und Size Premium) angemessen im Sinne von Artikel 6 Ab-
satz 1 StromVG in Verbindung mit Artikel 4 Absatz 1 StromVV und damit gesetzeskonform (act. 49
Rz. 24 ff.).
83
Die von den Verfügungsadressatinnen angewandte Eigenkapitalquote von […] Prozent verwende
eine Zielkapitalstruktur für Energieproduktion, welche auf Marktdaten basiere. Die Zielkapitalstruk-
tur werde aus einer Peer-Group von produktionsintensiven Unternehmen abgeleitet. In der Strom-
produktion seien die Partnerwerke sowie die integrierten Energieversorgungsunternehmen tätig.
Die Finanzierung von Partnerwerken könne auf keinen Fall als repräsentativ angenommen wer-
den, da diese sich auf eine garantierte Abnahme des produzierten Stroms von deren Aktionären
verlassen könne. Mit den Verfügungsadressatinnen am ehesten vergleichbar seien die integrier-
ten EVU, die gemäss Gutachten IFBC3 im Median einen Eigenkapitalanteil von 67 Prozent

3 IFBC (2017): «Kapitalkostensätze der Fördermassnahmen für die Grosswasserkraft – Gutachten», Bundesamt für Ener-
gie, Bern, nachfolgend «Gutachten IFBC», abrufbar unter www.bfe.admin.ch > Förderung > Erneuerbare Energien >
WACC – Kalkulatorischer Zinssatz



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ElCom-D-CCB33401/7
aufweisen würden. Die integrierten Energieversorgungsunternehmen würden jedoch auch einen
relevanten Anteil Netz ausweisen, deren durchschnittliche Kapitalstruktur im Gutachten IFBC mit
40 Prozent angegeben werde. Die Eigenkapitalquote der restlichen Geschäftsbereiche müsse da-
mit deutlich höher sein. Dabei stelle der restliche Geschäftsbereich insbesondere Energieproduk-
tion dar. Entsprechend müsste bei der Stromproduktion zu den 67 Prozent ein Zuschlag anstelle
eines Abschlags vorgenommen werden (act. 49 Rz. 26 ff.).
84
Gemäss Artikel 6 Absatz 1 StromVG haben Elektrizitätstarife für die festen Endverbraucher sowie
für die Endverbraucher, die auf den Netzzugang verzichten, "angemessen" zu sein. Dabei hat sich
der Tarifanteil für die Energielieferung an "Endverbraucher mit Grundversorgung" an den Geste-
hungskosten einer effizienten Produktion und an den langfristigen Bezugsverträgen des Verteil-
netzbetreibers zu orientieren (Art. 4 Abs. 1 StromVV; vorstehend Rz. 48 ff. und 55 ff. und Rz. 76).
Ein Tarif ist dann angemessen im Sinne von Artikel 6 StromVG, wenn er maximal einen angemes-
senen Gewinn enthält. Die Produktion ist dann als effizient zu qualifizieren, wenn der damit erzielte
Gewinn angemessen ist. Zur Bemessung des Gewinns äussert sich die Stromversorgungsgesetz-
gebung im Bereich Energie nicht (Urteil 2C_828/2019 des Bundesgerichts vom 16 Juli 2020,
E. 6.5; Urteil A-385/2022 des Bundesverwaltungsgerichts vom 15. Juni 2022, E. 10.2.2; Verfügung
957-09-094 der ElCom vom 13 Dezember 2012, Rz. 55 und 68).
85
Ein angemessener Tarif für die Energielieferung in der Grundversorgung deckt einerseits die
«Kosten der Energiebeschaffung» und andererseits die «Verwaltungs- und Vertriebskosten (inkl.
Gewinn)». Die Kosten der Energiebeschaffung werden wiederum in «Gestehungskosten» und
«Käufe am Mark» unterteilt (Urteil 2C_828/2019 des Bundesgerichts vom 16 Juli 2020, E. 5.2;
Rz. 38).
86
Der WACC Produktion muss so festgelegt werden, dass er das Risiko eines reinen Produktions-
unternehmens richtig abdeckt. Die eigene Produktion wird zu Gestehungskosten berücksichtigt.
Diese decken die Betriebs- und Kapitalkosten einer leistungsfähigen und effizienten Produktion
des Verteilnetzbetreibers. Der von der ElCom als angemessen erachtete Gewinn ergibt sich aus
der jährlichen Verzinsung der Restwerte der Produktionsanlagen mit einem gewichteten Durch-
schnittszinssatzes (WACC) auf den Restwerten der Kraftwerksanlagen (Urteil 2C_828/2019 des
Bundesgerichts vom 16 Juli 2020, E 5.2; Urteil A-385/2022 des Bundesverwaltungsgerichts vom
15. Juni 2022, E. 10.2.3). Bei den Käufen am Markt sind die bezahlten Marktpreise relevant, ein
Gewinnzuschlag ist nicht erlaubt. In den Verwaltungs- und Vertriebskosten hingegen ist ein ange-
messener Gewinn enthalten (vgl. Rz. 108 ff.).
87
Der Bundesrat hat in der Stromversorgungsverordnung die Methode zur Berechnung des WACC
Netz festgelegt (Art. 13 Abs. 3bis und Anhang 1 StromVV). Im Januar 2018 hat er im Rahmen der
Regelung zu den Investitionsbeiträgen für Wasserkraftanlagen und der Marktprämie für die Elekt-
rizität aus Grosswasserkraftanlagen den für deren Bemessung anzuwendenden kalkulatorischen
Zinssatz festgelegt (Art. 90 Absatz 2 und Anhang 3 der Verordnung über die Förderung der Pro-
duktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien, Energieförderungsverordnung, EnFV; siehe
identisch Art. 66 aEnFV, Stand am 1. Januar 2018). Dieser WACC stützt sich auf die Berechnun-
gen des WACC Netz gemäss Artikel 13 Absatz 3 Buchstabe b und Absatz 3bis in Verbindung mit
Anhang 1 StromVV (Anhang 3 EnFV; siehe identisch Art. 66 aEnFV, Stand am 1. Januar 2018),
wobei in Anhang 3 EnFV die bei der Berechnung des WACC für Grosswasserkraftanlagen zu
berücksichtigenden Abweichungen definiert werden. Die wichtigste Abweichung betrifft die Ge-
wichtung des Eigen- und des Fremdkapitalkostensatzes (Anhang 3 Ziff. 1a EnFV). Ausserdem
werden für die Berechnung des Eigenkapitalkostensatzes die für das unlevered Beta geltenden
pauschalen Werte erst ab 0.85 und die pauschalen Werte für den Bonitätszuschlag inklusive Emis-
sions- und Beschaffungskosten erst ab 2.625 Prozent plafoniert (Anhang 3 Ziff. 3 und 4).
88
Die beiden vorgenannten Abweichungen beim WACC für Grosswasserkraftanlagen zum WACC
Netz resultieren aus der divergierenden Zusammensetzung der Peer Groups, welche den Berech-
nungen zugrunde liegen. Während beim WACC Netz vergleichbare europäische EVU im Bereich
Netzbetrieb berücksichtigt werden, sind es beim WACC für Grosswasserkraftanlagen europä-



18/59
ElCom-D-CCB33401/7
ische EVU mit vorwiegend Wasserkraft (Peer Group Wasserkraft) sowie ergänzend diversifizierte,
integrierte EVU (Peer Group EVU) (Gutachten IFBC, S. 35 f.). Die Kapitalstruktur sollte im Rah-
men des WACC-Ansatzes das nachhaltige Finanzierungsverhältnis von Fremdkapital zu Eigen-
kapital widerspiegeln. Aufgrund der geringen Anzahl von Unternehmen in der Peer Group Was-
serkraft wird von IFBC die im WACC anzuwendende Kapitalstruktur von Grosswasserkraftbetrei-
bern indirekt über einen Vergleich ermittelt. Dabei werden die durchschnittlichen Kapitalstrukturen
von Partnerwerken (30% EK), Netzbetreibern (40% EK) und integrierten EVU (67% EK) betrach-
tet. Unter Berücksichtigung der Risiken kommt IFBC zum Ergebnis, dass die Risiken von (Gross-
) Wasserkraftbetreibern höher einzustufen sind als diejenigen von reinen Netzbetreibern, deren
Erträge regulatorisch vorgegeben sind, jedoch tiefer als bei integrierten EVU, die beispielsweise
zusätzlichen Risiken aus den Handelsaktivitäten oder sonstigen Aktivitäten mit höheren Marktrisi-
ken ausgesetzt sind. Die Kapitalstruktur für die (Gross-)Wasserkraftbetreiber, die durch das spe-
zifische Risiko der Geschäftstätigkeit bestimmt wird, muss gemäss IFBC demzufolge zwischen
denjenigen von Netzbetreibern und integrierten EVU liegen. IFBC erachtet deshalb eine gerun-
dete Zielkapitalstruktur von 50 Prozent Eigenkapital und 50 Prozent Fremdkapital als angemessen
(Gutachten IFBC, S. 46; Urteil A-385/2022 des Bundesverwaltungsgerichts vom 15. Juni 2022,
E. 10.2.4).
89
Der unternehmensspezifische WACC der Verfügungsadressatinnen von […] Prozent setzt sich
aus den Parametern gemäss obenstehender Abbildung 1 zusammen. In Abbildung 1 werden
diese Parameter jenen des vom UVEK festgelegten WACC zur Förderung der Grosswasserkraft
gemäss Gutachten IFBC4 gegenübergestellt (act. 15, Beilage 2).
90
Die signifikanteste Abweichung zwischen dem unternehmensspezifischen WACC der Verfü-
gungsadressatinnen und dem WACC Produktion (entspricht dem vom UVEK festgelegte WACC
für die Förderung der Grosswasserkraft für die Verzinsung für die Produktion notwendigen Ver-
mögenswerten) liegt bei der zugrunde gelegten Kapitalstruktur. Die Verfügungsadressatinnen ge-
hen von […] Prozent Eigenkapitalanteil und […] Prozent Fremdkapitalanteil aus. Dem WACC Pro-
duktion hingegen sind ein Eigenkapitalanteil und ein Fremdkapitalanteil von je 50 Prozente zu
Grunde gelegt. Im Rahmen der WACC-Ermittlung ist die Kapitalstruktur festzulegen, um die
Fremd- und Eigenkapitalkostensätze zu gewichten. Die Kapitalstruktur findet zudem bei der Her-
leitung und Bestimmung des levered Beta Anwendung. Die Ausgestaltung der Kapitalstruktur hat
ohne Berücksichtigung der steuerlichen Wirkung des Fremdkapitals grundsätzlich nur einen ge-
ringen Einfluss auf die Gesamtkapitalkosten bzw. auf den WACC (Modigliani-Miller-Theorem).5
91
Für den WACC Produktion relevant sind die Risiken für Kraftwerke. Die in einem EVU anfallenden
Risiken im Bereich Netz sind über den WACC Netz abgedeckt. Die Risiken für Energiedienstleis-
tungen, Gas, Wärmeinstallationen etc. sind nicht reguliert und somit nicht über den WACC Pro-
duktion abzudecken. Die (Gross-)Wasserkraft trägt mit gut drei Fünfteln einen grossen Teil zur
Produktion des in der Schweiz ausgespiesenen Stroms bei (Medienmitteilung des BFE vom
05.09.2022, abrufbar unter www.bfe.admin.ch > News und Medien > Medienmitteilungen). Auch
beim Kraftwerkspark der Verfügungsadressatinnen spielt die aus Wasserkraft produzierte Energie
eine gewichtige Rolle (BKW 40%, onyx 100%, La Goule 92%). Betreffend Verfügungsadressatin 1
ist ergänzend anzumerken, dass deren Kraftwerkportfolio […]. Beispielsweise hält die Verfü-
gungsadressatin 1 die Hälfte aller Aktien der Kraftwerke Oberhasli AG (KWO), […] (act. 30 Beilage
3a Register «PKW 17»). Gemäss Geschäftsbericht der KWO betrug deren Eigenkapitalquote per
31. Dezember 2017 knapp 22 Prozent (act. 30 Beilage 1m). Bei der Kernkraftwerk Leibstadt AG
beträgt der Eigentumsanteil der Verfügungsadressatin 1 9.5 Prozent. Gemäss Geschäftsbericht
betrug deren Eigenkapitalquote per 31. Dezember 2017 lediglich 11.2 Prozent (act. 30 Beilage
1n). Diese Angabe ist in gewisser Weise durch die Rückstellungen für nukleare Entsorgung
(ca. 3.4 Mrd. CHF) verzerrt (act. 30 Beilage 1n, S. 31). Nach Bereinigung dieses Effekts resultiert
eine Eigenkapitalquote von 44 Prozent per 31.12.2017. Den Nachweis für die Notwendigkeit

4 IFBC (2017): «Kapitalkostensätze der Fördermassnahmen für die Grosswasserkraft – Gutachten», Bundesamt für Ener-
gie, Bern, nachfolgend «Gutachten IFBC».
5 IFBC (2021): «Überprüfung der Methodik zur Bestimmung des Kapitalkostensatzes für Schweizer Stromnetzbetreiber –
Überprüfung des aktuellen Kapitalkostenkonzepts», Bundesamt für Energie, abrufbar unter www.bfe.admin.ch > Versor-
gung > Stromversorgung > WACC – Kalkulatorischer Zinssatz.



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ElCom-D-CCB33401/7
einer Eigenkapitalquote von über 50 Prozent können die Verfügungsadressatinnen nicht erbrin-
gen. Vielmehr könnte aus den konkreten Kraftwerksportfolien der Verfügungsadressatinnen eine
erheblich tiefere, tatsächliche Eigenkapitalquote abgeleitet werden. Das von IFBC verwendete
Verhältnis von Eigenkapital zu Fremdkapital ist somit nicht nur für Grosswasserkraftwerke ange-
messen, vielmehr ist damit auch die notwendige Eigenkapitalquote für die Kraftwerksanlagen der
Verfügungsadressatinnen abgedeckt, so dass auch den finanziellen Risiken der Stromproduktion
angemessen Rechnung getragen wird.
92
Die Verfügungsadressatin 1 führt nicht näher aus, inwiefern die ihren Berechnungen zugrundelie-
gende Kapitalstruktur bzw. eine relativ hohe Eigenkapitalquote notwendig sein sollte. Sie schreibt
dazu: […] (act. 30 Beilage 2 Memo). Wie sich diese individuelle Peer Group zusammensetzt, bleibt
unklar. Auch die vorgebrachten Zahlen betreffend Zielkapitalstruktur sind nicht nachvollziehbar.
Gemäss dem Geschäftsbericht 2017 (act. 30 Beilage 1a) weist die BKW Gruppe ein Eigenkapital
von 37.5 Prozent gemessen an der Bilanzsumme aus (S. 2). Auch diese Angabe ist durch die
Rückstellungen für nukleare Entsorgung (ca. 1.5 Mrd. CHF) verzerrt (S. 60). Nach Bereinigung
dieses Effekts resultiert eine Eigenkapitalquote von 45 Prozent per 31.12.2017. Wie die Verfü-
gungsadressatinnen aus den vorgelegten Zahlen auf eine Ist-Quote von […] Prozent kommen
bzw. eine Zielquote von […] Prozent ableiten, ist nicht ansatzweise erkennbar. Selbstverständlich
steht es den Verfügungsadressatinnen frei, als Entscheidungsgrundlage für Investitionen oder als
Richtschnur im nichtregulierten Bereich unternehmensspezifische Renditevorgaben zu berechnen
und/oder zu definieren. Diese können jedoch nicht als Argument gegen eine branchenweit gel-
tende, regulatorische Vorgabe verwendet werden.
93
In der Stellungnahme zum Prüfbericht (act. 49, S. 6 f.) führen die Verfügungsadressatinnen aus-
serdem aus, dass die integrierten EVU, die gemäss Gutachten IFBC AG im Median einen Eigen-
kapitalanteil von 67 Prozent aufweisen, am ehesten mit den BKW Gesellschaften vergleichbar
seien. Da diese einen relevanten Anteil Netz aufwiesen, müsse die Eigenkapitalquote der restli-
chen Geschäftsbereiche deutlich höher sein. Dabei stelle der restliche Geschäftsbereich Energie-
produktion dar, entsprechend müsse vielmehr ein Zuschlag zu den 67 Prozent vorgenommen
werden. Gleichwohl – und etwas widersprüchlich – leiten die Verfügungsadressatinnen daraus die
Angemessenheit ihrer den WACC-Berechnungen zu Grunde gelegten Eigenkapitalquote von
[…] Prozent ab.
94
Auch hinsichtlich der Gesamtheit Schweizer Stromproduzenten erbringen die Verfügungsadres-
satinnen keinen Nachweis, weshalb die im WACC Produktion unterstellte Kapitalstruktur nicht an-
gemessen bzw. dass den Risiken von Schweizer Kraftwerkbetreibern nicht gebührend Rechnung
getragen worden sein sollte.
95
Als zweite wesentliche Abweichung berücksichtigen die Verfügungsadressatinnen in der Berech-
nung ihres unternehmensspezifischen WACC Produktion ab dem Tarifjahr 2017 eine sogenannte
Size Premium in der Höhe von […] (vgl. Abbildung 1). Sie stellen sich auf den Standpunkt, bei
einer Einzelfallbetrachtung sei die Berücksichtigung einer Size Premium in der Fachwelt aner-
kannt (act. 49 Rz. 29 ff.). Ein Grössenzuschlag sei üblich und könne vielfältige Ursachen haben.
Der theoretische CAPM-Ansatz würde dieser Markt-Anforderung nicht oder nur ungenügend ge-
recht, weshalb in der Praxis für die Ermittlung von Kapitalkosten ein Size Premium zu berücksich-
tigen sei. Die Angemessenheit eines Size Premium würde auch im IFBC-Gutachten zum Gross-
wasser-WACC bestätigt. Gemäss den Autoren könne im Rahmen einer Einzelfallbetrachtung eine
Size Premium zugeschlagen werden. Im Rahmen der Kostenträgerrechnung solle der WACC-
Produktion die effektiven Kapitalkosten der Produzenten abbilden. Entsprechend sei ein unter-
nehmensspezifisches Size Premium zu berücksichtigen. Die konkrete Höhe des Zuschlags leiten
die Verfügungsadressatinnen aus Kapitalmarktstudien des US-amerikanischen Finanzberatungs-
unternehmen Duff & Phelps ab (act. 15, Memo Beilage 2).
96
Die Size Premium soll dem Umstand Rechnung tragen, dass Investoren für kleinere Unternehmen
höhere Renditen fordern. In ihrem Gutachten schreibt IFBC dazu Folgendes (Seite 43): «Bei einer
Gesamtbranchenregulierung, wie sie bei den vorliegenden Fördermassnahmen der Gross-



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wasserkraft zur Anwendung kommt, können die Grössenverhältnisse der einzelnen Gesellschaf-
ten nicht individuell berücksichtigt werden. Aus diesem Grund wird in der internationalen Regulie-
rungspraxis üblicherweise auf die Verwendung von Size Premium verzichtet. Entsprechend ist
auch im Kapitalkostensatz der Fördermassnahmen der Grosswasserkraft kein Size Premium zu
berücksichtigen».
97
Gleiches muss auch für einen branchenweit geltenden Zinssatz zur Berechnung der kalkulatori-
schen Gestehungskosten einer effizienten Produktion gemäss Artikel 4 Absatz 1 StromVV gelten.
Die Verfügungsadressatinnen legen nicht dar, warum in ihrem konkreten Fall zusätzlich eine Size
Premium berücksichtigt werden sollte, welche zu einem höheren als dem von der ElCom als an-
gemessen erachteten WACC führt. Sie führen lediglich aus, dass im Rahmen der Vernehmlas-
sung betreffend Änderung des WACC Netz im Jahr 2015 die Existenz einer Size Premium unbe-
stritten gewesen sei und diese auch in der Lehre ein anerkannter Parameter der WACC-Berech-
nung sei (act. 49 Rz. 30–33). Aktuelle wissenschaftliche Studien, welche die Existenz des vorge-
brachten Grösseneffekts – namentlich für die Schweiz – belegen würden, bringen die Verfügungs-
adressatinnen jedoch nicht bei.
98
Das im StromVG verankerte Capital Asset Pricing Model (CAPM) ist ein verbreiteter Ansatz zur
Berechnung des Eigenkapitalkostensatzes. Es findet insbesondere in der Unternehmensbewer-
tung Anwendung, wo es zur Bestimmung des Diskontierungszinssatzes herangezogen wird. Das
CAPM als Marktgleichgewichtsmodell basiert auf der Annahme optimal diversifizierter Anleger.
Ein grössenabhängiger Risikozuschlag hat aus theoretischer Sicht im Modellrahmen kein Platz,
da im Sinne des CAPM für die erwartete Rendite einer Unternehmung ausschliesslich das syste-
matische Risiko relevant ist. Dieses wird modell-endogen als Ergebnis des Verhaltens aller Markt-
teilnehmer abgeleitet, kann inhaltlich aber nicht spezifisch zugeordnet werden.6
99
Die Existenz einer Size Premium wurde vor allem für den angelsächsischen Raum, insbesondere
die USA, untersucht. Im Jahr 1982 wurde in einer empirischen Analyse zum amerikanischen Ak-
tienmarkt von Rolf W. Banz7 erstmals ein Grösseneffekt nachgewiesen. Eugene Fama und Ken-
neth French kommen 1993 zu ähnlichen Ergebnissen.8 In den Folgejahren kamen verschiedene
Autoren jedoch bereits zu widersprüchlichen Ergebnissen. So schreibt beispielsweise John H.
Cochrane 2005: “Many of the anomalous risk premia seem to be declining over time. The small-
firm effect completely disappeared in 1980; you can date this as the publication of the first small-
firm effect papers or the founding of small-firm mutual funds that made diversified portfolios of
small stocks available to average investors.”9 Clifford S. Ang schreibt 2016: “Therefore, adding the
Size Premium in Excess of CAPM is no different than adding an arbitrary number to the CAPM
cost of equity.”10
100
In Europa, speziell im deutschsprachigen Raum, ist die Verwendung einer Size Premium in Ver-
bindung mit dem CAPM noch umstrittener, zumal die empirische Evidenz primär auf vergangenen
Beobachtungen des amerikanischen Aktienmarkts beruht. Auf europäischen Märkten sei die Size
Premium grundsätzlich nicht vorhanden und somit auch deren Ansatz nicht rechtfertigbar. Selbst
das von den Verfügungsadressatinnen genannte Beratungsunternehmen Duff & Phelps kommt in
einer Forschungsnotiz11 zum Schluss: "While a statistically significant “size effect” was detected
in Europe, this effect was (i) limited to only the smallest of companies, and (ii) was not uniformly
detected in all countries examined.” […] “Leaving aside statistical significance, the Research
Note’s findings suggest that the average return spread between small and large firms is positive
in each of the examined regional subsamples, and that size and liquidity distributions likely

6 Im CAPM setzt sich die erwartete Rendite der Eigenkapitalgeber aus einem risikolosen Zinssatz und einer additiv ver-
knüpften Marktrisikoprämie, gewichtet nach dem übernommenen systematischen Risiko, zusammen.
7 R. Banz, (1981): “The Relationship Between Return and Market Value of Common Stocks”, Journal of Financial Econom-
ics, Vol. 9, p. 3–18.
8 E Fama, K. French (1993): “Common risk factors in the returns on stocks and bonds”, Journal of Financial Economics,
Vol. 33, p. 3–56.
9 J. Cochrane (2005): “Asset Pricing: Revised Edition (Princeton University Press), p. 452.
10 C. Ang (2016): “Why We Should Not Add a Size Premium to the CAPM Cost of Equity”, SSRN:
http://dx.doi.org/10.2139/ssrn.2739016
11 Duff & Phelps (2014): “Differences in Returns between Large and Small Companies in Europe”, January 2014, Research
Funded by Duff & Phelps LLC.



