Anrechenbare Kosten (Art. 13)

In Artikel 13 werden die anrechenbaren Kosten präzisiert und deren methodische Herleitung auf-gezeigt. Gemäss Absatz 1 gelten die Betriebs- und Kapitalkosten eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzes als anrechenbar. Im Vergleich zum EMG, wo der Akzent insbesondere auf die Effizienz des Netzbetriebs gelegt wurde, wird damit im StromVG neben dem Effizienzkriterium die langfristige Sicherheit und Leistungsfähigkeit stärker betont.

Neben den Betriebs- und Kapitalkosten sind die Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen anre-chenbar. Generell gilt im Hinblick auf das Erfordernis der Transparenz, dass Abgaben und Leistun-gen für Gemeinwesen in der Rechnungsstellung gesondert auszuweisen sind (Art. 19).

Absatz 1 Satz 2 weist darauf hin, dass die anrechenbaren Kosten einen angemessenen Gewinn beinhalten. Ausgehend vom Kostendeckungsprinzip ist die Angemessenheit in Zusammenhang mit der Effizienz eines sicheren Netzbetriebes zu sehen. Die Kalkulation der Netznutzungsentgelte soll

so erfolgen, dass Netznutzungsentgelte mit den zu deckenden Netzkosten einschliesslich einer an-gemessenen Verzinsung des Eigenkapitals übereinstimmen. Wird zum Ende einer Kalkulationsperi-ode festgestellt, dass die Summe der Netznutzungsentgelte über den anrechenbaren Kosten liegt, ist der entsprechende Differenzbetrag in der nachfolgenden Kalkulationsperiode kostenmindernd anzusetzen.

Absatz 2 grenzt die anrechenbaren Betriebskosten auf die mit dem Betrieb der Netze direkt zu-sammenhängenden Leistungen ein und führt die wesentlichen Tatbestände (Systemdienstleistun-gen, Unterhalt) auf.

Absatz 3 beschränkt als Grundsatznorm die anrechenbaren Kapitalkosten auf die kalkulatorischen Abschreibungen einerseits und die kalkulatorischen Zinsen andererseits. Die Einzelheiten zur Ermitt-lung der kalkulatorischen Abschreibung werden in Absatz 4 aufgeführt, die Details der kalkulatori-schen Zinsen sind in Absatz 5 festgelegt.

In Absatz 4 wird hinsichtlich der Abschreibungsbasis das Anschaffungswertprinzip festgelegt. Eine Regulierung auf Basis des Anschaffungswertprinzips ist an der Rechtmässigkeit und Übereinstim-mung mit den Anforderungen aus dem Obligationen- bzw. Aktienrecht ausgerichtet. Da ihre Massnahmen gegebenenfalls einer gerichtlichen Überprüfung standhalten müssen, hat die Nach-prüfbarkeit der Netzentgeltkalkulation auf Basis von nachprüfbaren Kostennachweisen, d.h. über eine Kostenrechnung, eine besondere Bedeutung.

Kalkulatorische Abschreibungen sind jährlich linear auf Grundlage der jeweiligen betriebsgewöhnli-chen Nutzungsdauern des jeweiligen Anlageguts vorzunehmen. Hinsichtlich Vergleichbarkeit und Transparenz wurde bereits zur Vorbereitung der EMV die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer pro Anlagegut mit einer zulässigen Schwankungsbreite von fünf Jahren festgelegt. Eine Abschreibung unter Null ist nicht zulässig. Die Restwerte nach Ablauf des ursprünglich angesetzten Abschrei-bungszeitraums betragen Null. Bei Verlängerung der ursprünglichen Abschreibungsdauer während der Nutzung ist sicherzustellen, dass keine Erhöhung der Kalkulationsbasis erfolgt.

Kalkulatorische Abschreibungen sind von den nach steuerlichen und finanziellen Aspekten ermittel-ten Abschreibungen der Finanzbuchhaltung zu unterscheiden (deswegen "kalkulatorische" Ab-schreibungen). Sonderabschreibungen, welche aus steuerlichen oder finanziellen Gründen vorge-nommen wurden und zur Bildung von stillen Rücklagen führten, sind von daher in der Kostenrech-nung bzw. Betriebsbuchhaltung zu korrigieren. Daraus folgt, dass sich auch Unterschiede zwischen dem finanzbuchhalterischen Buchwert und dem auf Basis der Kostenrechnung ermittelten Anlage-wert ergeben können.

Massgeblich für die jährliche Verzinsung auf Basis der betriebsnotwendigen Vermögenswerte ge-mäss Absatz 5 Buchstabe a ist demnach das auf der Kostenrechnung aufbauende Anlagevermö-gen. Liegen mangels vollständiger Anlagenbuchhaltung entsprechende Kostennachweise nicht vor, was insbesondere bei Elektrizitätswerken der Fall ist, welche in den öffentlichen Haushalt einge-bunden sind, so ist dieses Anlagevermögen im Nachhinein auf Basis des ursprünglichen Anschaf-fungswertes zu ermitteln.

Nach Absatz 5 Buchstaben a und b werden die zulässigen betriebsnotwendigen Vermögenswerte nach Abzug des unverzinslichen Kapitals verzinst. Zum Abzugskapital zählen insbesondere Rückstel-lungen, Beiträge für die Kosten der Erschliessung und des Netzanschlusses und sonstige langfristige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Netzbetreiber zinslos zur Verfügung stehen.

