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

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 -entgelte im Streitfall oder von Amtes wegen (Art. 22 Abs. 2 Bst. a und b StromVG). Die Stromversorgungsgesetzgebung (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 gegen 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 Verwaltungsverfahrensgesetz 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 Zeitpunkt gehen demnach alle Aktiven und Passiven der übertragenden Gesellschaft von Gesetzes wegen auf die übernehmende Gesellschaft über (Verfügung 211-00008 der ElCom vom 22. Januar 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 weiterzuführen. Frühere Verfahrensschritte müssen nicht mehr wiederholt werden (MARANTELLI-SONANINI

VERA / HUBER SAID, a.a.O., Rz. 48 und 52 zu Art. 6; Verfügung 211-00008 der ElCom vom 22. Januar 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 Verfahrens sämtliche Rechte und Pflichten auf die Verfügungsadressatin 1 über. Die Verfügungsadressatin 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 Unternehmen 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 relevanten 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 Netzgebieten Kunden in der Grundversorgung. Die Verfügungsadressatin 1 ist seit dem 1. Januar 2022 zudem 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 Argumente 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 Energielieferung an Endverbraucher in Grundversorgung in den Jahren 2013 bis 2018 der beiden Verfügungsadressatinnen sowie der onyx Energie Netze AG, welcher damals die Verteilnetzbetreiberinnenrolle 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 Durchschnittspreismethode 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

– Umsetzung der Durchschnittspreismethode o Zuweisung der Gestehungskosten zur Grundversorgung o Berücksichtigung der am Markt beschafften Energie bei der Berechnung des Durchschnittspreises 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 Verfügungsadressatinnen und onyx, dass diese in einem ersten Schritt Unterlagen zur Berechnung der Energiekosten 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 Verfügungsadressatinnen 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 Berechnungsmethode im Einzelnen und die daraus resultierenden Werte würden auch bei einer zukünftigen 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 machen (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 Behandlung 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, hinsichtlich der Überprüfung der Tarifjahre 2017 und 2018 mit dem Verfahren 211-00300 zu vereinigen.»

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 werden, sobald das ältere Verfahren 211-00300 rechtskräftig entschieden wurde, insofern die festgestellten anrechenbaren Energiekosten direkt die Höhe der Deckungsdifferenzen betreffend ein bestimmtes Geschäftsjahr sowie die nachfolgenden Tarifjahre beeinflussen (act. 62).

44 Eine Verfahrensvereinigung ist ein prozessualer Vorgang, bei welchem, insbesondere aus prozessökonomischen 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 entsprechend 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 Unterdeckungen 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 Deckungsdifferenzen 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 vorliegenden 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 Abbau von Deckungsdifferenzen neue Rechtsfragen. Die ElCom erachtet eine Ausweitung des Verfahrensgegenstandes im vorliegenden Verfahren auf die Frage des korrekten Abbaus von Deckungsdifferenzen daher nicht als verfahrensökonomisch. Der Antrag auf Vereinigung des Verfahrens 211-00457 mit dem vorliegenden Verfahren wird bezogen auf das Geschäftsjahr 2017 abgewiesen.

5 Anrechenbare Kosten für die Energielieferung an Endverbraucher 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 verpflichtet 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 "Versorgungssicherheit" zwischen der "Gewährleistung der Grundversorgung" (1. Abschnitt) sowie der "Sicherstellung der Versorgung" (2. Abschnitt). Mit den Begriffen "Grundversorgung" und "Versorgungssicherheit" werden verschiedene Aspekte einer sicheren Elektrizitätsversorgung aufgegriffen (vgl. ROLF H. WEBER/BRIGITTA KRATZ, Stromversorgungsrecht, Bern 2009, § 2 N. 8 f.).

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 Versorgungssicherheit 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 Preisen erhältlich ist (BFE, Entwurf Bundesgesetz über die Stromversorgung [StromVG] und Revision Elektrizitätsgesetz [EleG], 2004, S. 24). Unter "Grundversorgung" wird zum einen die Anschlussgarantie (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 Tarife. 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 Quersubventionierung zu verhindern. Damit soll es für die Netzbetreiber im Bedarfsfall möglich sein nachzuweisen, 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 bisherigen 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 vordergründig 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 kostenorientiertes Modell entschieden. Im Wesentlichen wird damit bezweckt, überhöhte Energietarife zu verhindern. 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 respektive 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 schrittweise 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 Aeschbacher 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 Energiebeschaffungskosten 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 Verteilnetzbetreibers erzielt werden können, denn auch an die kleinen Endverbraucher weitergegeben werden (Verfügung der 211-00033 vom 20.08.2020, Rz. 126 ff.).