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differ across regions.” Mit anderen Worten, lediglich unter Ausklammerung wissenschaftlicher
Qualitätskriterien zeigen sich Grösseneffekte. Eine speziell auf den Schweizer Aktienmarkt fokus-
sierte Studie12 kommt zum Schluss: «We find a negative size premium of -0.67% p.a. […] The
negative size premium confirms the critical discussion of the size factor in the literature and ques-
tions its existence in Switzerland.» In Deutschland geht das Institut der Wirtschaftsprüfer noch
einen Schritt weiter indem es klarstellt, dass die objektivierte Unternehmensbewertung von kleinen
und mittelgroßen Unternehmen (KMU) ebenso wie die Bewertung großer Unternehmen auf Basis
eines kapitalmarkttheoretischen Modells wie dem CAPM zu erfolgen hat.13 Die Verwendung und
Festlegung von Zuschlägen wird damit klar als unzulässig bewertet, da diese beliebig sind. Ab-
schliessend kann festgehalten werden, dass die von der BKW postulierte Einigkeit in der Lehre
(vgl. Rz. 97) mitnichten gegeben ist.
101
Selbst unter Nichtberücksichtigung der vorhergehenden Ausführungen erscheint es insbesondere
bei der Verfügungsadressatin 1 kaum plausibel, dass Investoren basierend auf ihrer Unterneh-
mensgrösse höhere Renditen fordern würden als von anderen Produzenten. In der Praxis wird die
Verwendung einer Size Premium bzw. eines Risikozuschlags oftmals damit begründet, dass Ak-
tien kleiner Unternehmen beispielsweise oftmals schwerer zu handeln seien und auch die Infor-
mationsbeschaffung betreffend dieser schwieriger sei. Beides ist vorliegend nicht gegeben.
Kommt hinzu, dass der historisch begründete Mehrheitseigner «Kanton Bern» eine gewisse finan-
zielle Stabilität garantiert und kaum derart renditegetrieben ist wie ein reiner Finanzinvestor. Aus-
serdem besitzt die Verfügungsadressatin 1 als drittgrösste Stromproduzentin über eine gewisse
Systemrelevanz für die Schweizer Volkswirtschaft insgesamt. Per Verordnung vom 5. September
2022 führte der Bundesrat einen Rettungsschirm für systemkritische Stromunternehmen ein (Ver-
ordnung über subsidiäre Finanzhilfen zur Rettung systemkritischer Unternehmen der Elektrizitäts-
wirtschaft vom 5. September 2022; FiREVO, abgelöst durch das Bundesgesetz über subsidiäre
Finanzhilfen zur Rettung systemkritischer Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft vom 30. Sep-
tember 2022, FiREG; SR 734.91, befristet bis zum 31.12.2026; Nachfolgeregelung in Arbeit, siehe
unter anderem Motion Eva Herzog 22.4132). Gemäss Art. 2 Absatz 1 FiREVO bzw. FiREG gilt die
Verfügungsadressatin als systemkritisch (siehe auch Botschaft zum Bundesgesetz über subsidi-
äre Finanzhilfen zur Rettung systemkritischer Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft und zum
Bundesbeschluss über einen Verpflichtungskredit für subsidiäre Finanzhilfen zur Rettung system-
kritischer Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft vom 18. Mai 2022, BBl 2022 1183, S. 13). Vor
diesem Hintergrund ist die Risikoexposition der Investoren gar geringer, was zu einem dämpfen-
den Effekt auf die Renditeerwartungen führen sollte. Die Inkludierung einer Size Premium ist da-
her nicht angemessen und damit abzulehnen.
102
Alles in allem erachtet die ElCom den WACC für die Förderung der Grosswasserkraft als ange-
messenen Zinssatz für die Verzinsung der für die Produktion notwendigen Vermögenswerte
(Rz. 64). Die Angemessenheit des von der ElCom verwendeten WACC hat auch das Bundesver-
waltungsgericht bestätigt. Die von den Verfügungsadressatinnen angewandte Methode verwen-
det – mit Ausnahme der Size Premium – dieselben Parameter wie die von der ElCom verwendete
Methode. Unterschiedlich sind die für die verschiedenen Parameter eingesetzten Werte. Diese
sind nicht angemessen und reichen daher für sich nicht aus, um daraus abzuleiten, die von der
ElCom angewandte Methode, welche sich auf den IFBC-Bericht stützt, sei nicht angemessen im
Sinne von Artikel 6 Absatz 1 StromVG (Urteil A-385/2022 des Bundesverwaltungsgerichts vom
15. Juni 2022, E. 10.2.6). Auch die in Abweichung zum IFBC-Bericht vorgenommene Inkludierung
einer Size Premium können die Verfügungsadressatinnen nicht hinreichend begründen, der Ver-
weis auf ein Bewertungshandbuch einer amerikanischen Beratungsunternehmung für die Festle-
gung des konkreten Wertes (act. 15 Beilage 2 S. 2) vermag ebenfalls nicht zu überzeugen. Alles
in allem können die Verfügungsadressatinnen nicht nachweisen, weshalb die von IFBC vorge-
nommene und von der ElCom übernommene Berechnungen des WACC Produktion nicht zu einer
angemessenen Verzinsung der Anlagewerte führen sollte. Der sich daraus ergebenden regulato-

12 M. Ammann, M. Steiner (2008): “Risk Factors for the Swiss Stock Market”, Swiss Journal of Economics and Statistics,
Vol. 144, p. 1–35.
13 Institut der Wirtschaftsprüfer (2014): «IDW Praxishinweis 1/2014 – Besonderheiten bei der Ermittlung eines objektivierten
Unternehmenswerts kleiner und mittelgrosser Unternehmen», Februar 2014.



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rische Gewinn der Kraftwerksbetreiber ist somit als angemessen zu qualifizieren. Für das Tarifjahr
2017 gilt somit ein maximaler WACC von 4.98 Prozent, wie er in der Weisung 3/2018 der ElCom
«WACC Produktion» festgelegt ist.
5.2.2.4
Fazit Kapitalverzinsung von Produktionsanlagen
103
Ausgehend von den eingereichten kalkulatorischen Restwerten der Produktionsanlagen ergeben
sich bei den anrechenbaren kalkulatorischen Zinsen und bei den regulatorischen Anlagerestwer-
ten für die Verfügungsadressatinnen und onyx folgende Korrekturen (vgl. Tabelle 1, Spalte «Kor-
rektur WACC Produktion»):

Tabelle 1 Restwerte Produktion und Korrektur kalkulatorische Verzinsung
5.2.3
Übrige Betriebskosten und allfällige weitere Gemeinkosten
5.2.3.1
Vorgehen der Verfügungsadressatinnen
104
Die Verfügungsadressatinnen und onyx weisen im Erhebungsbogen für die Gestehungskosten
(G-Bogen) eine Rubrik «übrige Betriebskosten und allfällige weitere Gemeinkosten» aus (act. 30
Beilage 3b und 3c; act. 35, Anhang 1, G-Bogen). Die Verfügungsadressatin 1 weist einen Teil
dieser Kosten der Grundversorgung zu. Bei onyx und der Verfügungsadressatin 2 werden diese
Kosten vollständig der jeweiligen Grundversorgung zugeteilt. Bei der Verfügungsadressatin 1 sind
unter dieser Rubrik drei Kostenpositionen enthalten, welche in einem Zusammenhang mit dem
von der Verfügungsadressatin 1 verwendeten unternehmensspezifischen WACC Produktion ste-
hen: Verzinsung des Nettoumlaufvermögens (NUV), Verzinsung sonstiges betriebsnotwendiges
Vermögen, Verzinsung Risikokapital Produktion (act. 35, Anhang 2). Im Prüfbericht ist das Fach-
sekretariat davon ausgegangen, dass sämtliche dieser Kostenpositionen auch bei onyx und der
Verfügungsadressatin 2 Teil der übrigen Betriebskosten und allfälliger weiterer Gemeinkosten
sind.
105
Die Verfügungsadressatinnen führen in der Stellungnahme zum Prüfbericht aus, dass die «übri-
gen Betriebskosten und allfälligen weiteren Gemeinkosten» auch bei onyx und der Verfügungs-
adressatin 2 ein NUV enthalten. […]. Ob sonstiges betriebsnotwendiges Vermögen bei onyx und
der Verfügungsadressatin 2 verzinst wurde, thematisieren die Verfügungsadressatinnen nicht ex-
plizit. Für onyx und die Verfügungsadressatin 2 wurde in der Tabelle in Randziffer 53 der Stellung-
nahme kein Wert in der Spalte «Korrektur Verzinsung sonstiges betriebsnotwendiges Vermögen»
eingetragen (act. 49 Rz. 47 ff.).


Energie
Produktion
kalk. Restwerte
Produktion
eingereichte
Zinsen ([...]%)
anrechenbare
Zinsen (4.98%)
Korrektur
WACC Produktion
[MWh]
[CHF]
[CHF]
[CHF]
[CHF]
BKW
onyx
La Goule



23/59
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5.2.3.2
Verzinsung NUV
106
Die Verfügungsadressatinnen machen kalkulatorische Zinsen auf dem NUV auf Stufe Produktion
geltend, wovon sie einen Anteil der Grundversorgung zuordnen. Sie begründen dies damit, dass
Produktionsunternehmen für die Abwicklung der Transaktionen Umlaufvermögen benötigten, wel-
ches entsprechende Kapitalkosten verursache. Das NUV sei dabei auf Stufe Produktion bereitzu-
stellen – wie das Anlagevermögen der Kraftwerke oder die für die Produktion anfallenden Be-
triebskosten. Die Begründung der ElCom, warum kalkulatorische Zinsen auf das NUV nur für den
gesamten Geschäftsbereich Energie anrechenbar seien, sei nicht nachvollziehbar und beruhe auf
falschen Annahmen. Die Anrechnung eines NUV für die Produktion widerspreche auch nicht der
Weisung 2/2018 (act. 49 Rz. 41 ff.). Zudem sei es falsch, dass ein Energieproduzent seine offenen
Forderungen unverzüglich beim Energieunternehmen einziehen könne (act. 49 Rz. 43). Nähere
Ausführungen zur Finanzierung offener Forderungen im Bereich Produktion machen die Verfü-
gungsadressatinnen nicht.
107
Die Verteilnetzbetreiber treffen gemäss Artikel 6 Absatz 1 StromVG die erforderlichen Massnah-
men, damit sie ihren festen Endverbrauchern und jenen, die auf den freien Netzzugang verzichten,
jederzeit die gewünschte Menge an Elektrizität zu angemessenen Tarifen liefern können. Gemäss
Artikel 4 Absatz 1 StromVV hat sich der Tarifanteil der Energielieferung an den Gestehungskosten
einer effizienten Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen zu orientieren. Die Produktion
ist dann als effizient zu qualifizieren, wenn der Gewinn, der damit erzielt wird, angemessen ist.
Ein Tarif ist dann angemessen im Sinne von Artikel 6 StromVG, wenn er maximal einen angemes-
senen Gewinn enthält. Zur Höhe des angemessenen Gewinns äussert sich die Stromversor-
gungsgesetzgebung nicht (Verfügung 957-09-094 der ElCom vom 13 Dezember 2012, Rz. 55 und
68; vorne Rz. 84).
108
Ein angemessener Tarif für die Energielieferung in der Grundversorgung deckt einerseits die
«Kosten der Energiebeschaffung» und andererseits die «Verwaltungs- und Vertriebskosten (inkl.
Gewinn)» (Rz. 85). Für die Beurteilung der Angemessenheit der Verwaltungs- und Vertriebskos-
ten inklusive Gewinn im Energievertrieb in der Grundversorgung hat die ElCom einen Schwellen-
wert berechnet. Die ElCom nimmt eine separate Berechnung des Gewinns im Energievertrieb an
Endverbraucher in der Grundversorgung nur vor, wenn der von ihr festgelegte Schwellenwert für
angemessene Kosten inklusive Gewinn im Energievertrieb an Endverbraucher mit Grundversor-
gung überschritten wird (Weisung der ElCom 5/2018). Der Schwellenwert wurde für das Tarifjahr
2017 bei 95 Franken pro Rechnungsempfänger festgesetzt (Mitteilung der ElCom vom 26. Feb-
ruar 2015, abrufbar unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Mitteilungen > Archiv Mittei-
lungen 2015). Der Gewinn im Energievertrieb für die Grundversorgung ist in diesem Schwellen-
wert enthalten (Verfügung 211-00004 der ElCom vom 15. Dezember 2016 Rz. 71). Das Vorgehen
der ElCom zur Überprüfung der Vertriebskosten inklusive Gewinn wurde durch die Gerichte mehr-
fach gestützt (Urteil des Bundesgerichts 142 II 451 vom 20. Juli 2016, E. 6.3; Urteil des Bundes-
verwaltungsgerichts A-699/2017 vom 26. August 2019, E. 6.3).
109
Wie im Netzbereich anerkennt die ElCom zur Deckung des Finanzbedarfs, der sich aus den zeit-
lichen Abweichungen der Zahlungsströme von Einnahmen und Ausgaben im Zusammenhang mit
dem Energievertriebsgeschäft ergibt, auch im Energiebereich die Berücksichtigung eines kalkula-
torischen Zinses auf dem NUV. Dieser ist Bestandteil der angemessenen Verwaltungs- und Ver-
triebskosten inklusive Gewinn im Energievertrieb in der Grundversorgung. Demgegenüber aner-
kennt die ElCom gemäss geltender Regulierungspraxis auf Stufe Produktion und Einkauf keine
NUV-Verzinsung (Verfügung 211-00004 der ElCom vom 15. Dezember 2016, Rz. 70 ff.). Wird der
Schwellenwert für angemessene Verwaltungs- und Vertriebskosten inklusive Gewinn im Energie-
vertrieb überschritten, wird die Verzinsung des NUV ausnahmsweise separat berechnet. Das NUV
wird in diesem Fall für den gesamten Bereich der Energielieferung in der Grundversorgung fest-
gelegt. Es besteht folglich aus den gesamten Energiekosten der Grundversorgung, d.h. den Kos-
ten der Energiebeschaffung (Produktion und Käufe am Markt) sowie den Verwaltungs- und Ver-
triebskosten. Das so berechnete NUV wird unter Berücksichtigung der Rechnungsperiodizität mit
dem WACC Netz verzinst (Verfügung 211-00016 der ElCom vom 17. November 2016,



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Rz. 370 ff.). Es gibt keinen Grund, warum das NUV im Bereich Energielieferung in der Grundver-
sorgung mit einem anderen Zinssatz zu verzinsen wäre als das NUV im Bereich Netz. Ein höherer
WACC (z.B. WACC Produktion) würde sich nur dann rechtfertigen, wenn auch das finanzielle
Risiko im Bereich Energielieferung in der Grundversorgung höher wäre als das finanzielle Risiko
im Bereich Netz (Verfügung 211-00004 der ElCom vom 15. Dezember 2016 Rz. 71 f., 78 und 118
f.). Sowohl im Netz als auch bei der Grundversorgung Energie legt das Stromversorgungsrecht
eine Cost-Plus-Regulierung fest. Damit ist dem Netzbetreiber sowohl im Netz als auch in der
Grundversorgung Energie eine Kostendeckung garantiert. Bei beiden Tarifbereichen ist die Kos-
tendeckung zudem über die Systematik der Deckungsdifferenzen gleichermassen garantiert.
110
Der im Schwellenwert für die «Vertriebskosten inklusive Gewinn» enthaltenen Verzinsung des
NUV liegen u.a. die Produktionskosten zugrunde (vgl. Rz. 109). Dem Finanzbedarf, der sich aus
den zeitverzögerten Cashflow-Strömen der Zahlungsausgänge und -eingänge im Energieversor-
gungsgeschäft in der Grundversorgung ergibt, wird damit Rechnung getragen. Würde die Verzin-
sung eines NUV auf Ebene der Produktion zugelassen, ohne den Zins auf dem NUV für den ge-
samten Bereich der Energielieferung in der Grundversorgung entsprechend zu kürzen, würde ein
Teil des NUV doppelt verzinst. Dadurch würde ein nicht angemessener Gewinn in die anrechen-
baren Energiekosten für die Grundversorgung einfliessen. Es gilt folglich zu vermeiden, dass das
NUV (teilweise) doppelt verzinst wird. Die ElCom akzeptiert daher auf Stufe Produktion – wie auch
auf Stufe Einkauf – keine kalkulatorische Verzinsung eines Nettoumlaufvermögens (Verfügung
211-00004 der ElCom vom 15. Dezember 2016, Rz. 71).
111
Die Vertriebskosten inklusive Gewinn im Energievertrieb an Endverbraucher in der Grundversor-
gung überschreiten bei den Verfügungsadressatinnen und onyx den Schwellenwert von 95 Fran-
ken pro Rechnungsempfänger nicht (act. 30, Beilage 3a–c, Register «Übersicht») und werden
entsprechend von der ElCom nicht beanstandet. In den von den Verfügungsadressatinnen geltend
gemachten Vertriebskosten inklusive Gewinn im Energievertrieb ist somit ein NUV-Zins auf dem
gesamten Bereich der Energielieferung in der Grundversorgung schon enthalten. Wie bereits er-
wähnt bezieht sich das NUV grundsätzlich auf den Finanzbedarf, welcher sich aus den zeitlich
abweichenden Zahlungsflüssen von Ausgaben und Einnahmen ergeben kann. Mit der gesonder-
ten Berücksichtigung von NUV-Zinsen in den Gestehungskosten im Bereich Produktion würde
damit das Vorhalten von finanziellen Mitteln für die interne Lieferung bis zur internen Verrechnung
verzinst. Für diese Verrechnung entsteht dem Netzbetreiber grundsätzlich kein zusätzlicher Kapi-
talbedarf, entsprechend ist eine NUV-Verzinsung in den anrechenbaren Gestehungskosten ge-
mäss Weisung 2/2018 nicht enthalten. Ausserdem würde mit der zusätzlichen Berücksichtigung
von NUV-Zinsen für den Bereich Produktion ein Teil des NUV doppelt verzinst – einmal im Rah-
men der in den 95 Franken enthaltenen NUV-Zinsen und einmal als Verzinsung eines NUV für
den Bereich Produktion. Eine solche Doppelverrechnung ist unzulässig. Die von der Verfügungs-
adressatin 1 ([…] Franken), von der onyx ([…] Franken) sowie der Verfügungsadressatin 2
([…] Franken) in die «übrigen Betriebskosten und allfällige weitere Gemeinkosten» eingerechnete
Verzinsung eines NUV ist folglich nicht anrechenbar.
5.2.3.3
Verzinsung sonstiges betriebsnotwendiges Vermögen
112
Für die Verzinsung von sonstigem betriebsnotwendigem Vermögen macht die Verfügungsadres-
satin 1 insgesamt […] Franken geltend, wovon […] Franken auf die Grundversorgung geschlüsselt
wird. Bei dem von der Verfügungsadressatin angewandten WACC Produktion von […] Prozent
entspricht dies einer Verzinsungsbasis von etwa […] Franken. In der Verzinsungsbasis sind u.a.
Anlagen im Bau, Maschinen, Betriebseinrichtungen, (Spezial-)Fahrzeuge und produktionsspezifi-
sche EDV/ICT-Einrichtungen enthalten (act. 35, Anhang 2).
113
Die Verfügungsadressatin 1 macht geltend, der von ihr verwendete WACC Produktion sei ange-
messen im Sinne von Artikel 6 Absatz 1 StromVG in Verbindung mit Artikel 4 Absatz 1 StromVV.
Dieser sei auch auf die Verzinsung des sonstigen betriebsnotwendigen Vermögens zur Anwen-
dung zu bringen (act. 49 Rz. 48).



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114
Zu den anrechenbaren Gestehungskosten gehören u.a. die Kapitalkosten einer leistungsfähigen
und effizienten Produktion. Als Kapitalkosten anrechenbar sind die kalkulatorischen Abschreibun-
gen und die kalkulatorischen Zinsen auf den für die Produktion notwendigen Vermögenswerten.
Die Basis bilden höchstens die ursprünglichen Anschaffungs- und Herstellkosten. Zur kalkulatori-
schen Verzinsung ist ein Zinssatz zu verwenden, der den Risiken der Stromproduktion angemes-
sen Rechnung trägt (Weisung 3/2012; Rz. 64). Zur Verzinsung der für die Produktion notwendigen
Vermögenswerte kommt für das Jahr 2017 ein WACC von 4.98 Prozent zur Anwendung (Rz. 102).
115
Auf eine Detailprüfung des sonstigen notwendigen betriebsnotwendigen Vermögens von rund […]
Franken wurde aus Gründen der zugrundeliegenden Prüffrage und aus Gründen der Verfah-
rensökonomie verzichtet.
116
Auch das sonstige betriebsnotwendige Vermögen der Verfügungsadressatin 1 ist mit dem WACC
Produktion von 4.98 Prozent zu verzinsen. Bei einer Wertbasis von […] Franken resultieren anre-
chenbaren Zinskosten von […] Franken. Die anrechenbare Verzinsung des sonstigen betriebs-
notwendigen Vermögens ist daher um […] Franken tiefer als von der Verfügungsadressatin 1 gel-
tend gemacht.
117
Im Prüfbericht kürzte das FS ElCom die «übrigen Betriebskosten und allfällige weiteren Gemein-
kosten» der onyx sowie der Verfügungsadressatin 2 prozentual in derselben Höhe wie bei der
Verfügungsadressatin 1. Detaillierte Angabe zu den Unterpositionen der «übrigen Betriebskosten
und allfällige weiteren Gemeinkosten» der onyx und der Verfügungsadressatin 2 lagen dem Fach-
sekretariat nicht vor.
118
Die Verfügungsadressatinnen führen in der Stellungnahme zum Prüfbericht aus, dass eine pro-
zentual gleich hohe Korrektur der «übrigen Betriebskosten und allfälligen weiteren Gemeinkos-
ten» nicht adäquat sei. In der Position «übrige Betriebskosten und allfällige weitere Gemeinkos-
ten» der onyx und der Verfügungsadressatin 2 seien nur diejenigen Kraftwerke berücksichtigt, die
innerhalb des Konzerns direkt bei den Tochtergesellschaften selbst angesiedelt gewesen seien
Die Beschaffungen aus dem konzernweiten Kraftwerksportfolio seien demgegenüber unter «Kon-
zernbeschaffung & Pflichtbezüge» ausgewiesen worden (act. 49 Rz. 47). Ob sonstiges betriebs-
notwendiges Vermögen bei onyx und der Verfügungsadressatin 2 verzinst wurde, thematisieren
die Verfügungsadressatinnen nicht explizit. Für onyx und die Verfügungsadressatin 2 wurde in der
Tabelle in Randziffer 53 der Stellungnahme kein Wert in der Spalte «Korrektur Verzinsung sons-
tiges betriebsnotwendiges Vermögen» eingetragen (act. 49 Rz. 53).
119
Die ElCom schliesst daraus, dass in den «übrige Betriebskosten und allfällige weitere Gemein-
kosten» der onyx und der Verfügungsadressatin 2 keine Verzinsung von sonstigem betriebsnot-
wendigem Vermögen enthalten ist. Eine Korrektur erübrigt sich somit.
5.2.3.4
Verzinsung Risikokapital Produktion
120
Die Verfügungsadressatin 1 macht für den gesamten Kraftwerkspark Zinskosten von insgesamt
[…] Franken für die Vorhaltung von Risikokapital auf der Stufe Produktion geltend. Knapp […]
davon wird der Grundversorgung angelastet. Bei dem von der Verfügungsadressatin eingesetzten
Zinssatz von […] Prozent entspricht dies einer Kapitalrückhaltung von insgesamt […] Franken,
davon […] Franken für die Grundversorgung (act. 35, Anhang 2).
121
Das FS ElCom ging im Prüfbericht davon aus, dass in den «übrigen Betriebskosten und allfälligen
weiteren Gemeinkosten» von onyx und der Verfügungsadressatin 2 anteilig gleich viel Risikoka-
pital für die Produktion vorgehalten würde bzw. relativ gleich hohe Zinskosten in den Gestehungs-
kosten enthalten sind wie bei der Verfügungsadressatin 1 (act. 43 S. 10).
122
Die Verfügungsadressatinnen führen aus, die BKW-Gesellschaften müssten zur Aufrechterhal-
tung der Stromversorgung und zur Verhinderung eines Liquiditätsengpasses aufgrund grosser
Schäden ausreichend Risikokapital in Form einer entsprechenden Eigenkapitalquote sowie einer



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ElCom-D-CCB33401/7
Liquiditätsreserve zur Sicherstellung der jederzeitigen Zahlungsbereitschaft bereitstellen. Dieses
Kapital könne nicht anderweitig investiert werden. Die BKW-Gruppe verfolge damit eine risiko-
arme Strategie, damit die Versorgungssicherheit jederzeit gewährleistet werden könne. Es sei
daher sachlich gerechtfertigt, kalkulatorische Zinsen auf das Risikokapital zu berechnen. […] (act.
49 Rz. 49 ff.).
123
Schäden und damit allenfalls einhergehende Produktionsausfälle gehören zum normalen Risiko
eines Kraftwerksbetreibers. Sämtliche mit der Stromproduktion einhergehenden Risiken sind be-
reits in der Risikoprämie enthalten, welche in die Berechnung des WACC Produktion einfliessen.
Der WACC drückt aus, welche Rendite die Fremd- und Eigenkapitalgeber insgesamt im Durch-
schnitt auf ihr eingesetztes Kapital zu Marktwerten als Entgelt für die Kapitalüberlassung und für
ihr eingegangenes Risiko fordern bzw. erwarten (Gutachten IFBC S. 7). Ausserdem können unter
der geltenden Cost-Plus-Regulierung die aufgrund eines Produktionsausfalls tatsächlich entste-
henden Mehrkosten anteilig der Grundversorgung angelastet werden. Eine Verzinsung von zu-
sätzlichem Risikokapital ist deshalb nicht angemessen und daher unzulässig.
124
Die «übrigen Betriebskosten und allfälligen weiteren Gemeinkosten» der Verfügungsadressatin 1
werden um […] Franken für die Verzinsung von Risikokapital gekürzt. Eine entsprechende Kür-
zung bei onyx und der Verfügungsadressatin 2 erübrigt sich, weil in ihren «übrige Betriebskosten
und allfällige weitere Gemeinkosten» keine Verzinsung von Risikokapital enthalten ist.
5.2.3.5
Fazit zu den übrigen Betriebskosten und allfälligen weiteren Gemeinkosten
125
Bei der Rubrik «übrige Betriebskosten und allfällige weitere Gemeinkosten» ergeben sich für die
Verfügungsadressatinnen und onyx folgende Korrekturen:

Tabelle 2 Übrige Betriebskosten, verschiedene Korrekturen
5.2.4
Fazit Gestehungskosten Produktion
126
Bei den Gestehungskosten Produktion wurde einerseits die Kapitalverzinsung der Produktionsan-
lagen (Rz. 71 ff.) und andererseits die übrigen Betriebskosten und allfälligen weiteren Gemein-
kosten (Rz. 104 ff.) korrigiert. Die Korrektur der übrigen Betriebskosten und allfälligen weiteren
Gemeinkosten umfasst die Streichung der Verzinsung des NUV auf Stufe Produktion (Rz. 106 ff.)
und der Verzinsung des Risikokapitals Produktion (Rz. 120 ff.) sowie eine Korrektur der Verzin-
sung des sonstigen betriebsnotwendiges Vermögens (Rz. 112 ff., vgl. Tabelle 2).
127
Für die Verfügungsadressatinnen und onyx ergeben sich folgende anrechenbaren Gestehungs-
kosten Produktion:

Tabelle 3 Anrechenbare Gestehungskosten (GK) Produktion mit Korrekturen WACC Produk-
tion und übrige Betriebskosten
eingereichte
übr. Betriebskosten
Korrektur
NUV
Korrektur Verzinsung
sonst. betr. Vermögen
Korrektur Verzinsung
Risikokapital
Total Korrektur
übr. Betriebskosten
[CHF]
[CHF]
[CHF]
[CHF]
[CHF]
BKW
onyx
La Goule
Energie
Produktion
eingereichte
Kosten Produktion
Korrektur
WACC Produktion
Korrektur übrige
Betriebskosten
anrechenbare GK
Produktion
[MWh]
[CHF]
[CHF]
[CHF]
[CHF]
BKW
onyx
La Goule



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5.3 Zuweisung der Gestehungskosten auf die Grundversorgung
5.3.1
Vorgehen Verfügungsadressatinnen
128
Die Verfügungsadressatinnen und onyx teilen ihren Endverbrauchern mit Grundversorgung je
nach gewähltem Stromprodukt die Gestehungskosten und Energiemengen einzelner Kraftwerke
zu (act. 15, Beilage 1 und act. 30, Beilage 3a). Sie boten ihren Endverbrauchern in der Grundver-
sorgung im Tarifjahr 2017 die Stromprodukte «Energy Green» (100 % Energie aus zertifizierter
Sonnen- und Wasserkraft), «Energy Blue» (100 % erneuerbarer Energie, vorwiegend aus Schwei-
zer Wasserkraft) und «Energy Grey» (Kernenergie ergänzt mit Energie aus Wasserkraft) an. Diese
drei Produkte seien auf den 1. Januar 2016 eingeführt worden. Diese haben das bisherige Grund-
versorgungsprodukt abgelöst, welchem der durchschnittliche Produktionsmix zugrunde lag
(act. 7).
129
Nach Auffassung der Verfügungsadressatinnen könnten die Energielieferungen entsprechend der
getroffenen Wahl eines Endverbrauchers in der Grundversorgung an diese Endkunden – nament-
lich für «Energy Green» und «Energy Blue» – nur aus spezifischen, entsprechend zertifizierten
Kraftwerken bzw. Partnerwerken erfolgen. Der Energietarif für diese Kundengruppe bestimme
sich daher ausschliesslich nach den Gestehungskosten von Produktionsanlagen, welche die je-
weiligen ökologischen Anforderungen erfüllten. Nach Auffassung der Verfügungsadressatinnen
dürfen für die Bestimmung des Durchschnittspreises für die Stromprodukte «Energy Green» und
«Energy Blue» keine Handelsaktivitäten mit Graustrom berücksichtigt werden. Das Einbeziehen
der Handelsaktivitäten auf die gesamte Absatzmenge in der Grundversorgung führe dazu, dass
der Durchschnittspreis sich dem Marktniveau für Graustrom annähere. Die Handelsaktivitäten
dürften, wenn überhaupt, dann höchstens auf das Produkt «Energy Grey» angewendet werden,
welches keine Qualität aus spezifischen Kraftwerken aufweise (act. 49 Rz. 54 ff.).
130
Die Durchschnittspreismethode müsse insofern eine Einschränkung erfahren, als dass gebun-
dene Endverbraucher durch die Wahl bestimmter höherwertiger Stromprodukte bewusst einen
höheren Stromtarif in Kauf nehmen und im Gegenzug dazu einen Anspruch darauf erhielten, tat-
sächlich aus ebendiesen Anlagen beliefert zu werden. Eine Subventionierung gewisser höherwer-
tiger Stromprodukte durch niederwertigere Stromprodukte sehe das StromVG nicht vor und würde
ausserdem zu einer Täuschung derjenigen Kunden führen, welche sich bewusst für ein günstige-
res und damit preiswerteres Produkt entschieden hätten (act. 49 Rz. 59).
131
Die Verfügungsadressatinnen zitierten einen Auszug aus Randziffer 36 der Verfügung 211-00016
der ElCom vom 17. November 2016, gemäss welchem der ökologische Mehrwert unmittelbar mit
der eigentlichen Energielieferung zusammenhängt, einen bestimmten Kostenbestanteil darstellt
und demnach gemäss Artikel 6 Absatz 3 StromVG ebenfalls in den für den Tarifbestandteil der
Energielieferung zu führenden Kostenträgerrechnung erfasst und in der Kalkulation der Geste-
hungskosten berücksichtigt werden muss. Damit solle insbesondere sichergestellt werden, dass
diese Energietarife auf den tatsächlichen Kosten basieren. Die Verfügungsadressatinnen leiten
daraus ab, dass nur ein Durchschnittspreis innerhalb der Gruppe derjenigen gebundenen und
freien Endkunden gebildet werden könne, welche die gleichen Stromprodukte beziehen (act. 49
Rz. 59).
5.3.2
Beurteilung des Vorgehens der Verfügungsadressatinnen
132
Gegenstand des vorliegenden Verfahrens ist die Überprüfung der anrechenbaren Kosten für die
Energielieferung an Endverbraucher in der Grundversorgung. Die ElCom überprüft folglich, ob die
Verfügungsadressatinnen die anrechenbaren Kosten für die Energielieferung an Endverbraucher
in der Grundversorgung in Übereinstimmung mit den Vorgaben des Stromversorgungsrechts fest-
legt (vgl. Rz. 37 f.). Nicht Gegenstand der vorliegenden Prüfung ist die Aufteilung der anrechen-
baren Kosten auf die verschiedenen den Endverbrauchern mit Grundversorgung angebotenen
Energietarife.





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133
Die Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, ihren festen Endverbrauchern und den Endverbrau-
chern, die auf den Netzzugang verzichten, jederzeit die gewünschte Menge an Elektrizität mit der
erforderlichen Qualität und zu angemessenen Tarifen liefern zu können (Art. 6 Abs. 1 StromVG).
Ausserdem sind Verteilnetzbetreiber verpflichtet, Preisvorteile aufgrund ihres freien Netzzugangs
anteilsmässig an die festen Endverbraucher weiterzugeben (Art. 6 Abs. 5 StromVG). Die von den
Netzbetreibern gewählte Art der Festlegung der verschiedenen Grundversorgungstarife darf den
Vorgaben des StromVG zur Bestimmung der anrechenbaren Kosten des Tarifanteils für die Ener-
gielieferung in der Grundversorgung nicht widersprechen (Verfügung 211-00016 der ElCom vom
17. November 2016, Rz. 45).
134
Basis für die Festlegung der Energietarife in der Grundversorgung bildet das gesamte Energiebe-
schaffungsportfolio eines Netzbetreibers bzw. der sich daraus ergebende Durchschnittspreis. Ar-
tikel 6 Absatz 5 StromVG macht keine Aussage zur Zuordnung der Kosten auf die einzelnen Ta-
rife, sondern bestimmt, welche Anteile des Energieportfolios der Grundversorgung zugewiesen
werden dürfen. Entsprechend ist auch nicht ein Durchschnittspreis innerhalb der Gruppe derjeni-
gen gebundenen und freien Endverbraucher zu bilden, welche die gleichen Stromprodukte bezie-
hen. Damit Endverbraucher in der Grundversorgung aus verschiedenen Grundversorgungstarifen
wählen können, müssen diese Tarife zuerst festgelegt werden. Die Produktewahl eines Endver-
brauchers kann für die Bestimmung des Tarifes daher nicht relevant sein.
135
Rein physikalisch lässt sich nicht bestimmen, mit welcher Primärenergie der aus der Steckdose
bezogene Strom erzeugt wurde. Bereits mit der Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 (EnV;
SR 730.01; Stand 1. Januar 2017, nachfolgend aEnV) war es jedoch obligatorisch, sich für Anla-
gen mit einer Anschlussleistung grösser 30 kVA Herkunftsnachweise (HKN) ausstellen zu lassen
(Art. 1d Abs. 2 aEnV). Unternehmen, die in der Schweiz Endverbraucher mit Elektrizität beliefern
(kennzeichnungspflichtige Unternehmen), müssen ihre Endverbraucher mindestens einmal pro
Jahr u.a. über die prozentualen Anteile der eingesetzten Energieträger an der gelieferten Elektri-
zität informieren (Art. 1a Abs. 1 aEnV). Die Kennzeichnung erfolgt entweder für die gesamthaft an
alle Endverbraucher gelieferte Elektrizität (Lieferantenmix) oder für jeden Endverbraucher einzeln
für die an diesen gelieferte Elektrizität (Produktemix; Art. 1a Abs. 2 aEnV). Herkunftsnachweise,
welche zur Stromkennzeichnung gemäss Artikel 1a aEnV verwendet wurden, sind zu entwerten
(Art. 1d Abs. 4 Bst. a aEnV).
136
Der ökologische Mehrwert der Eigenproduktion ist in den Gestehungskosten enthalten (Verfügung
211-00016 der ElCom vom 17. November 2016, Rz. 347 f. und 391 f.; Urteil 2C_297/2019 des
Bundesgerichts vom 28. Mai 2020, E. 7.4.2 und 7.5). Die gestützt auf die Durchschnittspreisme-
thode berechneten, der Grundversorgung zuzuordnenden anrechenbaren Kosten dürfen von den
Netzbetreibern auf Grundversorgungstarife unterschiedlicher Qualitäten verteilt werden. Die dar-
aus resultierenden Tarife müssen angemessen sein und sich an den tatsächlichen Beschaffungs-
kosten orientieren (Rz. 54). Ein Verteilnetzbetreiber darf seinen Endverbrauchern Eigenschaften
der gelieferten Energie zusichern, sofern die regulatorischen Vorgaben zur Anrechenbarkeit, zur
Angemessenheit von Tarifen und zur Kennzeichnung von Elektrizität eingehalten werden. Gelingt
dies nicht, kann daraus nicht die Notwendigkeit einer Einschränkung der Durchschnittspreisme-
thode abgeleitet werden. Vielmehr ist dies ein Indiz dafür, dass die angebotenen Tarife nicht an-
gemessen und folglich nicht gesetzmässig sind.
137
Es ist Sache der Verfügungsadressatinnen die Produkteversprechen gegenüber ihren Endver-
brauchern so auszugestalten, dass sie die Abweichungen der einzelnen Grundversorgungstarife
vom Durchschnittspreis unter Einhaltung der regulatorischen Vorgaben begründen kann. Gelingt
dies nicht, sind die Produkteversprechen an die regulatorischen Vorgaben anzupassen.
138
Die direkte Zuordnung von Einzelkosten in das Energieportfolio, das der Versorgung der festen
und freien Endverbraucher dient, steht im Widerspruch zu Artikel 6 Absatz 5 StromVG. Werden
Einzelkosten direkt zugeordnet, verhindert dies die von Artikel 6 Absatz 5 StromVG geforderte,
anteilsmässige Weitergabe der in diesen Einzelkosten (potenziell) enthaltenen Preisvorteile (BGE
149 II 187 E. 7.4.1).



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139
Die Durchschnittspreismethode ist entgegen der Auffassung der Verfügungsadressatinnen nicht
einzuschränken. Die Zuweisung der Kosten spezifischer Kraftwerke zum Grundversorgungsport-
folio ist somit unzulässig. In das für die Berechnung des Durchschnittspreises relevante Portfolio
eines Netzbetreibers haben die gesamten Gestehungskosten einzufliessen.
140
Die korrekte Anwendung der für die prüfungsgegenständlichen Tarifjahre relevanten Durchschnitt-
preismethode gemäss Artikel 6 Absatz 5 StromVG wird nachfolgend ab Randziffer 221 ff. geprüft.
5.4 Energiebeschaffung der Verfügungsadressatin 1 am Markt und Handels-
kosten
5.4.1
Energiebeschaffung am Markt
5.4.1.1
Vorgehen der Verfügungsadressatin 1
141
Die Verfügungsadressatin 1 weist ihren Endverbrauchern mit Grundversorgung Energie aus dem
eigenen Produktionsportfolio kraftwerksscharf zu, während die Energiebeschaffung von Dritten,
gewisser eigener Kraftwerke sowie von Partnerkraftwerken unberücksichtigt bleibt. Je nach
Stromprodukt («Energy Blue», «Energie Grey», «Energy Green») werden die Energiemengen und
die dazugehörigen Gestehungskosten den einzelnen Kundengruppen zugeordnet (act. 30;
act. 35, Beilage 3a Register «Zuteilung auf GV»; Rz. 128).
142
Die Verfügungsadressatinnen machen geltend, die BKW-Gesellschaften würden bezüglich der
Energieproduktion schon immer über eine Long Position verfügen. Eine Beschaffung von Strom
am (Grosshandels-) Markt sei für die Belieferung der eigenen Endverbraucher (Grundversorgung
und am Markt) daher nie notwendig gewesen. Massgeblich für die Festsetzung der Energietarife
der gebundenen Endkunden durch die BKW-Gesellschaften seien daher die Gestehungskosten
dieser eigenen Produktion. Die Verfügungsadressatinnen stellen sich auf den Standpunkt, dass
sie mit den gegenüber den gebundenen Endverbrauchern in Rechnung gestellten Energietarifen
ausschliesslich die aufgrund der bestehenden Cost-Plus-Regulierung zulässigen Gewinne erwirt-
schafteten. Die ElCom führe mit der im Prüfbericht (act. 43) gewählten Vorgehensweise in Teilbe-
reichen durch die Hintertür den inzwischen gestrichenen Artikel 4 Absatz 1 2. Satz aStromVV14
wieder ein, wodurch eine gesetzeswidrige Praxis entwickelt werde (act. 49 Rz. 1 ff.).
143
Die Verfügungsadressatin 1 macht zudem geltend, ihre Handelsgeschäfte würden völlig unabhän-
gig von der Versorgung der gebundenen Endkunden sowie der Endkunden am Markt erfolgen
(act. 49 Rz. 66). Sie unterscheide bei ihren Handelsaktivitäten zwischen «Bewirtschaftung» und
«Eigenhandel». Mittels der «Bewirtschaftung» erfolge die Vermarktung der Long Position über
den Grosshandel. Die Long Position unterliege Marktpreisrisiken, weshalb mit dieser Handel be-
trieben werde. […] (act. 49 Rz. 67). Bei der «Bewirtschaftung» handle es sich um Handelsaktivi-
täten im Zusammenhang mit der Optimierung des Asset-Portfolios (Bewirtschaftung der Risiken,
Erhöhung der Planungssicherheit, Optimierungshandel). […] Beim «Eigenhandel» dagegen
handle es sich um Handelsaktivitäten, die grundsätzlich ausserhalb des originären EVU-Ge-
schäfts seien. Sie hätten keinen […] (act. 49 Rz. 68).
5.4.1.2
Beurteilung des Vorgehens der Verfügungsadressatin 1
5.4.1.2.1
Energiebeschaffungsportfolio
144
Die ElCom stützt ihr Vorgehen bei der Berechnung des Kostenanteils für die Energielieferung an
die Grundversorgung auf eine gewichtete Durchschnittsbetrachtung, in der das gesamte Energie-
beschaffungsportfolio (insb. eigene Kraftwerke, Partnerkraftwerke, Langfristverträge, Rückliefe-
rungen, Kauf und Handel) eines Netzbetreibers berücksichtigt wird. Ausschlaggebend sind
dabei die Ist-Kosten. Anschliessend wird aus diesen Kosten und der gesamten Energiemenge

14 Wortlaut Art. 4 Abs. 1 StromVV vor der Streichung des 2. Satzes per 1. März 2013: Der Tarifanteil für die Energieliefe-
rung an Endverbraucher mit Grundversorgung orientiert sich an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion und
an langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers. Überschreiten die Gestehungskosten die Marktpreise, orien-
tiert sich der Tarifanteil an den Marktpreisen.



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der Durchschnittspreis in Rappen pro Kilowattstunde berechnet. Die anrechenbaren Beschaf-
fungskosten für die an die Endverbraucher mit Grundversorgung gelieferte Energie ergeben sich
alsdann aus der Multiplikation von Durchschnittspreis und der entsprechenden Energiemenge
(vgl. BGE 142 II 451, E. 5; Verfügung 211-00033 der ElCom vom 20. August 2020, Rz. 159 ff.).
145
Gemäss Artikel 6 Absatz 5 StromVG sind die Betreiber der Verteilnetze verpflichtet, Preisvorteile
aufgrund ihres freien Netzzugangs anteilsmässig an die festen Endverbraucher weiterzugeben,
nötigenfalls über Tarifanpassungen in den Folgejahren. Gemäss Bundesgericht war der «Wille
des Gesetzgebers offensichtlich, dass nicht nur die festen Endverbraucher, aber auch nicht nur
die freien Kunden von den Preisvorteilen aufgrund des Netzzugangs profitieren sollen, sondern
beide Gruppen anteilsmässig» (BGE 142 II 451 E. 5.2.4). Es lässt sich weder aus dem Wortlaut
des Gesetzes noch aus den Materialien ableiten, dass der Gesetzgeber die Weitergabe von Preis-
vorteilen an die Grundversorgung in irgendeiner Art beschränken wollte.
146
Das Bundesverwaltungsgericht hat mit Urteil A-1344/2015 vom 28. Juni 2018 zudem festgehalten,
dem Wortlaut oder den Materialien von Artikel 6 Absatz 5 StromVG lasse sich nicht entnehmen,
wie das Energieportfolio zu berücksichtigen sei. Der Sinn und Zweck spreche für einen weiten
Anwendungsbereich der Norm; eine solche Auslegung werde auch nicht durch die systematische
Auslegung widerlegt. Der Anwendungsbereich von Artikel 6 Absatz 5 StromVG sei demnach nicht
auf endversorgungsspezifische Beschaffungsquellen nach Inkrafttreten des StromVG vom 1. Ja-
nuar 2008 zu beschränken. Die Norm sei richtigerweise dahingehend auszulegen, dass grund-
sätzlich das gesamte Energieportfolio, welches ebenfalls die Beschaffung für Weiterverteiler so-
wie die übrigen Handelsaktivitäten beinhalte, vom Anwendungsbereich erfasst werde (E. 10.5).
147
Aus Artikel 6 Absatz 5 StromVG lässt sich auch nicht entnehmen, dass im Energieportfolio nur
direkte Lieferungen an Endverbraucher in der Schweiz zu berücksichtigen wären. Gemäss dem
Wortlaut der Norm sind die Betreiber der Verteilnetze verpflichtet, Preisvorteile aufgrund ihres
freien Netzzugangs anteilsmässig an die festen Endverbraucher weiter zu geben. Die «Preisvor-
teile aufgrund ihres freien Netzzugangs» bilden damit den Gegenstand, welcher anteilsmässig
weiter zu geben ist. Diese Formulierung enthält jedoch keine Einschränkung auf Preisvorteile,
welche nur bei der Beschaffung von Energie für die Lieferung an Schweizer Endverbraucher er-
langt werden. Sie regelt einzig, dass die Preisvorteile aus dem «freien Netzzugang» entstehen
müssen. Es ist daher nicht ersichtlich, wie aus der Bestimmung gefolgert werden soll, dass Liefe-
rungen an Weiterverteiler (Nachlieger), andere Netzbetreiber, Eigenhandel oder übrige Handel-
stätigkeiten grundsätzlich ausgeschlossen sein sollten. Demnach ist bei der Berechnung des Kos-
tenanteils für die Energielieferung an Endverbraucher in der Grundversorgung das ganze Ener-
gieportfolio zu berücksichtigen (BGE 142 II 451 E. 5.2.4 und 5.2.6).





31/59
ElCom-D-CCB33401/7
5.4.1.2.2
Auslegung von Artikel 6 Absatz 5 StromVG
148
Die Verfügungsadressatin 1 ist dennoch der Auffassung, die Frage der Durchschnittspreise könne
sich nur stellen, wenn eine Verteilnetzbetreiberin für die Belieferung ihrer (freien und gebundenen)
Endkunden Energie am Markt einkaufe. In diesem Fall verlange Artikel 6 Absatz 5 StromVG, dass
die gebundenen Kunden nicht zum Vorteil der freien Kunden diskriminiert werden. Dabei könne
ausschliesslich diejenige am Markt beschaffte Menge relevant sein, die vom Gesamtabsatz an
Endkunden nicht durch eigene Produktion gedeckt werden könne und für die tatsächliche Belie-
ferung der Endkunden benötigt werde. Da die BKW Gruppe über eine Long Position verfüge,
müsse sie grundsätzlich keine Beschaffungen am Markt zur Versorgung der Endkunden tätigen.
Es gebe allerhöchstens wenige einzelne Stunden, in welchen nicht genügend Strom produziert
werden könne (strukturelle Unterdeckung). Im Jahr 2017 habe sich in der BKW Gruppe hinsicht-
lich der Belieferung ihrer Endkunden keine strukturelle Unterdeckung ergeben. Handelsaktivitä-
ten, die unabhängig von der Versorgung der Endkunden erfolgten, für die Bildung der Preise in
der Grundversorgung einzurechnen, sei nicht verfassungskonform. Das Verständnis der BKW Ge-
sellschaften zu Artikel 6 Absatz 5 StromVG führe zu angemessenen Tarifen (act. 49 Rz. 70 ff.).
149
Der Wortlaut von Artikel 6 Absatz 5 StromVG gibt vor, dass Preisvorteile, die aufgrund des den
Verteilnetzbetreibern eingeräumten freien Netzzugangs bestehen, anteilsmässig an die festen
Endverbraucher weiterzugeben sind. Im Rahmen der grammatikalischen und historischen Ausle-
gung des Wortlauts von Artikel 6 Absatz 5 StromVG kommt die Verfügungsadressatin 1 zum
Schluss, dass unter «Preisvorteil» nur die Vorteile des Marktpreises gegenüber dem vor Inkraft-
treten des StromVG verlangten Monopol-/Oligopolpreises im Zusammenhang mit Energiebe-
schaffungen für die Endkunden zu verstehen seien. Nicht vom Wortlaut der Norm abgedeckt wäre
jedoch bei der Festlegung der Tarife in der Grundversorgung das Berücksichtigen von Vorteilen
respektive Gewinnen, die unabhängig vom durch das StromVG gewährten freien Netzzugang an-
fallen würden. Weder für die Bewirtschaftung der Long Position noch für den Eigenhandel sei ein
freier Netzzugang erforderlich. Auch der Verkauf von Strom an Weiterverteiler habe bereits vor
Inkrafttreten des StromVG erfolgen können und sei daher bei der Anwendung der Durchschnitts-
preismethode nicht zu berücksichtigen (act. 49 Rz. 76 ff.).
150
Das Bundesgericht hat sich in seinem Urteil vom 20. Juli 2016 (BGE 142 II 451) ausführlich mit
der Frage auseinandergesetzt, was ins Energieportfolio gemäss Durchschnittspreismethode ein-
zurechnen ist: «Der Wille des Gesetzgebers war offensichtlich, dass nicht nur die festen Endver-
braucher, aber auch nicht nur die freien Kunden von den Preisvorteilen aufgrund des Netzzugangs
profitieren sollen, sondern beide Gruppen anteilsmässig. Dabei ging der Gesetzgeber offensicht-
lich vom Bild des Verteilnetzbetreibers aus, der Strom von einem Vorlieferanten bezieht und die-
sem bisher höhere Preise bezahlen musste als Marktpreise, neu aber aufgrund seines Netzzu-
gangs zu tieferen Marktpreisen beschaffen kann. Auch wenn Grundversorgung und Netzzugang
kostenträgermässig aufgeteilt werden und in der Grundversorgung nicht der Marktpreis gilt, soll
also nach dem klaren Willen des Gesetzes ein Marktanteil in die Tarife der festen Endverbraucher
einfliessen. Insofern lässt sich dem Gesetz gerade keine völlige kostenträgermässige Trennung
von grundversorgten und freien Kunden entnehmen» (BGE 142 II 451, E. 5.2.4).
151
Das Bundesgericht hält ausserdem fest, dass sich weder dem Wortlaut des Gesetzes noch den
Materialien entnehmen lasse, dass die Grundversorgung in erster Linie aus der Eigenproduktion
zu decken sei. Eine direkte Zuordnung von Einzelkosten sei ausgeschlossen. Der gesetzgeberi-
sche Wille, auch den Endverbrauchern in der Grundversorgung einen Anteil an den Preisvorteilen
des Netzzugangs zu gewähren, spreche gegen ein solches Konzept. Einerseits gebe es Verteil-
netzbetreiber, die gar keine Eigenproduktion hätten, sondern ihren gesamten Strom einkauften.
Für sie wäre dieses Konzept gegenstandslos. Umgekehrt hätte dieses Konzept bei Elektrizitäts-
werken, welche die gesamte Grundversorgung aus der Eigenproduktion zu decken vermögen und
Käufe am Markt einzig für die Belieferung freier Kunden tätigten, zur Folge, dass die Preise in der
Grundversorgung einzig auf den Kosten der Eigenproduktion beruhten. In Zeiten von tiefen Markt-
preisen kämen die Preisvorteile aus dem Netzzugang einzig den freien Kunden zugute. Dies wi-
derspreche dem klaren Willen des Gesetzes (BGE 142 II 451, E. 5.2.6; BGE 149 II 187 E. 7.4 f.).