In Absatz 5 Buchstabe b wird hinsichtlich der Verzinsung nach Eigen- und Fremdkapital wie auch im EMG von einer normierten (Ziel-)Kapitalstruktur ausgegangen (30 % Eigenkapital, 70 % Fremd-kapital). Diese Kapitalstruktur orientiert sich ausgehend von den geringen Risiken des Netzbetriebs als Monopolbereich an einer möglichst kostengünstigen Finanzierung.

Grundlage für die Ermittlung des Eigenkapital– und Fremdkapitalzinssatzes ist in beiden Fällen die durchschnittliche Rendite langfristiger Bundesobligationen im Sinne eines risikolosen Basiszinssat-zes. Nach üblicher Praxis anderer Regulierungsbehörden ist dabei von einer Frist von 10 Jahren aus-zugehen. Die Eigenkapitalverzinsung hat die Aufgabe, die Rentabilität des Kapitaleinsatzes im Ver-gleich zu anderen Investitionsmöglichkeiten Ver-gleicher Risikostufe sicherzustellen und ist von daher auf die Zukunft ausgerichtet. Um jährliche Schwankungen zu glätten ist es sinnvoll, den Durch-schnitt von einigen Jahren (z.B. 5 Jahre) anzusetzen.

Zur Ermittlung der Risikoprämie ist bei der Eigenkapitalverzinsung grundsätzlich auf das innerhalb der Kapitalmarkttheorie entwickelte CAP-Modell (Capital Asset Pricing Modell) abzustellen. Trotz mancher Schwächen dieses modelltheoretischen Ansatzes kann auf dieser Basis im Gegensatz zu einer rein subjektiven Risikobemessung am ehesten die Transparenz und Nachvollziehbarkeit bei der Prämienermittlung sichergestellt werden, insofern die Risiken branchentypisch sind.

Beim Fremdkapitalzins ist ebenfalls ein angemessener Zuschlag für die Kosten des Kreditrisikos ein-zubeziehen. Hinsichtlich der anrechenbaren Fremdkapitalkosten ist von einem effizienten Kredit-management auszugehen.

Bei der Ermittlung der Risikoprämie für die Eigenkapitalverzinsung sowie der Kosten für das Fremd-kapitalrisiko ist bei integrierten Elektrizitätsversorgungsunternehmen zu berücksichtigen, dass die Risikoprämie allein auf die Risiken der Verteilungs- und Übertragungsnetze abzustellen ist. Deren Risiken sind erheblich niedriger einzustufen als die Risiken im Zusammenhang mit dem Elektrizitäts-handel und der Elektrizitätsproduktion.

Im so genannten Substanzerhaltungskonzept, welches auf eine kontinuierliche Neubewertung des Anlagevermögens im Sinne eines Wiederbeschaffungswertes abstellt, um die Preisänderungen der Einsatzgüter widerzuspiegeln, liegt der Akzent auf der Sicherstellung der Anlagensubstanz. Im vor-liegenden Gesetz liegt der Schwerpunkt demgegenüber darauf, die Geldentwertung auszugleichen, um den Erhalt der Kaufkraft des Eigenkapitals der Investoren bzw. Aktionäre sicherzustellen (Real-kapitalerhaltungskonzept). Das in Absatz 5 Buchstabe b festgeschriebene Konzept wird angesichts der Schwächen des Substanzerhaltungskonzeptes, insbesondere des grossen Bewertungsspielraums bei der Neubewertung des Anlagevermögens, auch von der Europäischen Kommission empfohlen.

Beide Ansätze, das Realkapitalerhaltungskonzept wie auch das (Netto-) Substanzerhaltungskon-zept, können grundsätzlich die langfristige wirtschaftliche Versorgungssicherheit des Netzbetriebs in dem Sinne sicherstellen, dass die notwendigen Mittel zur Finanzierung einer teureren Ersatzanla-ge aus der Innenfinanzierung (hinsichtlich EiErsatzanla-genkapitalanteil) unter Beibehaltung der Kapitalstruktur erwirtschaftet werden.

Investitionstheoretisch führen beide Methoden bei konsistenter Berechnung zu denselben Ergebnis-sen, insofern die allgemeine Geldentwertung identisch ist mit der anlagen-spezifischen Inflation.

Mögliche Unterschiede in der Preisentwicklung sind in der marktgerechten Risikoprämie enthalten.

Damit die aus Abschreibungen und Zinsen erwirtschafteten Mittel auch tatsächlich in der Zukunft zur Finanzierung von (gegebenenfalls verteuerten) Ersatzanlagen zur Verfügung stehen, ist es

not-wendig Substanzerhaltungsreserven zu bilden. Zum Nachweis der anlagenspezifischen Preisent-wicklung sowie der Angemessenheit der Substanzerhaltungsreserven ist von den Elektrizitätsver-sorgungsunternehmen eine nachvollziehbare Nebenrechnung bezogen auf das regulatorische An-lagevermögen vorzunehmen. Dabei sind gemäss Artikel 669 OR in der Vergangenheit für Wieder-beschaffungszwecke bereits gebildete zusätzliche Abschreibungen, Wertberichtigungen und Rück-stellungen bzw. bereits gebildete Wiederbeschaffungsreserven zu berücksichtigen. Die Einzelheiten, welche zur Sicherstellung der Transparenz im Hinblick auf eine unternehmensübergreifende Stan-dardisierung notwendig sind, sind gemäss Absatz 7 durch den Bundesrat festzulegen.