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 Energielieferung an "Endverbraucher mit Grundversorgung" an den Gestehungskosten einer effizienten 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 aktuellen 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, Änderung 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 Begriff 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 Bemessungsgrundlagen sowie die Berechnungsmethoden der Elektrizitätstarife zu veröffentlichen. Eine Veränderung der Tarife galt es zu begründen (Art. 5 Abs. 2 Entwurf StromVV). Aus der Begründung musste zudem hervorgehen, welche Kostenveränderungen zu einer Erhöhung oder Senkung der Energietarife führten. Diese Pflicht entspricht der gegenwärtigen Bestimmung in Artikel 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 dürfen bei den Gestehungskosten nicht berücksichtigt werden. Zu Artikel 4 Absatz 2 StromVV wurde angeführt, dass die Endverbraucher beispielsweise wissen sollen, welche Kosten des Beschaffungsportfolios 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 Endverbrauchern ebenfalls kommuniziert werden muss. Mit dieser Bestimmung sollen insbesondere die Lieferkonditionen der schweizerischen Produzenten und ihr Beitrag zum «Service Public» transparent gemacht werden (BFE, Stromversorgungsverordnung – Erläuternder Bericht zum Vernehmlassungsentwurf 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 Grundversorgung und einer ansprechenden Vergütung des Verteilnetzbetreibers sei es somit bis zum zweiten Marktöffnungsschritt angezeigt, dass sich der Tarifanteil für die Energielieferung mit Grundversorgung alleine an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion (unter Anwendung einer geeigneten Vollkostenbetrachtung) und an den langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers 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).

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 Gemeinwesen. Der Tarifanteil Energie orientiert sich einerseits an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion (Eigenproduktion und Beteiligungen) und andererseits an langfristigen Bezugsverträgen. In Artikel 4 Absatz 1 StromVV nicht explizit erwähnt sind die kurzfristigen Bezugsverträge respektive die Beschaffung am Markt sowie die Verwaltungs- und Vertriebskosten. Der Wortlaut schliesst aber nicht aus, dass neben den wörtlich erwähnten Kostenpositionen auch weitere hinzukommen können. So wird an die Gestehungskosten einer «effizienten» Produktion (unter Anwendung einer geeigneten Vollkostenbetrachtung) angeknüpft. Berücksichtigung finden sollen 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, andererseits 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 verschiedene Dienstleistungen, welche bei ihm Kosten verursachen (so etwa Rechnungsstellung, Kundenbetreuung). Würden Verwaltungs- und Vertriebskosten keine anrechenbaren Energiekosten darstellen, könnte ein Verteilnetzbetreiber diese Kosten nicht in Rechnung stellen. Eine Finanzierung 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 Verordnungsstufe. 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 Weisung 2/2018 vom 10. April 2018/14. Mai 2019 (beide abrufbar unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Weisungen) eine Konkretisierung des Begriffes der Gestehungskosten vorgenommen.

64 Zu den anrechenbaren Gestehungskosten gehören u.a. die Betriebs- und Kapitalkosten einer leistungsfähigen und effizienten Produktion sowie die Abgaben und Leistungen an die Gemeinwesen. Als Betriebskosten gelten die Kosten für die mit dem Betrieb der Produktion direkt zusammenhängenden 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 notwendigen Vermögenswerten. Die Basis bilden höchstens die ursprünglichen Anschaffungs- und Herstellkosten. Die jährlichen kalkulatorischen Abschreibungen erfolgen linear über eine festgelegte 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).

65 Die Nachfolgeweisung 2/2018 der ElCom hält explizit fest, dass nach Artikel 6 Absatz 5 des Bundesgesetzes 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 Grundversorgung und die freien Kunden entsprechend den gelieferten Energiemengen verteilen. In der Weisung 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 müssen die Tarife derart ausgestaltet sein, dass eine Subventionierung der freien durch die grundversorgten 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 Beschaffungspreisen partizipieren. Wird demnach vom Netzbetreiber Energie bei Dritten zu vorteilhafteren 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 langfristigen Bezugsverträge oder die Beschaffung am Markt muss mithin als Ganzes betrachtet werden. Sämtliche Beschaffungsquellen müssen offengelegt und schlussendlich für die Berechnung der gesamten Beschaffungskosten berücksichtigt werden. Eine derartige Tarifkalkulation soll insbesondere durch die Kostenträgerrechnung sichergestellt werden. Nur so kann gewährleistet werden, dass die Endverbraucher in der Grundversorgung von den Marktaktivitäten des Netzbetreibers anteilsmässig profitieren können und die Marktvorteile auch weitergegeben werden. Der Gesetzgeber 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 profitieren 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 Produktion (Eigenproduktion und Beteiligungen) und andererseits an den langfristigen Bezugsverträgen orientiert. Es sollen aber auch weitere Kostenpositionen Berücksichtigung finden. Damit und durch den Einbezug der langfristigen Bezugsverträge kann sichergestellt werden, dass die Endverbraucher 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 Anwendung des korrekten WACC Produktion sowie auf die Überprüfung von Unterpositionen mit Zinswerten der «übrige Betriebskosten und allfällige weitere Gemeinkosten». Geprüft wurde die Anrechenbarkeit 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. 13/59

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 Verfahrensbeteiligte 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 rückwirkend zur Anwendung gebracht. Vor der Weisung 3/2018 habe die ElCom anerkannt, dass ein unternehmensspezifischer WACC Produktion zur Anwendung gelangen könne. Die Verfügungsadressatinnen 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 Zinssatzes werde verzichtet, um den individuellen Verhältnissen wie beispielsweise dem Eigenkapitalanteil 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 Vermögenswerte 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 Verteilnetzbetreiberinnen zustehende Ermessen bei der Festlegung der Tarife ein, indem sie rückwirkend branchenweit einen WACC Produktion festgesetzt habe. Der vorgeschriebene WACC Produktion 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 begründe nicht näher, weshalb die ermittelten Parameter zur Berechnung der Kapitalkostensätze der Fördermassnahme für die Grosswasserkraft tel quel auch bei der Berechnung der Zinssätze

Kostenträgerrechnung Energie, act. 15, Beilage 2.