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152
Der Anwendungsbereich von Artikel 6 Absatz 5 StromVG ist nur dahingehend beschränkt, dass
sich die Preisvorteile aus dem freien Netzzugang ergeben müssen – d.h. durch die Beschaffung
am freien Markt realisiert werden. Die anteilsmässig weiterzugebenden Preisvorteile sind indes
weder in sachlicher Hinsicht (Art der Beschaffungsquelle) noch in zeitlicher Hinsicht beschränkt.
Das Inkrafttreten der Bestimmung am 1. Januar 2008 (AS 2007 6827) hat in zeitlicher Hinsicht
lediglich einen Einfluss auf das Tarifjahr, ab welchem die Preisvorteile nach der Vorgabe von Ar-
tikel 6 Absatz 5 StromVG anteilsmässig weiterzugeben sind (BGE 149 II 187 E. 7.4.4).
153
Die Verfügungsadressatin 1 hatte, gemäss eigenen Ausführungen, immer schon Netzzugang.
Dies hängt damit zusammen, dass sie vor Inkrafttreten des StromVG zu den sogenannten Über-
landwerken gehörte und insofern nicht in das Bild passt, welches der Gesetzgeber beim Verfassen
des Textes von Artikel 6 Absatz 5 StromVG vor Augen hatte. Die vorstehend zitierte Rechtspre-
chung bezieht sich allerdings ebenfalls auf Netzbetreiberinnen, welche wie auch die Verfügungs-
adressatin 1, bereits vor Inkrafttreten des Stromversorgungsgesetzes Handelsaktivitäten ausüben
konnten, da es sich um sogenannte Überlandwerke (Repower und CKW) handelte. Es ist nicht
ersichtlich, warum die Verfügungsadressatin 1 anders behandelt werden sollte als Verteilnetzbe-
treiber, welche erst mit Inkrafttreten vom im Stromversorgungsrecht vorgesehenen freien Netzzu-
gang profitieren konnten.
154
Im Rahmen ihrer teleologischen Auslegung führt die Verfügungsadressatin weiter aus, die Ausle-
gung der ElCom widerspreche Sinn und Zweck von Artikel 6 Absatz 5 StromVG. Diese Norm wolle
ausschliesslich die Gleichbehandlung der gebundenen Endkunden mit den freien Endkunden am
Markt sicherstellen. Der Preis für die Kunden am Markt werde gerade nicht unter Einbezug der
von der Verfügungsadressatin 1 gehandelten Menge errechnet. Die von der ElCom vorgenom-
mene Auslegung führe nicht zu einer Gleichstellung der Endkunden in der Grundversorgung ge-
genüber den freien Kunden am Markt, sondern wolle gegen den Willen des Gesetzgebers die
Angleichung der Strompreise der Endkunden in der Grundversorgung an den Marktpreis bewir-
ken. Mit der Streichung von Artikel 4 Absatz 1, 2. Satz aStromVV habe der Bundesrat anerkannt,
dass eine Verteilnetzbetreiberin in der Grundversorgung die Gestehungskosten der eigenen Pro-
duktion verrechnen könne, selbst wenn diese höher seien als die Marktpreise. Die ElCom blähe
nun die für die Durchschnittspreismethode relevante Energiemenge durch die unabhängig von der
Versorgung der Endkunden gehandelten Energiemengen auf. Dies führe zu einer Verwässerung
der Gestehungskosten der eigenen Produktion und zu einer Angleichung der Energiepreise der
gebundenen Kunden an die Marktpreise (act. 49 Rz. 86 ff.).
155
Sinn und Zweck von Artikel 6 Absatz 5 StromVG ist, dass auch die festen Endverbraucher von
den Preisvorteilen des Netzbetreibers aufgrund seines Netzzugangs profitieren sollen. Feste und
freie Endverbraucher sollen von den Preisvorteilen aufgrund des Netzzugangs anteilsmässig pro-
fitieren (BGE 142 II 351 E. 5.2.4 f.; Rz. 145). Es geht folglich nicht darum, dass die Tarife für die
Endverbraucher in der Grundversorgung gleich zu berechnen sind wie die Energiepreise für freie
Endverbraucher. Wie bereits ausgeführt ergibt sich der Einbezug von Eigenhandel und Bewirt-
schaftung für die Berechnung des Durchschnittspreises daraus, dass das ganze Energieportfolio
zu berücksichtigen ist (Rz. 147 und 150 f.) und widerspricht somit nicht Sinn und Zweck von Artikel
6 Absatz 5 StromVG.
156
Nach Ansicht der Verfügungsadressatin 1 führt das Vorgehen der ElCom zu einer Angleichung
der Strompreise der Endkunden in der Grundversorgung an den Marktpreis für Graustrom. Dies
sei auch deshalb falsch, da eine Vielzahl der gebundenen Kunden höherwertige Stromprodukte
beziehe (act. 49 Rz. 93). Der Einbezug der Handelstätigkeiten «Bewirtschaftung» und des «Ei-
genhandels» zur Berechnung des Durchschnittspreises sei nicht schlüssig, weil die gebundenen
Endkunden der Verfügungsadressatin 1 aus einer Palette von Stromprodukten (Energy Green /
Energy Blue / Energy Grey) auswählen könnten. Die von ihr getätigten Handelsaktivitäten erfolg-
ten allerdings ohne Berücksichtigung der Herkunft der Stromerzeugnisse und damit mit Grau-
strom. Werden die Handelsaktivitäten bei der Bildung der Strompreise für die Produkte «Energy
Green» und «Energy Blue» berücksichtigt, erfolge eine teilweise Quersubventionierung der Preise
dieser Stromprodukte über allfällige tiefere Beschaffungskosten aus Handelsaktivitäten, wel-
che nicht den Vorgaben der Produkte «Energy Green» und «Energy Blue» entsprächen. Die



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ElCom-D-CCB33401/7
ElCom habe nirgends dargelegt, wie die Gestehungskosten derjenigen Zertifikate und Herkunfts-
nachweise zu berechnen wären, die aus dem Kraftwerkspark der BKW-Gesellschaften stammen
und im Tarifjahr 2017 an die Endkunden mit «Energy Blue» und «Energy Green» geliefert wurden,
deren Strombestandteil allerdings nun von der ElCom durch gehandelten Graustrom ersetzt wer-
den soll. Entsprechen lasse die ElCom die Gestehungskosten für diese ökologischen Qualitäten,
die im Tarifjahr 2017 nachweisbar an die Endkunden mit «Energy Blue» und «Energy Green»
geliefert wurden, bei ihren Berechnungen gänzlich ausser Acht (act. 49 Rz. 64).
157
Zur Tarifierung und zur Zuordnung der HKN innerhalb der Grundversorgung macht Artikel 6 Ab-
satz 5 StromVG keine Aussage. Wie bereits dargelegt, ist es Sache der Verfügungsadressatinnen,
die Produkteversprechen gegenüber ihren Endverbrauchern so auszugestalten, dass sie die Ab-
weichungen der einzelnen Grundversorgungstarife vom Durchschnittspreis unter Einhaltung der
regulatorischen Vorgaben begründen können (Rz. 136 ff.). In einem ersten Schritt ist der Durch-
schnittspreis zu berechnen. In einem zweiten Schritt sind die auf die Grundversorgung entfallen-
den Kosten zu berechnen. Danach können diese auf die verschiedenen Tarife entsprechend dem
Produktversprechen aufgeteilt werden. Die Verfügungsadressatin 1 verfügt über die für ihre Pro-
dukte notwendigen HKN, da die BKW Gruppe gemäss eigenen Angaben immer long sei (act. 49
Rz. 1 und 65). Bei einer Produktion von eigenen Kraftwerken […] und Partnerkraftwerken […],
davon […] Wasserenergie […] Kernenergie und Übrige […] TWh (act. 30, Beilage 3a) und einem
Absatz in der Grundversorgung von […] (vgl. Tabelle 9), standen der Verfügungsadressatin 1 im
Jahr 2017 genügend Herkunftsnachweise zur Verfügung, um ihrer gesetzlichen Stromkennzeich-
nungspflicht nachzukommen, ohne Herkunftsnachweise zukaufen zu müssen. Entsprechend ge-
hen keine Kosten für die Beschaffung von HKN aus den eingereichten Unterlagen hervor, welche
durch die ElCom beurteilt werden könnten.
5.4.1.2.3
Wirtschaftsfreiheit
158
Gemäss den Verfügungsadressatinnen führe die Auslegung der ElCom von Artikel 6 Absatz 5
StromVG zufolge der im Tarifjahr 2017 vorgelegenen Marktsituation (die Gestehungskosten lagen
über den Marktpreisen) zur Verwässerung der Gestehungskosten der eigenen Produktion und zu
einer Angleichung der Energiepreise der gebundenen Kunden an die Marktpreise für Graustrom.
Es käme damit zu systematischen Verlusten im Geschäftsbereich der Grundversorgung. Damit
müssten die Energietarife in der Grundversorgung mittels Gewinnen aus anderen Geschäftsbe-
reichen (z.B. Handel) quersubventioniert werden. Die mit den Handelsgeschäften sowie in ande-
ren Geschäftsbereichen erwirtschafteten Gewinne sollen gemäss den Verfügungsadressatinnen
damit zumindest teilweise zu Gunsten der Energietarife in der Grundversorgung und damit zu
Gunsten der Endkunden in der Grundversorgung abgeschöpft werden. Ausgehend von der Aus-
legung der ElCom von Artikel 6 Absatz 5 StromVG müsste die Verfügungsadressatin 1 zur Opti-
mierung ihres Ertrages aus der Grundversorgung in Zukunft im Fall von Marktpreisen, die unter
den Gestehungskosten der eigenen Produktion liegen, ihre Bewirtschaftungstätigkeit auf ein Mi-
nimum reduzieren und nur noch ihre Long Position im Spot verkaufen. Umgekehrt hätte die Ver-
fügungsadressatin 1 im Falle von über den Gestehungskosten liegenden Marktpreisen die Mög-
lichkeit, durch Aufblähen der Handelsmenge statt der tieferen Gestehungskosten die an den
Marktpreis angenäherten höheren Energiepreise in der Grundversorgung zu verlangen. Damit
werde den Verfügungsadressatinnen die Freiheit genommen, über ihre Handelstätigkeit frei zu
entscheiden. Dies stelle einen Eingriff in die Wirtschaftsfreiheit dar und verletze das Gebot der
Gleichbehandlung. Ausserdem würden Energieversorgungsunternehmen mit intensiven Handel-
stätigkeiten, die unabhängig von der Versorgung von Endkunden erfolgen, gegenüber Energie-
versorgungsunternehmen ohne Handelstätigkeiten ungleich behandelt (act. 49 Rz. 97 ff.).
159
Die Ausübung einer privatwirtschaftlichen Erwerbstätigkeit steht unter dem Schutz der Wirt-
schaftsfreiheit (Art. 27 BV). Dazu gehört auch die Vertragsfreiheit mit Einschluss der freien Wahl
der Vertragspartner (BGE 143 I 395 E. 4.1 m.w.H.). Die Verfügungsadressatin 1 produziert und
verkauft Energie sowohl an feste als auch an freie Endverbraucher sowie an Weiterverteiler. Aus-
serdem handelt sie mit elektrischer Energie. Sie ist der Auffassung, mit der Durchschnittspreis-
methode würden Gewinne aus nicht regulierten Bereichen zugunsten der Grundversorgung, also



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ElCom-D-CCB33401/7
des regulierten Bereiches, abgeschöpft. Zu prüfen ist zuerst, ob sich die Verfügungsadressatin im
Schutzbereich der Wirtschaftsfreiheit befindet.
160
Gemäss Artikel 91 Absatz 1 BV erlässt der Bund Vorschriften über den Transport und die Liefe-
rung elektrischer Energie. Auch soweit diese Bestimmung dem Bund erlaubt, die Lieferung elektri-
scher Energie zu monopolisieren, hat der Bundesgesetzgeber davon jedenfalls nicht umfassend
Gebrauch gemacht. Die Produktion von Elektrizität untersteht grundsätzlich der Privatwirtschaft
bzw. der Wirtschaftsfreiheit, ebenso der Kauf und Verkauf (Art. 4 Abs. 1 des Energiegesetzes vom
26. Juni 1998 bzw. Art. 6 Abs. 2 des Energiegesetzes vom 30. September 2016 [EnG; SR 730.0]),
ausser für die festen Endverbraucher (Art. 6 Abs. 1 und 6 StromVG; BGE 143 I 395 E. 4.2 m.w.H.).
161
Bezüglich der Versorgung fester Endverbraucher mit elektrischer Energie besteht somit ein ge-
setzliches Ausschliesslichkeitsrecht des zuständigen Netzbetreibers (Art. 5 Abs. 1 i.V.m. Art. 6
Abs. 1 StromVG). Im Übrigen besteht Wirtschaftsfreiheit.
162
Gegenstand der vorliegenden Verfügung ist u.a. die Beurteilung, ob die Tarife der Verfügungsad-
ressatin in der Grundversorgung – und damit in einem nicht der Wirtschaftsfreiheit unterstehenden
Bereich – angemessen sind. Es findet keine Gewinnabschöpfung aus dem nicht regulierten Be-
reich statt. Vielmehr werden die Preisvorteile, vorliegend die tiefen Marktpreise der ihm Rahmen
von «Eigenhandel» und «Bewirtschaftung» beschafften Energie, für die Berechnung des Durch-
schnittspreises mitberücksichtigt. Die Verfügungsadressatinnen führen nicht näher aus, worin die
systematischen Verluste im Geschäftsbereich der Grundversorgung liegen sollen. Sämtliche Kos-
ten, welche gemäss Stromversorgungsgesetzgebung der Grundversorgung zugeordnet werden
dürfen, dürfen den Endverbrauchern mit Grundversorgung über die Energietarife in Rechnung
gestellt werden. Es entstehen somit keine systematischen Verluste im Bereich der Grundversor-
gung.
163
Die Verfügungsadressatin 1 führt nicht näher aus, inwiefern die Vorgaben zur Berechnung der
regulierten Energietarife ihre Freiheit, über ihre Handelstätigkeit frei zu entscheiden, teilweise ein-
schränkt und ihr damit die Freiheit nimmt, die Risiken aus dem Kraftwerkspark am Markt adäquat
abzusichern. In Randziffer 99 der Stellungnahme zum Prüfbericht (act. 49) beschreibt sie viel-
mehr, welchen Spielraum sie zur Optimierung des Ertrags aus der Grundversorgung habe
(vgl. Rz. 158 ff.). Auch führt sie nicht aus, inwiefern eine ungerechtfertigte Ungleichbehandlung
zwischen Energieversorgungsunternehmen mit und ohne Handelstätigkeit vorliegen soll. Es liegt
in der Natur der Sache, dass bei Energieversorgungsunternehmen ohne Handelstätigkeit das
Handelsportfolio nicht für die Berechnung des Durchschnittspreises berücksichtigt werden kann.
Genauso könnte darauf hingewiesen werden, dass Stromproduzenten ohne Grundversorgungs-
auftrag – im Gegensatz zur Verfügungsadressatin 1 – bei tiefen Marktpreisen nicht die Möglichkeit
hätten, einen Teil ihrer Produktion zu Gestehungskosten kostenlos abzusichern.
164
Soweit die Tarifregulierung in der Grundversorgung in den Schutzbereich der Wirtschaftsfreiheit
eingreift, ist ein solcher Eingriff gerechtfertigt. Artikel 6 Absatz 5 StromVG bildet die formell-ge-
setzliche Grundlage für die Pflicht, Preisvorteile aufgrund des freien Netzzugangs anteilsmässig
weiterzugeben (vgl. Art. 36 Abs. 1 BV). Die gesetzlich verankerte Regulierung liegt im öffentlichen
Interesse, wonach den Endverbrauchern in der Grundversorgung ein Anteil an den Preisvorteilen
des freien Netzzugangs zu gewähren ist (vgl. Art. 36 Abs. 2 BV; vgl. auch BGE 142 II 451 E. 5.2.6).
Die Art der Regulierung ist überdies verhältnismässig, zumal die Verteilnetzbetreiberinnen in der
Art und Weise der Beschaffung der Energie für die Grundversorgung weiterhin frei sind (vgl. Art.
36 Abs. 3 BV). Mit Blick auf die Wirtschaftsfreiheit läge im Übrigen ein grundsatzkonformer Eingriff
vor (vgl. Art. 94 Abs. 4 BV), zumal das Stromversorgungsgesetz die Voraussetzungen für eine
sichere Elektrizitätsversorgung sowie für einen wettbewerbsorientierten Elektrizitätsmarkt schafft
(vgl. Art. 1 Abs. 1 StromVG; BGE 149 II 187 E. 8). Die Wirtschaftsfreiheit ist folglich nicht verletzt.





35/59
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5.4.1.2.4
Praxisänderung
165
Die Verfügungsadressatinnen sind der Auffassung, die ElCom habe ihre Praxis zur Auslegung
von Artikel 6 Absatz 5 StromVG in unzulässiger Weise geändert. Sie begründen dies einerseits
damit, dass die ElCom bis im Sommer 2017 Artikel 6 Absatz 5 StromVG gleich ausgelegt habe,
wie die Verfügungsadressatinnen. Die ElCom habe für das Tarifjahr 2010 nicht die gesamte Be-
schaffung der Verfügungsadressatin 1 als für die Grundversorgung relevant betrachtet. Für das
Tarifjahr 2010 habe die ElCom Kosten für die Produktion von […] Franken und Kosten für die
Beschaffung von […] Franken anerkannt. Nehme man diese beiden Kostenpositionen als Gesamt-
position, entspreche der Anteil der Kosten Produktion ca. […] Prozent, während der Anteil der
Kosten Beschaffung ca. […] Prozent ausmache. Hätte die ElCom die gesamte Beschaffung der
Verfügungsadressatin 1 bereits damals als für die Grundversorgung relevant erachtet, so hätte
der Anteil der Beschaffungskosten in der Grundversorgung ebenfalls […] Prozent betragen
müsse. Stattessen habe er nur ca. […] Prozent betragen (act. 49 Rz. 101 f.).
166
Die Kosten für Produktion und Beschaffung, welche die Verfügungsadressatin in Randziffer 103
ihrer Stellungnahme erwähnt, stammen aus dem ergänzenden Prüfbericht vom 16. Dezember
2011 im Verfahren 957-09-379 (act. 56). Die Energietarife 2009 und 2010 der Verfügungsadres-
satin 1 wurden damals nicht gestützt auf die Durchschnittspreismethode, wie sie das Bundesge-
richt im Jahr 2016 bestätigte (BGE 142 II 451), berechnet. Vielmehr eruierte die Verfügungsad-
ressatin 1 nach Zugang des ergänzenden Prüfberichts ein gewisses Effizienzpotential und erklärte
sich bereit, die Energiekosten zu senken (act. 57). Die ElCom akzeptierte diese von der Verfü-
gungsadressatin 1 eingereichten tieferen Energiekosten, welche als Gesamtposition und nicht dif-
ferenziert nach Produktion und Beschaffung ausgewiesen wurden (act. 58).
167
Im Verfahren 957-09-379 wurde folglich kein Durchschnittspreis gemäss Durchschnittspreisme-
thode berechnet (Rz. 144 ff.). Insofern ist auch die Schlussfolgerung der Verfügungsadressatin 1
in Randziffer 103 der Stellungnahme zum Prüfbericht nicht korrekt, da sich diese auf Werte aus
dem ergänzenden Prüfbericht und nicht auf jene aus dem Abschlussschreiben bezieht. Allerdings
liesse sich auch aus den Werten gemäss Abschlussschreiben kein Durchschnittspreis gemäss
Durchschnittspreismethode berechnen, da die notwendige Granularität der Kosten- und Mengen-
angaben fehlt (vgl. Rz. 166).
168
Die Durchschnittspreismethode wurde von der ElCom erstmals in der Verfügung vom 15. April
2013 betreffend die Energiekosten für das Geschäftsjahr 2008/09 der Centralschweizerischen
Kraftwerke AG angewendet (Verfügung 957-08-141 vom 15. April 2013, nachfolgend Verfügung
CKW). Die Verfügungsadressatin 1 konnte daher für die Tarife der verfahrensgegenständlichen
Jahre nicht davon ausgehen, dass die ElCom diese in gleicher Weise beurteilen würde, wie sie
dies im Verfahren 957-09-379 getan hatte.
169
Einen weiteren Beleg für eine unzulässige Praxisänderung der ElCom sieht die Verfügungsadres-
satin 1 in den von der ElCom publizierten Weisungen und sonstigen von der ElCom herausgege-
benen Dokumente im Zusammenhang mit den in der Grundversorgung anrechenbaren Energie-
kosten. Sie verweist auf die heute nicht mehr gültigen Weisungen 5/2008 und 3/2012, gemäss
welchen allfällige Beschaffungen am Markt für die Berechnung der für die Grundversorgungstarife
anrechenbaren Kosten nur dann eine Rolle gespielt hätten, wenn diese für die Belieferung von
Endverbrauchern mit Grundversorgung und anderen Kunden benötigt worden seien. Zudem ver-
weist sie auf eine anlässlich der Netzbetreiberveranstaltung 2015 präsentierte Grafik, in welcher
die «Energie für Vertrieb Schweiz beschaffte anteilige Energie» nicht jedoch weitere Handelsge-
schäfte erwähnt worden seien. Erst anlässlich einer Informationsveranstaltung am 4. Juli 2017
habe die ElCom ihr neues Verständnis dargelegt. Auf einer präsentierten Folie sei der Begriff
Energieportfolio nun viel weiter gefasst worden, indem Back-to-Back-Verträge, sämtliche Han-
delsaktivitäten inklusive Eigenhandel sowie das Hedging der eigenen Positionen in die Durch-
schnittspreismethode miteinbezogen werden müssten (act. 49 Rz. 104 ff.).



36/59
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170
Nach Erlass der Verfügung CKW hat die ElCom wiederholt kommuniziert, dass nach ihrer Auffas-
sung die Kostenzuordnung an die Endverbraucher mit Grundversorgung nach der sogenannten
Durchschnittspreismethode zu erfolgen hat (vgl. bspw. Verfügungen 957-08-141 der EICom vom
15. April 2013, E. 6.3.4 und 957-09-127 vom 22. Januar 2015, E. 2.2.1.3, aufzufinden unter
www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Verfügungen; Folien der Netzbetreiberinformationsver-
anstaltung 2015, Folien 77 ff., aufzufinden unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Veran-
staltungen > Informationsveranstaltungen für die Netzbetreiber > Informationsveranstaltungen
2015). Nachdem die Durchschnittspreismethode vom Bundesgericht mit Urteil vom 20. Juli 2016
geschützt wurde (BGE 142 II 451), informierte die ElCom überdies an der Netzbetreiberinformati-
onsveranstaltung in den Jahren 2016 und 2017, dass aufgrund der hängigen Gesetzgebungsar-
beiten zu diesem Themenbereich zurzeit alle bereits eröffneten Verfahren sistiert werden bzw. mit
jenen Netzbetreibern, welche die Regel in wesentlichem Umfang nicht eingehalten haben, nach
Klärung der Situation (im Zusammenhang mit den Debatten im Parlament zur Aufhebung von
Artikel 6 Absatz 5 StromVG) eine Lösung gesucht werde (vgl. Folien der Netzbetreiberinformati-
onsveranstaltung 2016, Folie 49 sowie 2017, Folie 19 ff., aufzufinden unter www.elcom.admin.ch
> Dokumentation > Veranstaltungen > Informationsveranstaltungen für die Netzbetreiber > Infor-
mations-veranstaltungen 2016 bzw. 2017). Überdies hat die EICom bereits in ihrem Newsletter
8/2016 mitgeteilt, dass bei der Zuordnung der anrechenbaren Energiekosten an die Grundversor-
gung Korrekturen zur Umsetzung der Durchschnittspreismethode bis zurück zum Jahr 2013 vor-
zunehmen sind (Newsletter aufzufinden unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Newslet-
ter). Die EICom hat somit ihre Auffassung über die Zuordnung der Kosten an die Grundversorgung
über die Jahre konsistent kommuniziert und ihre Prüfverfahren entsprechend durchgeführt (Zwi-
schenverfügung 211-00300 der ElCom vom 7. Februar 2019, Rz. 23).
171
Die ElCom hat bereits in der Verfügung CKW festgelegt, dass das gesamte Portfolio eines Ver-
teilnetzbetreibers für die Bestimmung des Durchschnittspreises zu berücksichtigen ist (Verfügun-
gen der EICom 957-08-141 vom 15. April 2013, E. 6.3.4). Dies wurde vom Bundesgericht bestätigt
(BGE 142 II 451 E. 5.2.4 und 5.2.6). Die von den Verfügungsadressatinnen zitierte Folie ist im
Kontext der übrigen gezeigten Folien zu betrachten (gesamter Foliensatz ist abrufbar unter
www.elcom.amdin.ch > Dokumentation > Veranstaltungen > Informationsveranstaltungen für
Netzbetreiber > Informationsveranstaltungen 2015). Es handelt sich um Ausführungen zur Verfü-
gung 211-00008 der ElCom vom 22. Januar 2015 betreffend Repower. Auch in diesem Verfahren
wurde das gesamte Energieportfolio der betroffenen Netzbetreiberinnen berücksichtigt (Verfü-
gung 211-00008 der ElCom vom 22. Januar 2015, vgl. z.B. Rz. 57 f., Rz. 102 und Rz. 106, eben-
falls ersichtlich aus BGE 149 II 187 E. 7.2 f.). Der von den Verfügungsadressatinnen zitierte Begriff
«Energie für Vertrieb Schweiz beschaffte anteilige Energie» wurde im betreffenden Verfahren ver-
wendet, weil ein Teil der Handelsgeschäfte keinen Bezug zum Territorium der Schweiz aufwies.
Die ElCom berücksichtigt bei der Anwendung der Durchschnittspreismethode jedoch nur die Han-
delsgeschäfte mit Bezug zum Territorium der Schweiz (BGE 149 II 187 E. 7.5). In der von den
Verfügungsadressatinnen zitierten Folie wird die Berechnung des Durchschnittspreises im kon-
kreten Fall dargelegt. Diese Darstellung schliesst nicht aus, dass das Energieportfolio eines an-
deren Netzbetreibers anders zusammengesetzt sein kann. Mit der Berücksichtigung des Handels
im vorliegenden Fall nimmt die ElCom jedenfalls keine Praxisänderung vor. Entsprechend sind
auch die Handelsaktivitäten der Verfügungsadressatin 1 bei der Bestimmung des Durchschnitts-
preises einzubeziehen.
5.4.1.2.5
Territorialitätsprinzip
172
Unter Berücksichtigung des Territorialitätsprinzips sind dabei sämtliche Transaktionen, welche zu
physischen Energielieferungen in der Schweiz führen, zu berücksichtigen (BGE 149 II 187 E. 8.5;
Verfügung 211-00033 der ElCom vom 20. August 2020, Rz. 166; Urteil A-1344/2015 des Bundes-
verwaltungsgerichts vom 3. Juli 2018, E. 15.2 f.).
173
Für die Eigenproduktion sowie die Beteiligungen an Produktionseinheiten berücksichtigt die El-
Com für das Energieportfolio, welches für die Grundversorgung von Bedeutung ist, nur die inlän-
dischen Kraftwerke und Beteiligungen an Produktionseinheiten sowie jene ausländischen Kraft-
werke und Beteiligungen an Produktionseinheiten, die der Versorgung der Endverbraucher in



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ElCom-D-CCB33401/7
der Schweiz dienen, d.h. zu einer physischen Lieferung in der Schweiz führen. Für die Beschaf-
fung am Markt sind grundsätzlich Käufe an in- und ausländischen Handelsplätzen zu berücksich-
tigen. Wie bei der ausländischen Eigenproduktion und den ausländischen Kraftwerksbeteiligun-
gen sind auch bei der Beschaffung aus dem Ausland nur diejenige Energiemengen und diejenigen
Kosten für die Durchschnittspreismethode massgebend, welche einen Bezug zum Territorium der
Schweiz aufweisen. Folglich ist bei den ausländischen Preiszonen lediglich derjenige Teil in die
Berechnung des Durchschnittspreises zu integrieren, welcher tatsächlich (d.h. physisch) in die
Schweiz importiert wird. Beschaffungen aus ausländischen Preiszonen sind daher nur soweit ein-
zurechnen, als dafür auch grenzüberschreibende Übertragungsrechte vorliegen (Verfügung 211-
00033 der ElCom vom 20. August 2020, Rz. 190 ff.; Rz. 175).
174
Zur Ermittlung der zu berücksichtigenden Kosten und Menge für die Beschaffung am Markt stützt
sich die ElCom auf das mit Eingabe vom 20. Mai 2019 eingereichte Excel-File «Beilage 4a_Han-
delaktivitäten Lieferjahr 2017_corr» (act. 32) ab, konkret auf die im Register Gesamthandel aus-
gewiesenen physischen Transaktionen («Physical»). Gemäss Verfügungsadressatin 1 zeigen
diese Zahlen die effektiven Aussenumsätze des Handels und entsprechen denjenigen Mengen,
welche den Handelsgegenparteien geliefert werden. Darin seien keine internen Geschäfte zwi-
schen dem Portfolio Bewirtschaftung und dem Portfolio Eigenhandel enthalten (act. 35, Memo
S. 4). Handelsaktivitäten, welche zu keiner physischen Lieferung führen, sind in der Durchschnitts-
preisbildung nicht zu berücksichtigen, dementsprechend fliessen die von der BKW ebenfalls ein-
gereichten Angaben zu den rein finanziellen Transaktionen («Financial») nicht in die Berechnun-
gen ein.
175
Zur Bestimmung der für die Durchschnittspreisberechnung relevanten Mengen und Kosten be-
stimmt die ElCom für jede Preiszone, für die Handel ausgewiesen wird, einen durchschnittlichen
Einkaufspreis (Einheitspreis in Rp./kWh). Dieser ergibt sich als Quotient aus Kosten (in CHF) und
Mengen (in MWh) sämtlicher Energiekäufe mit Lieferung im Jahr 2017 in der jeweiligen Preiszone.
Wie bei der ausländischen Eigenproduktion und den ausländischen Kraftwerksbeteiligungen ist
auch bei der Beschaffung aus dem Ausland nur diejenige Energiemenge massgebend, welche
einen Bezug zum Territorium der Schweiz aufweist (BGE 149 II 187 E. 7.5; vgl. auch Rz. 220).
Nur wenn grenzüberschreitende Übertragungsrechte in ausreichender Höhe vorliegen, kann eine
physische Lieferung in der Schweiz erfolgen. Die ElCom berücksichtigt daher die Beschaffungen
aus den ausländischen Preiszonen nur soweit in der Durchschnittspreismethode, als dafür auch
grenzüberschreitende Übertragungsrechte vorliegen (vgl. Verfügung 211-00033 der ElCom vom
20.08.2020, Rz. 191). Folglich entfallen aus dieser Berechnung alle Mengen aus Ländern, welche
nicht direkt an die Schweiz angrenzen ([…]) und alle Mengen, welche die erworbenen grenzüber-
schreitenden Übertragungsrechte übersteigen.
176
Neben den Kosten für sämtliche Energiebeschaffungen mit Lieferung im Geschäftsjahr 2017 in
der Preiszone Schweiz ist auch die Summe der Kosten der erworbenen grenzüberschreitenden
Übertragungsrechte von Energielieferungen vom Ausland in die Schweiz sowie die Summe der
Produkte aus der Menge der erworbenen grenzüberschreitenden Übertragungsrechte und dem
durchschnittlichen Einkaufspreis pro Land zu berücksichtigen (vgl. Verfügung 211-00033 der El-
Com vom 20.08.2020, Rz. 192). Die Produkte aus dem durchschnittlichen Preis (Rp./kWh) jeder
ausländischen Preiszone (Energiebeschaffung DE-AT, FR, IT) und importierter Energiemenge
(MWh Grenzkapazitäten DE-AT, FR, IT) sind in untenstehender Tabelle nicht explizit ersichtlich.
Sie sind aber als Summe ([…] Franken) in den kalkulierten Totalkosten von […] Franken enthalten.



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Tabelle 4 Käufe am Markt (Handel) der BKW, physische Transaktionen
5.4.2
Handelskosten der Verfügungsadressatin 1
177
Die ElCom ging im Prüfbericht davon aus, dass die Gestehungskosten der von der Verfügungs-
adressatin 1 nicht der Grundversorgung zugewiesenen Kraftwerke Handelskosten enthalten und
damit die von ihr geltend gemachten […] Franken Handelskosten zu einem wesentlichen Teil be-
reits in den Produktionskosten des gesamten Kraftwerksportfolios der Verfügungsadressatin 1
enthalten seien. Damit seien diese Kosten bereits über die Gestehungskosten abgedeckt (act. 43,
S. 14). Die Verfügungsadressatin 1 erläutert in ihrer Stellungnahme zum Prüfbericht, dass dem
nicht so sei. Von den Handelskosten in der Höhe von insgesamt […] Franken verrechne der Han-
del dem Geschäftsbereich Produktion rund […] Franken, wovon knapp […] Franken für die KTRE-
relevanten Tätigkeiten entfielen. […] (act. 49, Rz. 110 ff.; act. 35 Anhänge 1 und 2).
178
Handelskosten sind dem Gesamtportfolio zuzurechnen, soweit sie nicht bereits in einer anderen
Kostenposition enthalten sind, wodurch sie doppelt berücksichtigt würden. Die Verfügungsadres-
satin 1 weist Handelskosten von insgesamt […] Franken aus. Sie führt aus, dass davon rund
[…] Franken dem Geschäftsbereich Produktion in Rechnung gestellt würden. Sie betrachtet davon
jedoch nur […] Franken als doppelt berücksichtigt, da nur dieser Betrag in das KTRE-relevante
Kraftwerksportfolio eingeflossen sei, wobei sie nirgends erläutert, was genau sie unter KTRE-re-
levant versteht. Die ElCom geht davon aus, dass das gemäss Verfügungsadressatin 1 für die
Grundversorgung relevante Kraftwerksportfolio gemeint ist. Wie bereits mehrfach ausgeführt, ist
das gesamt Energieportfolio eines Netzbetreibers für die Berechnung des Durchschnittspreises
zu berücksichtigen (Rz. 144 ff.). Eine Aufteilung in Handelskosten, die für die Grundversorgung
relevant sind und übrige Handelskosten ist nicht zulässig, zumal eine klare Trennung kaum mög-
lich sein dürfte. Von den Handelskosten von insgesamt […] Franken sind […] Franken in den
Gestehungskosten der Kraftwerksportfolios der Verfügungsadressatin enthalten (vgl. Tabelle 7,
dort in «Produktion» enthalten). Die restlichen rund […] Franken Handelskosten sind folglich den
für die Durchschnittspreisberechnung relevanten Beschaffungskosten zuzurechnen (vgl. Tabelle
7).
5.5 Konzernbeschaffung und Pflichtbezüge der onyx und der Verfügungsad-
ressatin 2
5.5.1
Vorgehen der onyx AG und der Verfügungsadressatin 2
179
Die onyx und die Verfügungsadressatin 2 verfügen über einen vergleichsweise bescheidenen
Kraftwerkspark. Die daraus generierte Energie wird vollumfänglich zu Gestehungskosten der je-
weiligen Grundversorgung verrechnet. Ausserdem übernehmen die onyx und die Verfügungsad-
ressatin 2 auch die Energie von unabhängigen Kleinstproduzenten in ihrem Versorgungsgebiet
(Rücklieferungen) und weisen diese vollumfänglich der Grundversorgung zu. Die Rücklieferungen
stellen im Beschaffungsportfolio der onxy und der Verfügungsadressatin 2 jeweils die teuerste
Beschaffungsart dar. Sämtliche zusätzlich abgegebene Energie wird aus dem Produktionsportfo-
lio der Verfügungsadressatin 1 beschafft (act. 30, Beilagen 3b und 3c). Die Höhe der Rückliefer-
vergütung von onyx war und ist Gegenstand separater Verfahren (Verfügung 220-00007 der El-
Com vom 19. April 2016, Verfügung 221-00288 der ElCom vom 17. August 2017, Verfügung
Grenzkapazitäten
Preiszone
CH
DE-AT
FR
IT
DE-AT
FR
IT
Kosten
CHF
CHF
CHF
CHF
CHF
CHF
CHF
CHF
2017
Menge
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
2017
Ø-Preis
Rp./kWh
Rp./kWh
Rp./kWh
Rp./kWh
Rp./kWh
2017
Energiebeschaffung



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ElCom-D-CCB33401/7
222-00001 der ElCom vom 11. Mai 2021, hängig beim Bundesverwaltungsgericht im Verfahren
A-2790/2021).
180
Die Lieferungen würden jeweils auf Basis von Rahmenverträgen (act. 30, Beilagen 2a–d) erfol-
gen: Die Kosten der Energielieferungen zuhanden des Absatzes in der Grundversorgung basier-
ten grundsätzlich auf den Gestehungskosten des Produktionsportfolios der Verfügungsadressa-
tin 1. Für die Energielieferung an grundversorgte Endverbraucher im Jahr 2017 wurden der Ver-
fügungsadressatin 2 und der onyx rund […] Rp./kWh in Rechnung gestellt (act. 30, Beilage 2e).
Dabei erfolge die gestehungskostenbasierte Verrechnung anhand von Planwerten. Das Delta zwi-
schen Plan- und Ist-Gestehungskosten würde in den Folgejahren ausgeglichen werden. Ausser-
dem würden leichte Abweichungen in den durchschnittlich verrechneten Gestehungskosten aus
der unterschiedlichen Absatzstruktur im jeweiligen Versorgungsgebiet resultieren. Bis 2017 seien
die Kraftwerke der Tochtergesellschaften sowie Energie von unabhängigen Kleinproduzen-
ten/Rücklieferern im Zusammenhang mit der Abnahmepflicht jeweils noch separat bei den Kosten
von onyx und der Verfügungsadressatin 2 eingerechnet worden. Ab 2018 fallen diese Energie-
mengen in eine konzernweit einheitliche Kostenträgerrechnung (act. 30, Brief, Memo sowie Bei-
lagen 3b und 3c; act. 49, Rz. 121).
181
Für ihre Marktkunden beziehen die onyx und die Verfügungsadressatin 2 sämtliche Energie aus
dem Produktionsportfolio der Verfügungsadressatin 1. Auch hier erfolgen die Lieferungen jeweils
auf Basis eines Rahmenvertrages (act. 30, Beilagen 2b und 2d), jedoch zu marktorientierten Prei-
sen. Gemäss Eingabe werden dabei Preise für Markt-Endkunden und Weiterverteiler unterschie-
den. Der Bedarf der Endkunden sei weniger planbar. Es könnten jederzeit Endkunden hinzukom-
men oder auch wegfallen. Die Energiebezüge erfolgten daher kurzfristig. Der onyx wurden für
diese «Markt-Beschaffungen» im Jahr 2017 durchschnittlich […] Rp./kWh, der Verfügungsadres-
satin 2 durchschnittlich […] Rp./kWh in Rechnung gestellt. Auch die Netzverluste, welche letztlich
dem Monopolbereich «Netz» angelastet werden, beziehen die onyx und die Verfügungsadressa-
tin 2 aus dem Produktionsportfolio der Verfügungsadressatin 1. Der onyx wurden im Jahr 2017
[…] Rp/kWh, der Verfügungsadressatin 2 […] Rp./kWh in Rechnung gestellt (act. 30, Beilage 2e,
act. 49, Rz. 121).
182
Bei den Energielieferungen der Verfügungsadressatin 1 zur Deckung des Marktabsatzes der onyx
Energie Netz AG und der Verfügungsadressatin 2 würden Preise unterstellt, die – angelehnt an
die durchschnittlichen Interessen von Marktkunden – ein relativ kurzfristig orientiertes Bezugsver-
hältnis zwischen dem Versorger und dem Verbraucher abbilden. Die dabei unterstellten Markt-
konditionen orientierten sich daher an den relevanten Forwardpreis-Notierungen im Grosshandel
(act. 15, Beilage 1).
183
Die Verfügungsadressatinnen sind der Auffassung, dass für grundversorgte Kunden die Geste-
hungskosten im Umfang von rund […] Rp./kWh für die von onyx und der Verfügungsadressatin 2
bei der Verfügungsadressatin 1 gekaufte Energie massgebend sind.
5.5.2
Anwendbarkeit der Durchschnittspreismethode in Gruppen-Verhältnissen
184
Netzbetreiber ist, wer vom Kanton ein Netzgebiet zugeteilt erhält (Art. 5 Abs. 1 StromVG). Der
Betreiber eines Verteilnetzes trifft die erforderlichen Massnahmen, damit er in seinem Netzgebiet
den festen Endverbrauchern und den Endverbrauchern, die auf den Netzzugang verzichten, je-
derzeit die gewünschte Menge an Elektrizität mit der erforderlichen Qualität und zu angemesse-
nen Tarifen liefern kann (Art. 6 Abs. 1 StromVG). Die Betreiber der Verteilnetze legen in ihren
Netzgebieten für feste Endverbraucher mit gleichartiger Verbrauchscharakteristik, die von der glei-
chen Spannungsebene Elektrizität beziehen, einen einheitlichen Elektrizitätstarif fest. Die Ener-
gielieferung ist ein Bestandteil des Elektrizitätstarifes (Art. 6 Abs. 3 StromVG). Gemäss Artikel 6
Absatz 4 StromVG hat der Netzbetreiber für den Tarifbestandteil der Energielieferung eine Kos-
tenträgerrechnung zu führen.
185
Sowohl die Vorgaben zum Tarifbestandteil der Energielieferung als auch zur Kostenträgerrech-
nung beziehen sich auf die Tarife eines Netzbetreibers. Jeder Netzbetreiber hat – unabhängig



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davon, ob er in einen Konzern integriert ist – grundsätzlich eine eigene Kostenträgerrechnung zu
erstellen, welche ausschliesslich die Kosten seiner Kostenträger ausweist. Auch die sonstigen im
Stromversorgungsrecht enthaltenen Pflichten knüpfen stets am Begriff des «Netzbetreibers» an.
Adressat ist also stets der Netzbetreiber, welcher gemäss Artikel 5 Absatz 1 StromVG vom Kanton
bezeichnet wird. Vorliegend handelt es sich bei den Verfügungsadressatinnen und onyx um drei
verschiedene Netzbetreiberinnen (Rz. 35).
186
In zwei Fällen hat die ElCom bisher eine Kostenträgerrechnung für mehrere in einer Gruppe zu-
sammengeschlossene Netzbetreiber akzeptiert:
-
Im Falle der Repower-Gruppe wurde in den Geschäftsjahren 2009 und 2010 ein einheitlicher
Tarif auf alle Netzgebiete der einzelnen Gesellschaften (Repower AG, Repower Klosters AG
und Repower Ilanz AG) angewendet. Die Grundversorgung wurde in tatsächlicher Hinsicht von
den drei Gesellschaften gemeinsam wahrgenommen. Die drei Gesellschaften fusionierten im
Jahr 2015. Vor der Fusion veräusserte die Repower-Gruppe aus unternehmerischen Gründen
das gesamte Produktionsportfolio (Eigenproduktion, Beteiligungen und Langfristverträge) über
den Handel am Markt und die Energie für den Vertrieb in der Schweiz (inkl. Grundversorgung,
Marktkunden, Weiterverteiler) beschaffte sie wiederum am Markt (Urteil BVGer A-1344/2015
vom 18. Juni 2018, E. 7.2). Die enge wirtschaftliche Verflechtung in Form des gemeinsamen
Wahrnehmens des Grundversorgungsauftrages innerhalb der Repower-Gruppe erachtet das
Bundesverwaltungsgericht als genügend, um die Durchschnittspreismethode unabhängig von
der juristischen Selbständigkeit der Repower AG und der Repower Schweiz AG anzuwenden
(Urteil BVGer A-1344/2015 vom 18. Juni 2018, E. 7.3). Das Bundesgericht bestätigt, dass die
ElCom, indem sie den tatsächlich gelebten wirtschaftlichen Verhältnissen der Repower-
Gruppe Rechnung trägt, Artikel 6 Absatz 5 StromVG nicht verletzt (BGE 149 II 187 E. 6.6).
-
Die Netzbetreiber der Romande-Energie-Gruppe verfügten über eigenständige Netznutzungs-
tarife und einheitliche Energietarife. Die ElCom hatte – aufgrund nicht mehr pro Netzbetreiber
verfügbarer Daten und des Auslaufens der von den Netzbetreibern individuell abgeschlosse-
nen Langfristverträge – ausnahmsweise zugelassen, dass die einzelnen Netzbetreiber der
Gruppe die Kostenrechnung für die Energietarife nicht mehr ausfüllen mussten. Diese Aufgabe
übernahm ab 2014 die Romande Energie Commerce SA (REC) (Verfügung 211-00301 vom
7. Dezember 2021, Rz. 96 ff.). Die Durchschnittspreismethode wurde unabhängig von der ju-
ristischen Selbständigkeit der einzelnen Unternehmen der Romande-Energie-Gruppe ange-
wendet.
187
Im Gegensatz zur Konstellation bei der Repower-Gruppe, weisen die einzelnen Netzbetreiber in
der BKW-Gruppe eigenständige Netznutzungstarife aus. Die Führung der Kostenträgerrechnung
im Bereich Energie wurde gemäss Verfügungsadressatin 1 und onyx per Tarifjahr 2018 zwar grup-
penweit zentralisiert (act. 30, Brief, Memo sowie Beilagen 3b und 3c; act. 49, Rz. 121, act. 59; Rz.
180), gleichwohl hat jeder einzelne Netzbetreiber auch nach 2017 eine eigene Kostenträgerrech-
nung mit eigenständigen Werten für die Umsatzerlöse aus Energielieferung und Gestehungskos-
ten Energielieferung eingereicht (act. 41 Kostenrechnungen Tarife 2020, Form. 5.1, Deckungsdif-
ferenzen Energie 2018). Die Verfügungsadressatinnen und onyx haben sich daher nicht so ver-
halten, dass man schliessen könnte, sie würden einen gemeinsamen Grundversorgungsauftrag
wahrnehmen. Die Übertragung der Netzgebiete auf die BKW wurde erst mit Blick auf die Fusion
der onyx Energie AG mit der Verfügungsadressatin 1 im Jahr 2022 beantragt (Rz. 35). In den
Geschäftsjahren 2013 bis und mit 2018 haben die Netzbetreiber der BKW-Gruppe ihren Grund-
versorgungsauftrag nicht gemeinsam wahrgenommen. Entsprechend hatte innerhalb der BKW-
Gruppe jeder Netzbetreiber eine eigene Kostenträgerrechnung zu führen.
188
Im Gegensatz zur Romande-Energie-Gruppe reichten die vorliegend beteiligten Netzbetreiber für
die Energietarife bei der ElCom bis und mit Geschäftsjahr 2017 jeweils eine eigene Kostenrech-
nung mit eigenständigen Werten für die Umsatzerlöse aus Energielieferung und Gestehungskos-
ten Energielieferung ein (act. 41, Kostenrechnungen Tarife 2019, Form. 5.1). Selbst ab dem Ge-



41/59
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schäftsjahr 2018, in welchem die Netzbetreiber gemäss Ausführungen der Verfügungsadressatin-
nen eine vereinheitlichte Kostenträgerrechnung führen, reichten sie bei der ElCom separate Kos-
tenrechnungen ein, in denen lediglich die gruppenweit bestehenden Deckungsdifferenzen Energie
konsolidiert ausgewiesen wurden (act. 41, Kostenrechnungen Tarife 2020, Form. 5.1, Deckungs-
differenzen Energie 2018).
189
Es liegt vorliegend damit keine Konstellation vor, welche analog der Repower-Gruppe oder der
Romande-Energie-Gruppe die Zulässigkeit einer einzigen Kostenrechnung für die in der BKW-
Gruppe zusammengeschlossenen Netzbetreiber rechtfertigt. Die Durchschnittspreismethode ist
daher im Hinblick auf jede Netzbetreiberin einzeln anzuwenden.
5.5.3
Eigenproduktion
190
Die Verfügungsadressatinnen sind der Auffassung, dass es sich bei der von onyx und der Verfü-
gungsadressatin 2 bei der Verfügungsadressatin 1 bezogenen Energiemenge für Endverbraucher
mit Grundversorgung um Eigenproduktion handelt, welche zu Gestehungskosten anrechenbar ist.
Die ElCom habe in früheren Verfahren betreffend die Organisationsstruktur einer Netzbetreiberin
festgehalten, dass vertikal integrierte Unternehmen, bei denen die Netzbetreiber die Energiepro-
duktion selber bereitstellen, offensichtlich über Eigenproduktion verfügten. Wenn nun ein Netzbe-
treiber die elektrische Energie in einer rechtlich eigenständigen juristischen Person produziere,
die Produktion jedoch dem Netzbetreiber zufliesse, dann erfülle diese Produktion die gleiche
Funktion wie eine vom Netzbetreiber selber bereitgestellte Produktion. Das StromVG schreibe
dem Netzbetreiber nicht vor, wie er sich juristisch aufzustellen habe (Verfügung 221-00288 der
ElCom vom 17. August 2017, Rz. 50). Die Verfügungsadressatinnen leiten daraus ab, dass be-
züglich Produktion ein Konzernansatz zur Anwendung gelange. Die ElCom habe dies in ihrer Ver-
fügung 222-00001 vom 11. Mai 2021 in Randziffer 91 bestätigt (Beschwerde hängig beim Bun-
desverwaltungsgericht im Verfahren A-2790/2021). Die innerhalb der BKW-Gruppe produzierte
Energie sei als Eigenproduktion zu qualifizieren, unabhängig davon, welche Konzerngesellschaft
sie für die Versorgung von Endkunden benötige (act. 49 Rz. 115 ff.).
191
Im Rahmen der Verfügungen zum Thema Durchschnittspreismethode hat sich die ElCom bisher
nicht explizit zur Frage geäussert, welche in einem Konzern produzierte Energie als Eigenproduk-
tion betrachtet wird. Im Zusammenhang mit der Beurteilung der Höhe von Rückliefervergütungen
hat die ElCom jedoch bereits Überlegungen zur Eigenproduktion angestellt.
192
In der Verfügung 220-00007 der ElCom vom 19. April 2016 kam die ElCom zum Ergebnis, dass
unter marktorientierten Bezugspreisen für gleichwertige Energie gemäss Artikel 7 Absatz 2 aEnG
(Energiegesetz vom 26. Juni 1998, SR 730.0, AS 2007 3425 3441, aEnG) schon dem Wortlaut
nach nicht die Gestehungskosten einer allfälligen Eigenproduktion des Netzbetreibers verstanden
werden könne (Verfügung 220-00007 der ElCom vom 19. April 2016, Rz. 98). Unter marktorien-
tierten Bezugspreisen für gleichwertige Energie i. S. v. Artikel 7 Absatz 2 aEnG sei derjenige Preis
zu verstehen, den der zur Vergütung verpflichtete Netzbetreiber im Rahmen seines Beschaffungs-
portfolios bezahlen müsste, wenn er die von der fraglichen Energieerzeugungsanlage einge-
speiste elektrische Energie an Stelle der Einspeisung, d.h. zeitgleich, in Form von Graustrom bei
Dritten beziehen müsste (Verfügung 220-00007 der ElCom vom 19. April 2016, Rz. 111). Strittig
war die vom Netzbetreiber im Jahr 2015 für die PV-Anlage eines Privaten zu bezahlende Rücklie-
fervergütung des Jahres 2015. Betroffene Netzbetreiberin war die onyx Energie Netze AG. Diese
bezog die nicht selbst von ihrer Muttergesellschaft onyx Energie Mittelland AG im Kraftwerk Wy-
nau produzierte elektrische Energie für die Grundversorgung über die onyx Energie Dienste AG
bei ihrer Konzernmutter BKW Energie AG. Die Beschaffung erfolgte gestützt auf einen Strombe-
zugsvertrag (Verfügung 220-00007 der ElCom vom 19. April 2016, Rz. 116). Die Ist-Gestehungs-
kosten der BKW Energie AG gemäss Bezugsvertrag zwischen dieser und der onyx Energie
Dienste AG wurden als Referenz für die Rückliefervergütung verwendet (Verfügung Rz. 117). Der
Bezug von Energie bei der Verfügungsadressatin 1 im vorliegenden Verfahren würde in diesem
Kontext folglich nicht als Eigenproduktion betrachtet, sondern als Beschaffung, welche zum ver-
traglich vereinbarten Preis berücksichtigt würde.



42/59
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193
Bezüglich der Frage, ob die Produktion einer Schwestergesellschaft für die Bemessung der Ver-
gütung nach Artikel 7 Absatz 2 aEnG (marktorientierter Bezugspreis für gleichwertige Energie) zu
berücksichtigen ist, hat die ElCom in der Verfügung 221-00288 vom 17. August 2017 (Rz. 50)
folgende Überlegungen angestellt:
«Vertikal integrierte Unternehmen, bei denen die Netzbetreiber die Energieproduktion selber be-
reitstellen, verfügen offensichtlich über Eigenproduktion. Wenn nun ein Netzbetreiber die elektri-
sche Energie in einer rechtlich eigenständigen juristischen Person produziert, die Produktion je-
doch dem Netzbetreiber zufliesst, dann erfüllt diese Produktion die gleiche Funktion wie eine vom
Netzbetreiber selber bereitgestellte Produktion. Das StromVG schreibt dem Netzbetreiber nicht
vor, wie er sich juristisch aufzustellen hat. Entsprechend muss sich ein Netzbetreiber lediglich so
organisieren, dass er sämtliche Aufgaben erfüllen kann (vgl. insbesondere Art. 6 Abs. 1 StromVG;
Art. 8 Abs. 1 StromVG). Ähnliche Überlegungen in Bezug auf die Organisation des Netzbetreibers
und die juristische Struktur sind bereits in die Weisung 3/2012 der ElCom vom 14. Mai 2012 ein-
geflossen (auffindbar unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Weisungen). Die ElCom hat
dort festgehalten, dass die Eigentümerstruktur für die Ermittlung der Gestehungskosten keine
Rolle spielt (Ziff. 5). (…)», wobei sich diese Feststellung explizit auf die «Bezüge aus einem Part-
nerwerk» bezieht.
194
Die ElCom folgerte aus den obigen Ausführungen (Rz. 193), dass für die Bemessung der Vergü-
tung nach Artikel 7 Absatz 2 aEnG, der Produktion einer Schwestergesellschaft die gleiche Funk-
tion zukommen kann wie einer beim Netzbetreiber direkt angesiedelten Eigenproduktion. Be-
troffener Netzbetreiber war wiederum die onyx Energie Netze AG. onyx machte im betreffenden
Verfahren 221-00288 geltend, die Kraftwerksanlagen der onyx Energie Produktion AG stünden
unabhängig von der gegenwärtigen Marktsituation ausschliesslich der onyx-Gruppe zur Verfü-
gung. Verwendet ein Netzbetreiber die ihm zukommende Produktion der Schwestergesellschaft
wie Eigenproduktion, kann er aufgrund der Einspeisung von elektrischer Energie durch einen Drit-
ten in sein Netz diesbezüglich keine Kosten vermeiden, weil er die gesamte Produktion der
Schwestergesellschaft abzunehmen hat. Im konkreten Fall waren daher die Kosten für diese Pro-
duktion als Eigenproduktion zu qualifizieren und für die Bemessung der Vergütung nach Artikel 7
Absatz 2 EnG nicht zu berücksichtigen. Wie die indirekten Bezüge der onyx Energie Netze AG bei
der BKW Energie AG (vgl. Rz. 191 f.) qualifiziert wurden, ergibt sich aus der Verfügung nicht
explizit. Allerdings wurde in der Verfügung festgehalten, dass onyx die Vergütung analog 220-
00007 festgelegt hat (Verfügung 221-00288 der ElCom vom 17. August 2017 Rz. 61). D.h. die
von der Verfügungsadressatin 1 bezogene Energie wurde im Verfahren 221-00288 als Beschaf-
fung und nicht als Eigenproduktion berücksichtigt.
195
In den von den Verfügungsadressatinnen zitierten Entscheiden wurde der indirekte Bezug der
onyx Energie Netze AG bei der Verfügungsadressatin 1 damit gerade nicht als Eigenproduktion
gewertet. Unter «Produktion einer Schwestergesellschaft» ist in den Verfügungen 220-00007 und
221-00288 die Produktion der onyx-Schwestergesellschaft onyx Energie Produktion AG gemeint.
196
Die Beurteilung der Frage, welche Energie als Eigenproduktion zu betrachten ist, ist ausgehend
vom Netzbetreiber (vgl. Rz. 185) und im konkreten Fall vorzunehmen.
197
Die vorliegend zu betrachtende Netzbetreiberin ist einerseits die onyx Energie Netze AG. Ihre
Aktien wurden im Jahr 2017 zu 100 Prozent von der onyx Energie Mittelland AG gehalten. Zu-
sammen mit den weiteren Aktiengesellschaften, von welchen die onyx Energie Mittelland AG
100 Prozent der Aktien hielt, bildeten sie die onyx-Gruppe. Bei den weiteren dieser Gruppe zuge-
hörigen juristischen Einheiten handelt es sich nicht um Netzbetreiber, sondern um Produktions-
und Dienstleistungsgesellschaften. Die onyx-Gruppe wurde von der Verfügungsadressatin 1 kon-
trolliert (act. 30 Beilage 1b, S. 11).
198
Die für die Erfüllung der Aufgaben eines Netzbetreibers notwendigen Leistungen werden über die
Gesellschaften der onyx-Gruppe erbracht. Die onyx Energie Netze AG ist zuständig für den Netz-
betrieb und damit auch für die Grundversorgung (Art. 6 Abs. 1 StromVG, Art. 8 Abs. 1 StromVG;
act. 30 Beilage 1b, S. 16). Die Produktion der onyx Energie Produktion AG wird der onyx



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Energie Netze AG zur Verfügung gestellt (Rz. 194), während die onyx Energie Dienste AG die
übrige für die Belieferung der Endverbraucher der onyx Energie Netze AG notwendige Energie
bei der Verfügungsadressatin 1 beschafft (Rz. 180).
199
Würde die gesamte BKW-Gruppe für die Bestimmung der Eigenproduktion der onyx Energie
Netze AG betrachtet, müsste konsequenterweise die gesamte in der BKW-Gruppe produzierte
Energie als Eigenproduktion ausgewiesen werden. Dies entspricht weder der von der ElCom er-
warteten noch der von den Verfügungsadressatinnen und onyx gelebten Deklarationsweise in den
bei der ElCom einzureichenden Kostenrechnungen (Rz. 187 f.). Die Verfügungsadressatinnen
machen zwar vorliegend eine Konzernbetrachtung geltend, welche sie jedoch gar nicht umsetzen.
200
Die von der onyx Energie AG über die onyx Energie Dienste AG bei der Verfügungsadressatin 1
für die Versorgung von Endverbrauchern der onyx Energie AG beschaffte Energie ist damit nicht
als Eigenproduktion zu qualifizieren. Als Eigenproduktion der onyx zu betrachten ist vorliegend
nur die Produktion der innerhalb der onyx-Gruppe produzierten Energie, welche von der onyx als
«Produktion eigene Kraftwerke» bezeichnet wird (act. 30, Beilage 3b, Übersicht). Dies ist insbe-
sondere auch dadurch gerechtfertigt, dass für die BKW-Gruppe keine Konstellation vorliegt, wel-
che eine Anwendung der Durchschnittspreismethode über die gesamte Gruppe rechtfertigen
würde (Rz. 184 ff.).
201
Auch die Verfügungsadressatin 2 ist Netzbetreiberin und gehört zur BKW-Gruppe. Im Gegensatz
zur onyx Energie Netz AG ist sie jedoch nicht zusätzlich in eine eigene Gruppe eingebunden.
Netzbetrieb, Produktion und Energiebeschaffung erfolgen über ein und dieselbe juristische Einheit
(act. 30, Beilagen 1a und 1c). Die von der Verfügungsadressatin 2 bei der Verfügungsadressatin 1
für die Versorgung von Endverbrauchern der Verfügungsadressatin 2 beschaffte Energie ist nicht
als Eigenproduktion zu qualifizieren. Als Eigenproduktion der Verfügungsadressatin 2 zu betrach-
ten ist vorliegend nur jene Energiemenge, welche von der Verfügungsadressatin 2 als «Produktion
eigene Kraftwerke» und «Produktion Partnerwerke» bezeichnet wird (act. 30, Beilage 3c, Über-
sicht).
5.5.4
Konzernintern vereinbarte Beschaffungspreise
202
Die Verteilnetzbetreiber treffen die erforderlichen Massnahmen, damit sie in ihrem Netzgebiet den
festen Endverbrauchern und den Endverbrauchern, die auf den Netzzugang verzichten, jederzeit
die gewünschte Menge an Elektrizität mit der erforderlichen Qualität und zu angemessenen Tari-
fen liefern können (Art. 6 Abs. 1 StromVG). Der Tarifanteil Energie orientiert sich einerseits an den
Gestehungskosten einer effizienten Produktion (Eigenproduktion und Beteiligungen) und anderer-
seits an langfristigen Bezugsverträgen (Art. 4 Abs. 1 StromVV). Nach der Praxis der ElCom und
der Rechtsprechung sind auch kurzfristige Bezugsverträge zu berücksichtigen (vgl. Rz. 60).
203
Im Rahmen der geltenden Cost-Plus-Regulierung bedeutet Angemessenheit im Grundsatz auch,
dass nicht mehr Kosten geltend gemacht werden, als tatsächlich entstanden sind. Angemessene
Tarife kommen nur dann zustande, wenn die im Rahmen von lang- und kurzfristigen Bezugsver-
trägen bezahlten Preise ebenfalls angemessen sind. Angemessene Preise liegen dann vor, wenn
ein anderer Netzbetreiber unter Inanspruchnahme seines Netzzugangs für eine entsprechende
Energiemenge im gleichen Zeitpunkt einen entsprechenden Preis gezahlt hätte. Für die Beurtei-
lung der Angemessenheit der vereinbarten Beschaffungspreise sind somit die im Zeitpunkt des
Vertragsabschlusses relevanten Preise an den Energiemärkten zu berücksichtigen.
204
Werden innerhalb des Konzerns Beschaffungsverträge zu Gestehungskosten – bei substantiell
tieferen Marktpreisen – abgeschlossen, kann dies darauf hindeuten, dass der Vertrag zugunsten
der konzerninternen Produktionseinheiten und zulasten der grundversorgten Endverbraucher ab-
geschlossen wurde. Eine solche Situation spricht gegen das Vorliegen angemessener Preise, so-
lange es möglich gewesen wäre, bei Dritten ausserhalb des Konzerns substanziell günstiger ein-
zukaufen.



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ElCom-D-CCB33401/7
205
Nach Auffassung der Verfügungsadressatinnen sind die Konzernbezüge der onyx und der Verfü-
gungsadressatin 2 nicht mit demjenigen durchschnittlichen Preis, welcher für die Bezüge zur Ver-
sorgung der Marktkunden in Rechnung gestellt wurden, einzurechnen. Dieses Vorgehen sei un-
richtig, da die Pflichtbezüge seitens der onyx und der Verfügungsadressatin 2 Bezüge von Energie
mit ökologischem Mehrwert darstellten und dies bei der Preisbildung entsprechend berücksichtig
werden müsste. Konzernintern seien für die Beschaffungen für Endkunden in der Grundversor-
gung sowie für Marktkunden je andere vertragliche Vereinbarungen gewählt worden. Die Kon-
zernbeschaffungen der onyx und der Verfügungsadressatin 2 für die Endkunden in der Grundver-
sorgung erfolgten mittels Langzeitlieferverträgen. Die Beschaffungen für die Marktkunden seien
demgegenüber in einem Rahmenvertrag zwischen der Verfügungsadressatin 1 und der onyx resp.
der Verfügungsadressatin 2 geregelt (vgl. auch Rz. 180 ff.). Die entsprechenden Energielieferun-
gen erfolgten auf Basis von kurzfristigen Einzelverträgen. Ein Vertrag stelle ein austariertes Sys-
tem dar. Die im Prüfbericht vorgenommene Kürzung der Kosten der für Endverbraucher in der
Grundversorgung bezogenen Energiemenge auf den für die freien Endverbraucher bezogene
Energiemenge bezahlten Preis berücksichtige dies nicht und stelle vielmehr einen schweren Ein-
griff in die Vertragsfreiheit der BKW-Gesellschaften und damit in deren Wirtschaftsfreiheit dar.
Eine gesetzliche Grundlage für einen solchen schwerwiegenden Eingriff bestehe nicht (act. 49
Rz. 119 ff.).
206
Die zwischen der Verfügungsadressatin 1 und der onyx sowie der Verfügungsadressatin 2 abge-
schlossenen Rahmenverträge datieren von Anfang 2014. In der Präambel ist unter anderem Fol-
gendes vermerkt: «Die Revision des Art. 4 StromVV Anfang des Jahres 2013 ermöglicht onyx die
Anpassung des langjährigen Geschäftsverhältnisses zum heutigen Zeitpunkt und zu den skizzier-
ten Bedingungen. Durch die Streichung des Marktpreiskriteriums ist das Risiko eines langfristigen,
unflexibleren Bezugsvertrags verschwunden. Der Weg für einen langfristigen Bezugsvertrag ist
somit geebnet.» Der entsprechende Wortlaut findet sich analog auch im Vertrag mit der Verfü-
gungsadressatin 2 (act. 30 Beilagen 2a und 2c). Die Verfügungsadressatinnen und onyx verein-
barten nach der Revision des Artikel 4 StromVV somit bewusst Preise zu Gestehungskosten, da
sie wohl der Auffassung waren, diese seien nun regulatorisch auch im Falle tieferer Marktpreise
in jedem Fall anrechenbar.
207
An den internationalen Stromhandelsmärkten gerieten die Grosshandelspreise nach einer Stabi-
lisierungsphase 2009 und 2010 bereits ab Mitte 2011 wieder unter Druck. Der Abwärtstrend hielt
auch im Jahr 2013 an, die Terminmarktpreise für die nachfolgenden Lieferjahre (Base Jahreskon-
trakte 2014, 2015, 2016) gaben nochmals sichtlich nach. In Frankreich lagen die Base-Preise im
Dezember 2013 im Schnitt bei rund 43 EUR/MWh, etwa 10 Prozent unter dem Wert zu Beginn
des Jahres, in Deutschland betrug der Rückgang im Mittel sogar etwa 20 Prozent auf rund
37 EUR/MWh (Quelle Preise: EEX).
208
Für die Schweiz liegen erst ab Ende 2014 entsprechenden Marktdaten vor. Vorliegend wird davon
ausgegangen, dass sich der Schweizer Preis im Bereich zwischen dem Französischen und dem
Deutschen bewegte, zumindest präsentierte sich die Situation in den Folgejahren derart (act. 30,
Beilage 4a, Register Gesamthandel). Selbstverständlich ist dabei zu berücksichtigen, dass sich
Peak-Preise in der Regel auf einem etwas höheren Niveau bewegen und sich der Wechselkurs
damals nahe dem von der Schweizerischen Nationalbank im September 2011 festgelegten Min-
destkurs von 1.20 Franken pro Euro bewegte. Ausserdem sind aufgrund beschränkter Grenzka-
pazitäten allenfalls auch Importkosten einzukalkulieren, wobei diese eher von untergeordneter
Bedeutung sind (vgl. Tabelle 4). Gleichwohl bleibt das skizzierte Bild sinkender Marktpreise.
209
Dass die Preisentwicklung auch in den Jahren 2014 und folgende weiter abwärtsgerichtet sein
dürfte, erwarteten auch die Verfügungsadressatinnen. Exemplarisch wird nachfolgend aus dem
Jahresbericht 2013 der BKW-Gruppe zitiert (act. 54):
«Eine nach wie vor schleppende Konjunktur im EU-Raum, historisch tiefe Preise an den Strom-
börsen, europaweite Überkapazitäten in der Produktion sowie Marktverzerrungen aufgrund regu-
latorischer Eingriffe, insbesondere in Deutschland: Die fundamentalen Umwälzungen, welche



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bereits 2012 die globale, europäische und schweizerische Energielandschaft geprägt hatten, ha-
ben sich letztes Jahr weiter akzentuiert.» (S. 2)
«Aufgrund der Einschätzung der zukünftigen, durch Verzerrungen auf dem Strommarkt beein-
flussten Marktverhältnisse mussten bedeutende Sonderrückstellungen für belastende Energiebe-
zugsverträge und Sonderwertberichtigungen auf Produktionsanlagen im In- und Ausland vorge-
nommen werden.» (S. 4)
«Ausblick: Die BKW erwartet für das laufende Geschäftsjahr ein unverändert anspruchsvolles
Marktumfeld mit anhaltend tiefen Energiepreisen und Margendruck.» (S. 4)
Ähnliches ist dem Geschäftsbericht 2013 der onyx Energie Mittelland AG zu entnehmen (act. 55):
«Festhalten müssen wir aber auch, dass unsere Margen im Energiegeschäft in einem rauen Mark-
tumfeld mit weiter sinkenden Grosshandelspreisen erneut kleiner geworden sind. Nach wie vor
drückt die grosse Schwemme an subventionierter Sonnen- und Windenergie aus Deutschland,
aber auch der wieder erstarkte und indirekt staatlich geförderte Kohlestrom auf die Marktpreise.
Wir gehen deshalb davon aus, dass die Strompreise im freien Markt in den nächsten Jahren
grösstenteils auf dem heutigen tiefen Niveau verharren werden.» (S. 9)
210
Diese Stimmung manifestiert sich auch in den von den Verfügungsadressatin 1 eingereichten
Handelsdaten. Betrachtet man die Handelsaktivitäten für das Lieferjahr 2017, so zeigt sich fol-
gende Entwicklung: 2012 kostete die Beschaffung auf Termin für 2017 im Schnitt […] CHF/MWh,
2013 waren es noch […] CHF/MWh, 2014 noch […] CHF/MWh (act. 30, Beilage 4a, Register Ge-
samthandel). Alle diese Aussagen legen nahe, dass die Verfügungsadressatinnen zum Zeitpunkt
des Abschlusses der Rahmenverträge von einem anhaltenden Preisdruck an den Märkten aus-
gingen. Vor dem Hintergrund der vergangenen und Anfang 2014 erwarteten Marktpreisentwick-
lung, war der Abschluss eines Rahmenvertrages, mit welchem für die kommenden Jahre Energie
zu Gestehungskosten eingekauft werden sollte, sowohl für onyx als auch die Verfügungsadressa-
tin 2 unvorteilhaft. Hätten sie die für die grundversorgten Endverbraucher benötigten Energiemen-
gen alternativ bei Dritten beschafft, wären die entsprechenden Kosten signifikant tiefer ausgefal-
len.
211
Bezüglich der von den Verfügungsadressatinnen geltend gemachten Verletzung der Vertragsfrei-
heit kann auf die Ausführungen in Randziffer 159 ff. verwiesen werden. Gegenstand der vorlie-
genden Verfügung ist u.a. die Beurteilung, ob die Tarife der Verfügungsadressatin in der Grund-
versorgung und damit in einem nicht der Wirtschaftsfreiheit unterstehenden Bereich, angemessen
sind.
212
Die Verfügungsadressatinnen führen ausserdem an, die Pflichtbezüge seitens onyx und der Ver-
fügungsadressatin 2 stellten Bezüge von Energie mit ökologischem Mehrwert dar. Dies müsste
bei der Preisbildung entsprechend berücksichtig werden (act. 49 Rz. 120).
213
Aus den von den Verfügungsadressatinnen eingereichten Langfrist-Strombezugsverträgen vom
1. Januar 2014 (act. 30 Beilagen 2a und 2c) geht nicht hervor, dass onyx und die Verfügungsad-
ressatin 2 mit der Verfügungsadressatin 1 die Lieferung einer bestimmten Stromqualität vereinbart
hätten. Dem Langfrist-Strombezugsvertrag lässt sich auch nicht entnehmen, ob die Verfügungs-
adressatin 1 der onyx und der Verfügungsadressatin 2 HKN mitlieferte. Auch den Rahmenverträ-
gen Energielieferungen (act. 30 Beilagen 2b und 2d) lassen sich keine Angaben zu den gelieferten
Strom-Qualitäten entnehmen. Der G-Bogen gibt ebensowenig Auskunft über die Stromqualität
oder dafür anfallende Kosten (act. 30 Beilagen 3b und 3c). Die Verfügungsadressatinnen machen
auch in ihrer Stellungnahme zum Prüfbericht (act. 49) keine näheren Angaben dazu.
214
Wie bereits ausgeführt, ist es Sache der Netzbetreiber, ihre Grundversorgungstarife gestützt auf
den regulatorisch ermittelten Durchschnittspreis in StromVG-konformer Weise festzulegen
(Rz. 137).



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215
Bereits gemäss Artikel 1a Absatz 1 Buchstabe b aEnV mussten Unternehmen, die in der Schweiz
Endverbraucher mit Elektrizität beliefern (kennzeichnungspflichtige Unternehmen), ihre Endver-
braucher mindestens einmal pro Jahr u.a. über die Herkunft ihrer Elektrizität informieren. Bei An-
lagen mit einer Anschlussleistung von über 30 kVA sind das Erfassen der Anlage und der produ-
zierten Elektrizität sowie der Herkunftsnachweis obligatorisch (Art. 1d Abs. 2 aEnV), unabhängig
davon, an wen diese Energie letztlich geliefert wird. Folglich wird für jede Kilowattstunde Strom,
die in solchen Anlagen erzeugt wird, ein HKN generiert und dem Konto des entsprechenden An-
lagebetreibers gutgeschrieben. Netzbetreiber, welche mangels (ausreichender) Eigenproduktion
nicht über genügend HKN für die Kennzeichnung der gelieferten Energie verfügen, müssen diese
zukaufen.
216
Weder onyx noch die Verfügungsadressatin 2 machen Kosten für die Beschaffung von HKN gel-
tend (act. 30, Beilagen 2e, 3b und 3c). Folglich können vorliegend auch keine entsprechenden
Kosten angerechnet werden.
217
Es ist daher davon auszugehen, dass die Beschaffung für die Endverbraucher in der Grundver-
sorgung zu den gleichen Konditionen wie die Beschaffung für Marktkunden hätte erfolgen können.
Eine Beschaffung zu Gestehungskosten ist daher nicht angemessen. Die Energiemenge, welche
onyx und die Verfügungsadressatin 2 für die Grundversorgung aus dem Portfolio der Verfügungs-
adressatin 1 beschafften, ist folglich zu den Konditionen der Beschaffung für die Marktkunden zu
bewerten.
218
Für ihre Marktkunden beschaffte onyx bei der Verfügungsadressatin 1 gestützt auf den Rahmen-
vertrag Energielieferung für […] Rp./kWh (act. 30 Beilage 3b). Die übrige Beschaffung (Grundver-
sorgung, Netzverluste) der onyx aus dem Produktionsportfolio der Verfügungsadressatin 1 wird
zu den gleichen Konditionen wie die Beschaffung für die Marktkunden bewertet und angerechnet.
Für die Rücklieferungen werden die von onyx im G-Bogen (act. 30, Beilage 3b) geltend gemachten
Kosten angerechnet. Insgesamt werden bei onyx Beschaffungskosten in der Höhe von […] Fran-
ken akzeptiert.

Tabelle 5 Konzernbeschaffung & Pflichtbezüge onyx
219
Für ihre Marktkunden beschaffte die Verfügungsadressatin 2 bei der Verfügungsadressatin 1 ge-
stützt auf den Rahmenvertrag Energielieferung für […] Rp./kWh (act. 30 Beilage 3c). Die übrige
Beschaffung (Grundversorgung, Netzverluste) der Verfügungsadressatin 2 aus dem Produktions-
portfolio der Verfügungsadressatin 1 wird zu den gleichen Konditionen wie die Beschaffung für die
onyx
Beschaffung für
Grundversorgung
aus BKW-Portfolio Rücklieferungen
Beschaffung für
Marktkunden
aus BKW-Portfolio
Beschaffung für
Netzverluste
aus BKW-Portfolio
eingereichtes
Total Beschaffung
korr. Beschaffung
aus BKW-Portfolio
(o. Rücklieferung)
korr. Beschaffung
aus BKW-Portfolio
(mit Rücklieferung)
Energiemenge [MWh]
Kosten [CHF]
Rp./kWh



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Marktkunden bewertet und angerechnet. Für die Rücklieferungen werden die von der Verfügungs-
adressatin 2 im G-Bogen (act. 30, Beilage 3c) deklarierten Kosten angerechnet. Insgesamt wer-
den für die Verfügungsadressatin 2 Beschaffungskosten in der Höhe von […] Franken akzeptiert.

Tabelle 6 Konzernbeschaffung & Pflichtbezüge La Goule
5.6 Energieportfolio der Verfügungsadressatinnen und onyx
5.6.1
Relevantes Energieportfolio
220
Bei der Berechnung des Durchschnittspreises ist das ganze Energieportfolio eines Netzbetreibers
zu berücksichtigen (vgl. 146 ff.). Im Einzelnen sind gemäss der Praxis der ElCom folgende Posi-
tionen in die Durchschnittspreismethode einzurechnen (BGE 149 II 187 E 8.5):
 Eigene Produktion und Kraftwerksbeteiligungen
Für die eigene Produktion sowie die Beteiligungen an Produktionseinheiten berücksichtigt die
ElCom für das Gesamtenergieportfolio sämtliche inländischen Kraftwerke und sämtliche Be-
teiligungen an Produktionseinheiten sowie jene ausländischen Kraftwerke und Beteiligungen
an Produktionseinheiten, die der Versorgung der Endverbraucher in der Schweiz dienen (Ver-
fügung 211-00008 der ElCom vom 6. April 2020, Rz. 22; vgl. auch Folien der Netzbetreiberin-
formationsveranstaltung 2018, Folie 53, abrufbar unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation
> Veranstaltungen > Informationsveranstaltungen für Netzbetreiber). Damit stützt sich die El-
Com bei der Prüfung der Anrechenbarkeit der Eigenproduktion sowie der Beteiligungen an
Produktionseinheiten darauf ab, an welchem Ort die Energie produziert bzw. geliefert wird.
Energiemengen, welche bei der Produktion oder bei der Lieferung keinen Bezug zum Territo-
rium der Schweiz haben, werden nicht berücksichtigt. Alle anderen beschafften Energiemen-
gen werden ins Gesamtportfolio aufgenommen und sind somit für die Bestimmung der rele-
vanten Kosten in der Grundversorgung von Bedeutung. Aufgrund dieser Zuordnung ist es nicht
von Bedeutung, ob diese Energiemengen schliesslich in der Schweiz abgesetzt oder wieder
exportiert werden (Verfügung 211-00008 der ElCom vom 6. April 2020, Rz. 23).
 Langfristige Verträge
Bei den langfristigen Bezugsverträgen handelt es sich um Energiebezugsverträge, die für meh-
rere Jahre abgeschlossen werden. Für den Netzbetreiber haben die langfristigen Bezugsver-
träge mit Lieferort Schweiz damit eine vergleichbare Funktion wie die Eigenproduktion eines
Kraftwerks, das seine elektrische Energie in der Schweiz produziert bzw. im Ausland für die
Versorgung der Endverbraucher in der Schweiz produziert. Bei den langfristigen Bezugsver-
trägen ist daher – analog der Eigenproduktion sowie den Beteiligungen an Produktionseinhei-
ten – grundsätzlich an den Ort anzuknüpfen, wo die Energie gemäss Vertrag zur Verfügung zu
stellen ist. Damit ist bei den langfristigen Bezugsverträgen auf den Lieferort abzustellen. An
diesem Bezug zum Territorium der Schweiz ändert sich auch nichts, wenn elektrische Energie
aus eigenen Kraftwerken oder aus langfristigen Bezugsverträgen wieder ins Ausland exportiert
wird oder werden könnte (Verfügung 211-00008 der ElCom vom 6. April 2020, Rz. 25; BGE
149 II 187 E. 7.3 und 7.5).
 Käufe am Markt
Käufe im in- und ausländischen Markt sind grundsätzlich zu berücksichtigen. Wie bei der aus-
ländischen Eigenproduktion und den ausländischen Kraftwerksbeteiligungen sind auch bei der
Beschaffung aus dem ausländischen Markt nur diejenige Energiemenge und diejenigen Kos-
ten für die Durchschnittspreismethode massgebend, welche einen Bezug zum Territorium
La Goule
Beschaffung für
Grundversorgung
aus BKW-Portfolio Rücklieferungen
Beschaffung für
Marktkunden
aus BKW-Portfolio
Beschaffung für
Netzverluste
aus BKW-Portfolio
eingereichtes
Total Beschaffung
korr. Beschaffung
aus BKW-Portfolio
(o. Rücklieferung)
korr. Beschaffung
aus BKW-Portfolio
(mit Rücklieferung)
Energiemenge [MWh]
Kosten [CHF]
Rp./kWh



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der Schweiz aufweisen. Bei den ausländischen Preiszonen ist lediglich derjenige Anteil in die
Berechnung der Durchschnittspreismethode zu integrieren, welcher tatsächlich (d.h. physisch)
in die Schweiz importiert wird. Beschaffungen aus ausländischen Preiszonen sind daher nur
soweit einzurechnen, als dafür auch grenzüberschreibende Übertragungsrechte vorliegen
(Verfügung 211-00033 der ElCom vom 20. August 2020, Rz. 190 ff.; Rz. 175).
 Hedging-Verträge
Absicherungsgeschäfte werden insoweit in die Durchschnittspreismethode eingerechnet, als
sie einen Bezug zum Territorium der Schweiz aufweisen. Erfolgen durch die Absicherungsge-
schäfte keine physischen Energielieferungen in die Schweiz, sind die entsprechenden Kosten
und Mengen nicht in die Durchschnittspreismethode einzurechnen (Verfügung 211-00033 der
ElCom vom 20. August 2020, Rz. 185 f.).
5.6.2
Energieportfolio der Verfügungsadressatin 1
221
Im für die Berechnung des Durchschnittspreises relevanten Energieportfolio der Verfügungsad-
ressatin 1 sind die korrigierten Gestehungskosten Produktion (eigene Kraftwerke und Partner
Kraftwerke, vgl. Tabelle 3), die Kosten der Langfrist- und Pflichtbezüge gemäss Deklaration im G-
Bogen (act. 30 Beilage 3a, Register L&PB 17), die Kosten der Käufe am Markt mit Bezug zum
Territorium der Schweiz (vgl. Tabelle 4) sowie die Handelskosten (Rz. 177 f.) zu berücksichtigen.
222
Das Total der korrigierten Beschaffungskosten ist durch die gesamte Energiemenge (Produktion,
Langfrist- und Pflichtbezüge und Kauf am Markt) zu dividieren. Daraus ergeben sich durchschnitt-
liche Beschaffungskosten von […] Rp./kWh.

Tabelle 7 Energieportfolio gemäss Durchschnittspreismethode, BKW
5.6.3
Energieportfolio der onyx und der Verfügungsadressatin 2
223
Im für die Berechnung des Durchschnittspreises relevanten Energieportfolio der onyx und der
Verfügungsadressatin 2 sind die korrigierten Gestehungskosten Produktion (eigene Kraftwerke
und Partnerkraftwerke, Tabelle 3), die Kosten der Konzernbeschaffung und Pflichtbezüge (Tabelle
5 und Tabelle 6) zu berücksichtigen.
224
Das Total der korrigierten Beschaffungskosten ist durch die gesamte Energiemenge (Energie Pro-
duktion plus Energie Konzernbeschaffung und Pflichtbezüge) zu dividieren. Daraus ergeben sich
durchschnittliche Beschaffungskosten von […] Rp./kWh für onyx und […] Rp./kWh für die Verfü-
gungsadressatin 2.

Tabelle 8 Energieportfolio gemäss Durchschnittspreismethode, onyx bzw. La Goule
BKW
Energie
korrigierte
Beschaffungskosten
korr. durchschnittl.
Beschaffungskosten
[MWh]
[CHF]
[Rp./kWh]
Produktion
Langfrist- und Pflichtbezüge
Kauf am Markt (Handel)
Handelskosten
Energiebeschaffung
Energie
Produktion
korr. Gestehungs-
kosten Produktion
Energie
Konzernbeschaff.
& Pflichtbezüge
korr. Kosten
Konzernbeschaff.
& Pflichtbezüge
Total korrigierte
Beschaffungskosten
korr. durchschnittl.
Beschaffungskosten
[MWh]
[CHF]
[MWh]
[CHF]
[CHF]
[Rp./kWh]
onyx
La Goule



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5.7 Anrechenbare Energiekosten gemäss Durchschnittspreismethode
5.7.1
Durchschnittspreismethode
225
Die ElCom stützt ihr Vorgehen bei der Berechnung des Kostenanteils für die Energielieferung an
die Grundversorgung auf eine gewichtete Durchschnittsbetrachtung, in der das gesamte Energie-
beschaffungsportfolio (insb. eigene Kraftwerke, Partnerkraftwerke, Langfristverträge, Rückliefe-
rungen, Kauf und Handel) eines Netzbetreibers berücksichtigt wird. Ausschlaggebend sind dabei
die Ist-Kosten. Anschliessend wird aus diesen Kosten und der gesamten Energiemenge der
Durchschnittspreis in Rappen pro Kilowattstunde berechnet. Die anrechenbaren Beschaffungs-
kosten für die an die Endverbraucher mit Grundversorgung gelieferte Energie ergeben sich als-
dann aus der Multiplikation von Durchschnittspreis und der entsprechenden Energiemenge (vgl.
BGE 142 II 451, E. 5; Verfügung 211-00033 der ElCom vom 20. August 2020, Rz. 159 ff.;
Rz. 5.4.1.2.1).
5.7.2
Anrechenbare Energiekosten in der Grundversorgung
226
In den am 31. August 2018 eigereichten Kostenrechnungen für das Tarifjahr 2017 (act. 41) weisen
die Verfügungsadressatin 1 Energiebeschaffungskosten (ohne Netzverluste) für die Endverbrau-
cher mit Grundversorgung in der Höhe von […] Franken ([…] Rp./kWh), onyx in der Höhe von […]
Franken ([…] Rp./kWh) und die Verfügungsadressatin 2 in der Höhe von […] Franken ([…]
Rp./kWh) aus.
227
Die gemäss der Kostenrechnung der Verfügungsadressatinnen und onyx von den Endverbrau-
chern in der Grundversorgung ausgespeiste Energie wird mit den korrigierten durchschnittlichen
Beschaffungskosten jedes Netzbetreibers multipliziert. Zu diesem Wert werden die gemäss De-
klaration in den Kostenrechnungen (act. 41) geltend gemachten Verwaltungs- und Vertriebskosten
inklusive Gewinn hinzugezählt. Daraus ergeben sich anrechenbare Kosten für die Endverbraucher
mit Grundversorgung von […] Franken für die Verfügungsadressatin 1, […] für onyx und […] Fran-
ken für die Verfügungsadressatin 2.

Tabelle 9 Total anrechenbare Kosten der Grundversorgung im Jahr 2017
6
Deckungsdifferenzen
6.1 Allgemeines
228
Ungerechtfertigte Gewinne aus überhöhten Netznutzungs- bzw. Elektrizitätstarifen sind durch
Senkung der Netznutzungs- bzw. Elektrizitätstarife zu kompensieren (Art. 19 Abs. 2 StromVV).
Analog dazu können auch Unterdeckungen in den Folgejahren kompensiert werden. Die ElCom
hat diese Vorgaben in einer Weisung konkretisiert (Weisung 2/2019 der ElCom vom 5. März 2019
inkl. Anhänge, vgl. auch die aufgehobene Weisung 1/2012 vom 19. Januar 2012 betreffend De-
ckungsdifferenzen aus den Vorjahren inkl. Anhänge).
229
Deckungsdifferenzen entstehen, wenn die Erlöse höher oder tiefer als die tatsächlichen Kosten
ausfallen. Grund für die Entstehung von Deckungsdifferenzen können Abweichungen der tatsäch-
lichen Kosten von den Plankosten sowie zwischen dem prognostizierten und dem tatsächlichen
Mengengerüst oder Gerichtsurteile und Verfügungen sein. Die Berechnung der Deckungsdiffe-
renzen ist für jedes abgeschlossene Geschäftsjahr durchzuführen. Sie erfolgt nach Abschluss ei-
nes Geschäftsjahres für 12 Monate. Zur Berechnung der Deckungsdifferenzen Energie eines
Energie für
Endverbraucher GV
eingereichte
Beschaffungskosten
Endverbraucher GV
einger. durchschn.
Beschaffungskosten
Energieportfolio
korr. durchschn.
Beschaffungskosten
Energieportfolio
anrechenbare
Beschaffungskosten
Endverbraucher GV
Verwaltung- und
Vertriebskosten
inkl. Gewinn GV
anrechenbare
Kosten
Endverbraucher GV
[MWh]
[CHF]
[Rp./kWh]
[Rp./kWh]
[CHF]
[CHF]
[CHF]
BKW
onyx
La Goule



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Jahres werden die Ist-Kosten den Ist-Erlösen am Ende dieses Geschäftsjahres gegenübergestellt
(vgl. Weisung der ElCom 2/2019 vom 5. März 2019 sowie dazugehöriges "Formular Deckungsdif-
ferenzen", Register "Deckungsdifferenz Energie", ebenso die aufgehobene Weisung 1/2012 vom
19. Januar 2012). Das Konzept der ElCom zur Berechnung der Deckungsdifferenzen wurde von
den Gerichten bereits mehrfach gestützt (vgl. Urteil des Bundesgerichts 2C_1076/2014 vom
4. Juni 2015, E. 3.2 und 4; Urteil des Bundesverwaltungsgerichts A-5141/2011 vom 29. Januar
2013, E. 11.1.2 letzter Abschnitt; Urteil des Bundesverwaltungsgerichts A-2876/2010 vom 20. Juni
2013, E. 5.1; Verfügung 25-00070 der ElCom vom 12. Dezember 2019, Rz. 186).
230
Der am 1. Januar 2023 in Kraft getretene Artikel 4d Absatz 1 StromVV regelt den Umgang mit
Deckungsdifferenzen in der Grundversorgung. Stimmt die Summe des Entgelts, welches der Ver-
teilnetzbetreiber für die Grundversorgung während eines Tarifjahres erhoben hat, nicht mit den
anrechenbaren Energiekosten überein (Deckungsdifferenz), so muss er die Abweichung innert
der nächsten drei Tarifjahre ausgleichen. Bei einer Unterdeckung kann er auf den Ausgleich ver-
zichten (Art. 4d Abs. 1 StromVV). Artikel 4d StromVV gilt erstmals für die Deckungsdifferenzen
des auf das Inkrafttreten folgenden Geschäftsjahres (Art. 31m StromVV) und kommt damit erst-
mals für die Deckungsdifferenzen des Geschäftsjahres 2023/2024 (hydrologisches Geschäftsjahr)
bzw. 2024 (Kalenderjahr) zur Anwendung15. Auf den vorliegend berechneten Korrekturbetrag
kommt diese Bestimmung voraussichtlich im Rahmen der Verzinsung und der Eintarifierung zur
Anwendung. Eine Verzinsung ausschliesslich nach bisheriger Praxis der ElCom ist einzig denk-
bar, wenn der Korrekturbetrag bereits in den Deckungsdifferenzsaldo 2023 einfliesst (mehr dazu
unten Rz. 248 ff.).
6.2 Berechnung des zu verzinsenden Korrekturbetrages
231
Die Verfügungsadressatinnen reichten in ihrer Stellungnahme zum Prüfbericht einen Deckungs-
differenzspiegel für jeden Netzbetreiber ausgehend von den Werten des Prüfberichts ein. Sie wei-
sen darauf hin, dass die Kostenkürzungen der ElCom bestritten sind, ebenso die kalkulatorische
Verzinsung der Deckungsdifferenzen mit dem WACC Netz. Sie berechnen in diesem Deckungs-
differenzspiegel den Gesamtsaldo 2017 inklusive Zinsen und summieren die Deckungsdifferen-
zen der drei Netzbetreiber. Sie machen geltend, aus einer Gesamtsicht heraus entspreche die
Summe der verzinsten Deckungsdifferenzsaldo der drei Netzbetreiber keinem «wesentlichen» Be-
trag (act. 49 Rz. 129 f.).
232
Gemäss Artikel 19 Absatz 2 StromVV kann die ElCom verfügen, dass ungerechtfertigte Gewinne
aus überhöhten Netznutzungs- bzw. Elektrizitätstarifen durch Senkung der Netznutzungs- bzw.
Elektrizitätstarife kompensiert werden. Für den Tarifbestandteil der Energielieferung hat der Netz-
betreiber eine Kostenträgerrechnung zu führen (Art. 6 Abs. 4 StromVG). Jeder Netzbetreiber hat
eine eigene Kostenträgerrechnung zu führen (Rz. 184 f.). Den Tarifeinnahmen der Grundversor-
gung (Erlöse) sind die Kosten gemäss Kostenträgerrechnung gegenüber zu stellen. Entsprechend
hat jeder Netzbetreiber individuelle Deckungsdifferenzen zu berechnen.
233
Die ElCom berechnet vorliegend den zu korrigierenden Betrag der Energiekosten in der Grund-
versorgung des Jahres 2017 je Netzbetreiber. Nicht Gegenstand der vorliegenden Verfügung ist
die korrekte Berechnung der Deckungsdifferenz des Geschäftsjahres 2017 insgesamt und des
Deckungsdifferenzsaldos 2017 (vgl. dazu auch Rz. 251 ff.).
234
Der zu korrigierende Betrag ergibt sich aus den von den Verfügungsadressatinnen und onyx ein-
gereichten Beschaffungskosten für Endverbraucher in der Grundversorgung zuzüglich Verwal-
tungs- und Vertriebskosten inklusive Gewinn in der Grundversorgung, abzüglich der korrigierten
anrechenbaren Kosten für Endverbraucher in der Grundversorgung (vgl. Tabelle 9 und 10). Da
die Verfügungsadressatinnen und onyx höhere Kosten in die Tarife 2017 einfliessen liessen, als

15 Erläuternder Bericht zur Revision der Stromversorgungsverordnung vom November 2022, S. 9, abrufbar unter fedlex-
data-admin-ch-eli-oe-2022-69-de-pdf.pdf.



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die ElCom vorliegend als anrechenbar anerkennt, stellen die Korrekturbeträge Überdeckungen
dar. Es ergeben sich die folgenden Korrekturbeträge:

Tabelle 10 Berechnung des zu verzinsenden Korrekturbetrags
235
Die Korrekturbeträge stellen je eine Deckungsdifferenz dar und sind folglich zu verzinsen (vgl.
Rz. 229 ff.) und einzutarifieren (vgl. Rz. 248 ff.).
6.3 Zinssatz für die Verzinsung der Deckungsdifferenzen Energie
236
Die Verfügungsadressatinnen vertreten die Auffassung, die Deckungsdifferenzen Energie 2017
seien mit dem unternehmensspezifischen Energie-WACC von […] Prozent zu verzinsen. Sie ma-
chen geltend, eine Gesetzesgrundlage, zu welchem Satz die Deckungsdifferenzen zu verzinsen
seien, existiere nicht. Auch eine entsprechende Weisung der ElCom zu den Deckungsdifferenzen
habe bis zur Publikation der Weisung 2/2019 «Deckungsdifferenzen Netz und Energie aus den
Vorjahren» vom 5. März 2019 gefehlt. Die Weisung 1/2012 «Deckungsdifferenzen aus den Vor-
jahren» vom 19. Januar 2012 bzw. 13. Juni 2013 der ElCom habe sich ausschliesslich auf den
Netzbereich bezogen. Vorliegend seien die Deckungsdifferenzen aber dem Bereich Energie zu-
zuordnen. Sie seien entsprechend auch mit dem WACC Produktion zu verzinsen. Deckungsdiffe-
renzen seien noch nicht eingenommene Erträge, welche charakterlich mit Forderungen resp. tran-
sitorischen Aktiva zu vergleichen seien. Diese wiederum seien Teil des Nettoumlaufvermögens
der Produktion, welches als Teil des eingesetzten Kapitals der Produktionsanlagen mit dem
WACC Produktion verzinst werde. Daraus folge, dass die in der Produktion entstehenden De-
ckungsdifferenzen ebenfalls mit dem WACC Produktion zu verzinsen seien (act. 49 Rz. 124 ff.).
237
Bei der Berechnung von Deckungsdifferenzen im Rahmen der Kostenrechnung ist der Deckungs-
differenzsaldo mit dem jeweils gültigen durchschnittlichen Kapitalkostensatz für Investitionen ins
Stromnetz (WACC) zu verzinsen. Dabei dürfen Unterdeckungen (negativer Saldo) höchstens mit
dem WACC Netz verzinst werden, währenddessen bei Überdeckungen (positiver Saldo) mindes-
tens dieser Satz angewandt werden muss (Weisung 2/2019 der ElCom). Das massgebliche Re-
ferenzjahr für den anwendbaren WACC ist nicht das Tarifjahr, in dem die Deckungsdifferenz ent-
standen ist (t), sondern jenes Jahr, in dem die Deckungsdifferenz frühestens in die Tarife einge-
rechnet werden kann (t+2). Diese Verzinsungsmethodik wurde vom Bundesgericht bestätigt (Ur-
teil des Bundesgerichts 2C_1076/2014 vom 4. Juni 2015 E. 4; Verfügung 25-00070 der ElCom
vom 12. Dezember 2019, Rz. 193 ff.). Der WACC Netz beträgt für die vorliegend gemäss Tabelle
11 relevanten Jahre (jeweils t+2) 2019 bis 2023 3.83 Prozent und für 2024 4.13 Prozent (abrufbar
unter www.bfe.admin.ch > Versorgung > Stromversorgung > Stromversorgungsgesetz > WACC
Kalkulatorischer Zinssatz > Medien).
238
Die Beurteilung der Verzinsungsmethode der ElCom durch die Gerichte (vgl. Rz. 229) basierte
auf der Weisung 1/2012 der ElCom. Bereits die Weisung 1/2012 bezog sich entgegen der Auffas-
sung der Verfügungsadressatinnen auch auf die Deckungsdifferenzen Energie. Ersichtlich ist dies
aus dem von der ElCom als Anhang zur Weisung zur Verfügung gestellten Excel-Formular zur
Berechnung der Deckungsdifferenzen Netz und Energie (www.elcom.admin.ch > Dokumentation
> Weisungen > aufgehobene Weisungen > 1/2012 Formulare Deckungsdifferenzen).
239
Gemäss der langjährigen Praxis der ElCom kommt für die Verzinsung der Deckungsdifferenzen
Energie derselbe WACC zum Einsatz wie für die Verzinsung der Deckungsdifferenzen Netz. Die
Verteilnetzbetreiber beliefern Endverbraucher in der Grundversorgung in ihrer Funktion als
eingereichte Kosten
Endverbraucher GV
anrechenbare
Kosten
Korrekturbetrag
[CHF]
[CHF]
[CHF]
BKW
onyx
La Goule



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ElCom-D-CCB33401/7
Netzbetreiber und nicht als Produzenten (Art. 6 Abs. 1 StromVG). Damit haben sie bei allfälligen
Unterdeckungen die Möglichkeit, diese über die ganze Kundengruppe einzurechnen und tragen
somit im Vergleich zu den Unterdeckungen im Bereich Netz kein höheres Ausfallrisiko. Das mit
den Differenzen bezüglich der Kosten und Tarife verbundene Risiko ist bei den Netznutzungstari-
fen und den Energietarifen dasselbe. Für die Verzinsung der Deckungsdifferenzen Energie ist
somit der WACC des Netzes und nicht der Zinssatz für die Verzinsung der Produktionsanlagen,
welcher ein höheres Risiko abdeckt, anwendbar (Weisung 2/2019 der ElCom Deckungsdifferen-
zen Netz und Energie aus den Vorjahren; Wegleitung Kostenrechnung 2024 Ziff. 5.1.1.2, abrufbar
unter www.elcom.admin.ch > Themen > EDES – ElCom Dateneinlieferungssystem > Material
Kostenrechnung).
240
Die Verfügungsadressatinnen vergleichen Deckungsdifferenzen mit noch nicht eingenommenen
Erträgen, welche charakterlich mit Forderungen resp. transitorischen Aktiva zu vergleichen seien.
Diese wiederum seien Teil des Nettoumlaufvermögens der Produktion, welches als Teil des ein-
gesetzten Kapitals der Produktionsanlagen mit dem WACC Produktion verzinst werde. Die regu-
latorische Kostenrechnung kann aus verschiedenen Gründen von der Finanzbuchhaltung abwei-
chen. So sind zum Beispiel die Buchwerte nicht massgebend zur Bestimmung der anrechenbaren
Kapitalkosten, weshalb ebenso wenig auf die Aktivierungspraxis in der Finanzbuchhaltung abge-
stellt werden darf (BGE 138 II 465 E. 4.6.2 und 6.3.2; vgl. auch die Ausführungen in der Botschaft
zum StromVG, BBl 2005 1654; SPIELMANN, a.a.O., Art. 15 StromVG, Rz. 4, Verfügung 25-00070
der ElCom vom 12. Dezember 2019, Rz. 128). Auch im Bereich der Kostenträgerrechnung Ener-
gie sowie für die dazugehörigen Deckungsdifferenzen gehen die regulatorischen Vorgaben finanz-
buchhalterischen Überlegungen vor.
241
Nur eintarifierte Deckungsdifferenzen sind Bestandteil des NUV und werden anteilig darüber ver-
zinst (Unterdeckung) oder führen zu einer Reduktion des NUV (Überdeckung) und einer entspre-
chend tieferen Verzinsung desselben (Verfügung 25-00070 der ElCom vom 12. Dezember 2019,
Rz. 162). Im Gegensatz zu den Restwerten der Produktionsanlagen, welche mit dem WACC Pro-
duktion verzinst werden, wird das NUV, sofern es separat berechnet und geltend gemacht wird,
für den gesamten Bereich der Energielieferung in der Grundversorgung berechnet und mit dem
WACC Netz verzinst (Rz. 108). Die Deckungsdifferenz Energie kann ohnehin nicht mehr in ver-
schiedene Komponenten (Gestehungskosten, Bezugsverträge, Beschaffung am Markt sowie Ver-
waltungs- und Vertriebskosten oder Gewinn) aufgeteilt werden. Die Deckungsdifferenz Energie
stellt folglich auch kein für die Produktionsanlagen eingesetztes Kapital dar. Der von den Verfü-
gungsadressatinnen gemachte Bezug zum Nettoumlaufvermögen führt damit vielmehr zum Er-
gebnis, dass die Deckungsdifferenzen Energie mit dem WACC Netz zu verzinsen sind.
242
Dies entspricht im Übrigen der langjährigen Praxis der ElCom und wird von der Branche akzep-
tiert. So war etwa in einer Verfügung der ElCom betreffend die anrechenbaren Energiekosten für
die Geschäftsjahre 2009 und 2010 einzig strittig, ob der WACC Netz t oder t+2, nicht jedoch, ob
der WACC Netz auf die Deckungsdifferenzen Energie zur Anwendung kommt (Teilverfügung 211-
00008 der ElCom vom 22. Januar 2015, Rz. 249 und 253).
6.4 Verzinsung der Korrekturbeträge
243
Im Rahmen der Berücksichtigung der Deckungsdifferenzen aus den Vorjahren werden Differen-
zen zwischen den anrechenbaren Kosten und den realisierten Erlösen einer Kalkulationsperiode
ausgeglichen. Dabei werden u.a. auch Differenzen berücksichtigt, die im Rahmen einer Prüfung
durch die ElCom festgestellt werden (Weisung 2/2019 «Deckungsdifferenzen Netz und Energie
aus den Vorjahren» vom 5. März 2019, Ziff. 2).
244
Die Endverbraucher sind so zu stellen, wie wenn sie im Jahr 2017 die korrekten Tarife bezahlt
hätten. Entsprechend ist der im Rahmen des vorliegenden Verfahrens berechnete Korrekturbetrag
ab dem Jahr 2017 zu verzinsen. Gemäss der Weisung der ElCom 2/2019 vom 5. März 2019 ist
das massgebliche Referenzjahr für den anwendbaren WACC nicht das Tarifjahr, in dem die



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Deckungsdifferenz entstanden ist (t), sondern jenes Jahr, in dem die Deckungsdifferenz frühes-
tens in die Tarife eingerechnet werden kann (t+2). Diese Verzinsungsmethodik wurde vom Bun-
desgericht bestätigt (Urteil des Bundesgerichts 2C_1076/2014 vom 4. Juni 2015 E. 4; Verfügung
25-00070 der ElCom vom 12. Dezember 2019, Rz. 193 ff.). Der Korrekturbetrag ist bis Ende des-
jenigen Geschäftsjahres zu verzinsen, welches der frühestmöglichen Berücksichtigung des Kor-
rekturbetrages in der Kostenrechnung vorangeht (vgl. dazu Rz. 248 f.). Für die Bestimmung des
anwendbaren Zinssatzes ab 2024 ist Artikel 4d i.V.m. Artikel 31m StromVV zu berücksichtigen.
Die Differenz ist entsprechend der Systematik gemäss Tabelle 11 ff. jeweils bezogen auf volle
Jahre zu verzinsen (keine unterjährige Verzinsung; Verfügung 25-00070 der ElCom vom 12. De-
zember 2019, Rz. 242).
245
Für die Verfügungsadressatin 1 ergibt sich im Jahr 2017 ein Korrekturbetrag von […] Franken.
Dieser Betrag ist mindestens bis Ende 2022 zu verzinsen. Die weitere Verzinsung ist abhängig
vom Zeitpunkt des Eintritts der Rechtskraft der vorliegenden Verfügung (vgl. Rz. 248 f.). Bis Ende
2022 ergibt sich somit eine zugunsten der Endverbraucher tarifsenkend einzutarifierende Über-
deckung von […] Franken. Der darin enthaltene Zins beläuft sich auf […] Franken (vgl. Tabelle
11).

Tabelle 11 Verzinsung des Korrekturbetrags, BKW
246
Für onyx ergibt sich im Jahr 2017 ein Korrekturbetrag von […] Franken. Dieser Betrag ist mindes-
tens bis Ende 2022 zu verzinsen. Die weitere Verzinsung ist abhängig vom Zeitpunkt des Eintritts
der Rechtskraft der vorliegenden Verfügung (Rz. 248 f.). Bis Ende 2022 ergibt sich somit eine
zugunsten der Endverbraucher tarifsenkend einzutarifierende Überdeckung von […] Franken. Der
darin enthaltene Zins beläuft sich auf […] Franken (vgl. Tabelle 12).

Tabelle 12 Verzinsung des Korrekturbetrags, onyx
247
Für die Verfügungsadressatin 2 ergeben sich im Jahr 2017 nicht anrechenbare Kosten von
[…] Franken. Dieser Betrag ist mindestens bis Ende 2022 zu verzinsen. Die weitere Verzinsung
ist abhängig vom Zeitpunkt des Eintritts der Rechtskraft der vorliegenden Verfügung (Rz. 248 f.).
BKW
Saldovortrag
Korrekturbetrag
Gesamtsaldo
anwendbarer
Zinssatz
kalkulatorische
Zinsen
Gesamtsaldo
inkl. Zinsen
(t)
[CHF]
[CHF]
[CHF]
(t+2)
[CHF]
[CHF]
2017
3.83%
2018
3.83%
2019
3.83%
2020
3.83%
2021
3.83%
2022
4.13%
2023
onyx
Saldovortrag
Korrekturbetrag
Gesamtsaldo
anwendbarer
Zinssatz
kalkulatorische
Zinsen
Gesamtsaldo
inkl. Zinsen
(t)
[CHF]
[CHF]
[CHF]
(t+2)
[CHF]
[CHF]
2017
3.83%
2018
3.83%
2019
3.83%
2020
3.83%
2021
3.83%
2022
4.13%
2023



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Bis Ende 2022 ergibt sich somit eine zugunsten der Endverbraucher tarifsenkend einzutarifie-
rende Überdeckung von […] Franken. Der darin enthaltene Zins beläuft sich auf […] Franken
(vgl. Tabelle 13).

Tabelle 13 Verzinsung des Korrekturbetrags, La Goule
6.5 Berücksichtigung des Korrekturbetrags in der Kostenrechnung
248
Die Betrachtung der Deckungsdifferenzen erfolgt jeweils auf ganze Tarifjahre. Die Weisung
2/2019 der ElCom über Deckungsdifferenzen aus den Vorjahren sieht vor, dass die Berechnung
der Deckungsdifferenzen für jedes Geschäftsjahr durchzuführen ist. Die Berücksichtigung des zu
saldierenden Betrags eines Geschäftsjahres bzw. ab dem Geschäftsjahr 2024 die Deckungsdiffe-
renzen des jeweiligen Geschäftsjahres (Art. 4d Abs. 1 i.V.m. Art. 31m StromVV) erfolgt jeweils im
Rahmen der Kostenkalkulation für das übernächste Geschäftsjahr.
249
Der Korrekturbetrag ist spätestens nach Rechtskraft der vorliegenden Verfügung als «von der
ElCom bzw. höheren Instanzen verfügte Anpassung» in der frühestmöglichen Kostenrechnung zu
deklarieren (Wegleitung Kostenrechnung 2024, Ziff. 3.2.22, abrufbar unter www.elcom.admin.ch
> Themen > Strompreise > EDES – ElCom Dateneinlieferungssystem > Material Kostenrech-
nung). Tritt die Rechtskraft vor dem 31. August ein, ist der Korrekturbetrag in die Deckungsdiffe-
renz des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres zu integrieren. Tritt die Rechtskraft nach dem
31. August ein, ist der Korrekturbetrag in der Deckungsdifferenz des laufenden Geschäftsjahres
zur berücksichtigen. Wird der Korrekturbetrag bereits im Deckungsdifferenzsaldo 2023 berück-
sichtigt, kommt die bisherige Praxis der ElCom zur Anwendung. Fliesst der Korrekturbetrag in eine
Deckungsdifferenz ab 2024 ein, ist gemäss Artikel 31m StromVV Artikel 4d StromVV zu berück-
sichtigen.
250
Die onyx Energie Netze AG wurde per Anfang 2022 mit der Verfügungsadressatin 1 fusioniert und
existiert nicht mehr. Aufgrund der Fusion mit der Verfügungsadressatin 1 gingen während des
Verfahrens sämtliche Rechte und Pflichten auf die Verfügungsadressatin 1 über (Rz. 30 ff.). Der
Korrekturbetrag inklusive Verzinsung der onyx Energie Netz AG ist daher nach Rechtskraft der
vorliegenden Verfügung gemäss vorstehenden Ausführungen in die Deckungsdifferenz der Ver-
fügungsadressatin 1 zu integrieren.
6.6 Nicht Gegenstand des vorliegenden Verfahrens: Abbau deklarierter De-
ckungsdifferenzen
251
Die ElCom hat am 22. November 2022 gegenüber der Verfügungsadressatinnen ein Verfahren
betreffend Status Unterdeckungen eröffnet (211-00457). Gegenstand des Verfahrens ist der kor-
rekte Abbau der Deckungsdifferenzen der Verfügungsadressatinnen (inkl. onyx) in den Geschäfts-
jahren 2017 bis 2021 (Kostenrechnungen Tarife 2019 bis 2023) sowie die korrekte Ausweisung
der Deckungsdifferenzen je Netzbetreiber gemäss den Vorgaben der Stromversorgungsgesetz-
gebung sowie der Weisung 2/2019 der EICom. Nicht Gegenstand des Verfahrens 211-00457 ist
die Überprüfung der Höhe der geltend gemachten anrechenbaren Energiekosten.
La Goule
Saldovortrag
Korrekturbetrag
Gesamtsaldo
anwendbarer
Zinssatz
kalkulatorische
Zinsen
Gesamtsaldo
inkl. Zinsen
(t)
[CHF]
[CHF]
[CHF]
(t+2)
[CHF]
[CHF]
2017
3.83%
2018
3.83%
2019
3.83%
2020
3.83%
2021
3.83%
2022
4.13%
2023



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252
In der Stellungnahme zum Prüfbericht machen die Verfügungsadressatinnen geltend, es gebe
keine gesetzliche Grundlage, welche vorgibt, dass Deckungsdifferenzen innerhalb von drei Jahren
abgebaut werden müssten (act. 49 Rz. 127 f.).
253
Der korrekte Abbau der von den Verfügungsadressatinnen in den Kostenrechnungen deklarierten
Deckungsdifferenzen ist nicht Gegenstand des vorliegenden Verfahrens. Festgelegt wird einzig
die Differenz zwischen der gemäss Stromversorgungsgesetzgebung anrechenbaren Energiekos-
ten in der Grundversorgung und der von den Verfügungsadressatinnen und onyx jeweils für das
Geschäftsjahr 2017 in den Kostenrechnungen 2019 deklarierten anrechenbaren Energiekosten in
der Grundversorgung (Ist-Kosten; vgl. Rz. 231 ff.). Die Frage des korrekten Abbaus von Unterde-
ckungen wird im Verfahren 211-00457 geprüft.
7
Preisüberwachung
254
Die ElCom hat der Preisüberwachung den Prüfbericht gestützt auf Artikel 15 des Preisüberwa-
chungsgesetzes vom 20. Dezember 1985 (PüG; SR 942.20) sowie Artikel 3 des Geschäftsregle-
ments der Elektrizitätskommission vom 12 September 2007 (SR 734.74) zur Stellungnahme un-
terbreitet (act. 44). Die Preisüberwachung kann sich nicht nur zu Preiserhöhungen sondern eben-
falls zu missbräuchlich hohen Preisen (Art. 15 Abs. 2bis PüG) äussern.
255
Mit Schreiben vom 10. August 2021 teilte der der Preisüberwacher mit, dass er zum Prüfungser-
gebnis keine Bemerkungen habe. Er teile die Auffassung des Fachsekretariats der ElCom, dass
ein unternehmensspezifischer Zuschlag (size premium) auf dem Kapitalkostensatz vorliegend
nicht zur Anwendung kommen darf und verweist hierzu auf seine eigene Beurteilungspraxis. Er
verzichte jedoch auf die Einreichung einer formellen Stellungnahme.
8
Gebühren
256
Die ElCom erhebt für Verfügungen im Bereich der Stromversorgung Gebühren (Art. 21 Abs. 5
StromVG, Artikel 13a der Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich
vom 22. November 2006 [GebV-En; SR 730.05]). Die Gebühren werden nach Zeitaufwand be-
rechnet und betragen je nach Funktionsstufe des ausführenden Personals 75 bis 250 Franken pro
Stunde (Art. 3 GebV-En).
257
Für die vorliegende Verfügung werden folgende Gebühren in Rechnung gestellt: 28 anrechenbare
Stunden zu einem Gebührenansatz von 250 Franken pro Stunde (ausmachend 7’000 Franken),
22 anrechenbare Stunden zu einem Gebührenansatz von 230 Franken pro Stunde (ausmachend
5’060 Franken) und 979 anrechenbare Stunden zu einem Gebührenansatz von 200 Franken pro
Stunde (ausmachend 195’800 Franken). Gesamthaft ergibt sich damit eine Gebühr von
207’860 Franken.
258
Die Gebühr hat zu bezahlen, wer eine Verfügung veranlasst (Art. 1 Abs. 3 GebV-En i.V.m. Art. 2
Abs. 1
der
Allgemeinen
Gebührenverordnung
vom
8. September
2004
[AllgGebV;
SR 172.041.1]). Die Verfügungsadressatinnen haben diese Verfügung durch die Geltendma-
chung nicht anrechenbarer Energiekosten verursacht.
259
Nach Artikel 2 Absatz 2 der Allgemeinen Gebührenverordnung vom 8. September 2004 (Allg-
GebV; SR 172.041.1) in Verbindung mit Artikel 1 Absatz 3 GebV-En haften mehrere Verursacher
einer Verfügung solidarisch. Zur genauen Kostenaufteilung unter den Parteien in einem Mehrpar-
teienverfahren äussern sich die verfahrensrechtlichen Bestimmungen nicht. Für die Aufteilung der
Kosten unter den Verfügungsadressatinnen sind daher allgemeine verwaltungsrechtliche Grund-
sätze anzuwenden. Nach dem Verursacherprinzip sind die Kostenanteile bei mehreren Verursa-
chern aufgrund der verursachenden Handlungsbeiträge der Verantwortlichen zu bestimmen



56/59
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(TSCHANNEN/ MÜLLER/KERN, a.a.O., Rz. 1580). Unter dem Gesichtspunkt des Rechtsgleichheits-
gebots und des Willkürverbots muss sich die Kostenaufteilung zudem auf ein sachgerechtes Kri-
terium stützen. Ein solches sachgerechtes Kriterium für die Gebührenverteilung findet sich im
Mass der vorgenommenen Korrekturen und damit gewissermassen im Fehlverhalten der Parteien.
Eine so vorgenommene Korrektur nimmt auch Bezug auf die Handlungsbeiträge der einzelnen
Parteien (Verfügung 952-11-018 der ElCom vom 12. März 2012, Rz. 298).
260
Die Gebühren werden den Verfügungsadressatinnen daher im Verhältnis des Korrekturbetrags
(inkl. Verzinsung bis 2022) unter solidarischer Haftung auferlegt. Der Korrekturbetrag von onyx in
der Höhe von […] Franken wird der Verfügungsadressatin 1 zugerechnet (vgl. Rz. 250 f.). Die der
Verfügungsadressatin 1 zugerechneten Korrekturbeträge (inkl. Zins) betragen somit insgesamt
[…] Franken. Der Korrekturbetrag (inkl. Zins) der Verfügungsadressatin 2 beträgt […] Franken und
damit rund 3 Prozent der insgesamt an Endverbraucher zurückzuerstattenden Deckungsdifferen-
zen. Der Verfügungsadressatin 1 werden somit 97 Prozent der Gebühren, mithin 201’624 Franken
und der Verfügungsadressatin 2 drei Prozent der Gebühren mithin 6’236 Franken auferlegt.



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III Entscheid
Gestützt auf diesen Erwägungen wird verfügt:
1.
Der Antrag auf Vereinigung des Verfahrens 211-00457 mit dem vorliegenden Verfahren wird be-
zogen auf das Geschäftsjahr 2017 abgewiesen.
2.
Die anrechenbaren Energiekosten für Endverbraucher in der Grundversorgung der BKW Energie
AG betragen für das Geschäftsjahr 2017 […] Franken.
3.
Die anrechenbaren Energiekosten für Endverbraucher in der Grundversorgung der onyx Energie
Netze AG betragen für das Geschäftsjahr 2017 […] Franken.
4.
Die anrechenbaren Energiekosten für Endverbraucher in der Grundversorgung der Société des
Forces Electriques de la Goule SA betragen für das Geschäftsjahr 2017 […] Franken.
5.
Der Korrekturbetrag für das Geschäftsjahr 2017 basierend auf den Ist-Werten 2017 zulasten der
BKW Energie AG beträgt […] Franken (Überdeckung).
6.
Der Korrekturbetrag für das Geschäftsjahr 2017 basierend auf den Ist-Werten 2017 zulasten der
onyx Energie Netze AG beträgt […] Franken (Überdeckung).
7.
Der Korrekturbetrag für das Geschäftsjahr 2017 basierend auf den Ist-Werten 2017 zulasten der
Société des Forces Electriques de la Goule SA beträgt […] Franken (Überdeckung).
8.
Die Verzinsung auf dem Korrekturbetrag der BKW Energie AG gemäss Dispositivziffer 5 beträgt
bis zum 31. Dezember 2022 […] Franken. Der durch die BKW Energie AG in der Kostenrechnung
zu berücksichtigende Korrekturbetrag inklusive Zinsen beträgt per 31. Dezember 2022 somit
[…] Franken. Die Verzinsung für allfällige Folgejahre ist analog Tabelle 11 jeweils bezogen auf
volle Jahre (keine unterjährige Verzinsung) bis Ende desjenigen Geschäftsjahres weiterzuführen,
welches der frühestmöglichen Berücksichtigung des Korrekturbetrages in der Kostenrechnung vo-
rangeht. Für die Verzinsung ab dem Geschäftsjahr 2024 ist Artikel 4d i.V.m. Artikel 31m StromVV
zu berücksichtigen.
9.
Die Verzinsung auf dem Korrekturbetrag der onyx Energie Netze AG gemäss Dispositivziffer 6
beträgt bis zum 31. Dezember 2022 […] Franken. Der Korrekturbetrag inklusive Zinsen der onyx
Energie Netze AG beträgt per 31. Dezember 2022 somit […] Franken. Die Verzinsung für allfällige
Folgejahre ist analog Tabelle 12 jeweils bezogen auf volle Jahre (keine unterjährige Verzinsung)
bis Ende desjenigen Geschäftsjahres weiterzuführen, welches der frühestmöglichen Berücksich-
tigung des Korrekturbetrages in der Kostenrechnung vorangeht. Für die Verzinsung ab dem Ge-
schäftsjahr 2024 ist Artikel 4d i.V.m. Artikel 31m StromVV zu berücksichtigen.
10.
Die Verzinsung auf dem Korrekturbetrag der Forces Electriques de la Goule SA gemäss Disposi-
tivziffer 7 beträgt bis zum 31. Dezember 2022 […] Franken. Der durch die Société des Forces
Electriques de la Goule SA in der Kostenrechnung zu berücksichtigende Korrekturbetrag inklusive
Zinsen beträgt per 31. Dezember 2022 somit […] Franken. Die Verzinsung für allfällige Folgejahre
ist analog Tabelle 13 jeweils bezogen auf volle Jahre (keine unterjährige Verzinsung) bis Ende
desjenigen Geschäftsjahres weiterzuführen, welches der frühestmöglichen Berücksichtigung des
Korrekturbetrages in der Kostenrechnung vorangeht. Für die Verzinsung ab dem Geschäftsjahr
2024 ist Artikel 4d i.V.m. Artikel 31m StromVV zu berücksichtigen.



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11.
Die Korrekturbeträge inkl. Verzinsung gemäss Dispositivziffern 8 und 9 sind spätestens nach
Rechtskraft der vorliegenden Verfügung in die nächstmögliche Deckungsdifferenz der BKW Ener-
gie AG einzurechnen.
12.
Der Korrekturbetrag inkl. Verzinsung gemäss Dispositivziffer 10 ist spätestens nach Rechtskraft
der vorliegenden Verfügung in die nächstmögliche Deckungsdifferenz der Société des Forces
Electriques de la Goule SA einzurechnen.
13.
Die Gebühr für diese Verfügung beträgt 207’860 Franken. Der BKW Energie AG werden
201’624 Franken, der Société des Forces Electriques de la Goule SA werden 6’236 Franken auf-
erlegt. Die Rechnung wird nach Rechtskraft der vorliegenden Verfügung zugestellt.
14.
Die Verfügung wird den Verfügungsadressatinnen mit eingeschriebenem Brief eröffnet.
Bern, 7. November 2023
Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom


Werner Luginbühl
Präsident
Michael Bhend
Stv. Geschäftsführer
Versand:

Zu eröffnen mit eingeschriebenem Brief:
 BKW Energie AG, Viktoriaplatz 2, 3013 Bern
 Société des Forces Electriques de la Goule SA, Rte de Tramelan 16, 2610 St-lmier
beide vertreten durch Borer Rechtsanwälte AG, Dr. iur. Jürg Borer, Olgastrasse 6, 8001 Zürich



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IV Rechtsmittelbelehrung
Gegen diese Verfügung kann innert 30 Tagen seit Zustellung Beschwerde erhoben werden. Die Be-
schwerde ist beim Bundesverwaltungsgericht, Postfach, 9023 St. Gallen, einzureichen (Art. 50 VwVG,
Art. 23 StromVG). Die Frist steht still:
a)
vom 7. Tag vor Ostern bis und mit dem 7. Tag nach Ostern;
b)
vom 15. Juli bis und mit dem 15. August;
c)
vom 18. Dezember bis und mit dem 2. Januar (Art. 22a VwVG).
Die Beschwerde hat die Begehren, deren Begründung mit Angabe der Beweismittel und die Unterschrift
des Beschwerdeführers oder seines Vertreters zu enthalten. Die angefochtene Verfügung und die als
Beweismittel angerufenen Urkunden sind beizulegen, soweit der Beschwerdeführer sie in Händen hat
(Art. 52 Abs. 1 VwVG).