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 beanstandeten 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 Ausführungsbestimmungen notwendig sind (Art. 22 Abs. 1 StromVG). Sie ist insbesondere zuständig für die Überprüfung 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 angemessen 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 herausstellen, 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 handelte sich schon damals um einen WACC, der keine individuellen Komponenten des betroffenen Netzbetreibers berücksichtigte. Ein individueller WACC Produktion würde ausserdem dazu führen, dass bei Partnerkraftwerken dieselbe Kraftwerksanlage je nach Netzbetreiber unterschiedliche Kapitalkosten aufweisen würde. Die ElCom begründete, warum der vom Netzbetreiber geltend 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 Tarifprüfungsverfahren angewendet. Es sei daher Sache des Netzbetreibers, die Anwendung des standardisierten Zinssatzes durch die ElCom zu bestreiten (Urteil A-385/2022 des Bundesverwaltungsgerichts, 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 geltende Praxis eines branchenweiten WACC weiterführt. Das Bundesverwaltungsgericht hat im Übrigen auch die Verwendung des WACC für die Förderung der Grosswasserkraft als WACC Produktion 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 Bundesverwaltungsgerichts vom 15. Juni 2022, E. 10.2.6). Die ElCom hat bisher keinen unternehmensspezifischen WACC anerkannt.

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). Rückwirkung bedingt folglich eine Rechtsänderung. Die im vorliegenden Verfahren relevanten Rechtsgrundlagen haben jedoch keine Änderung erfahren: Sowohl Artikel 6 Absatz 1 StromVG, aus welchem 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 Inkrafttreten 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 Verfügungsadressatinnen geltend gemachten und angewandten WACC Produktion (Art. 6 Abs. 1 StromVG; Rz. 82 ff.) und ob die Verfügungsadressatinnen berechtigt waren, einen höheren, unternehmensspezifischen WACC Produktion zu verwenden. Aufgrund der individuell vorzunehmenden Prüfung erübrigt 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 Betreiber der Verteilnetze die Elektrizität in der Grundversorgung zu angemessenen Tarifen liefern. Dabei 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 Verwaltungsverordnungen 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 Weisung 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 Verfügungsadressatinnen einen unternehmensspezifischen Energie-WACC von […] Prozent (act. 9 und act. 35). Die Verfügungsadressatinnen stellen sich auf den Standpunkt, der von ihnen angewandte unternehmensspezifische WACC Produktion sei betreffend die im Prüfbericht beanstandeten Parameter (Eigenkapitalquote und Size Premium) 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.).

83 Die von den Verfügungsadressatinnen angewandte Eigenkapitalquote von […] Prozent verwende eine Zielkapitalstruktur für Energieproduktion, welche auf Marktdaten basiere. Die Zielkapitalstruktur werde aus einer Peer-Group von produktionsintensiven Unternehmen abgeleitet. In der Stromproduktion seien die Partnerwerke sowie die integrierten Energieversorgungsunternehmen tätig. Die Finanzierung von Partnerwerken könne auf keinen Fall als repräsentativ angenommen werden, da diese sich auf eine garantierte Abnahme des produzierten Stroms von deren Aktionären verlassen könne. Mit den Verfügungsadressatinnen am ehesten vergleichbar seien die integrierten EVU, die gemäss Gutachten IFBC3 im Median einen Eigenkapitalanteil von 67 Prozent

IFBC (2017): «Kapitalkostensätze der Fördermassnahmen für die Grosswasserkraft – Gutachten», Bundesamt für Energie, Bern, nachfolgend «Gutachten IFBC», abrufbar unter www.bfe.admin.ch > Förderung > Erneuerbare Energien > WACC – Kalkulatorischer Zinssatz 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 damit deutlich höher sein. Dabei stelle der restliche Geschäftsbereich insbesondere Energieproduktion 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 Gestehungskosten einer effizienten Produktion und an den langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers 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 angemessenen Gewinn enthält. Die Produktion ist dann als effizient zu qualifizieren, wenn der damit erzielte Gewinn angemessen ist. Zur Bemessung des Gewinns äussert sich die Stromversorgungsgesetzgebung 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 Produktionsunternehmens 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 Durchschnittszinssatzes (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 angemessener 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 Elektrizität aus Grosswasserkraftanlagen den für deren Bemessung anzuwendenden kalkulatorischen Zinssatz festgelegt (Art. 90 Absatz 2 und Anhang 3 der Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien, Energieförderungsverordnung, EnFV; siehe identisch Art. 66 aEnFV, Stand am 1. Januar 2018). Dieser WACC stützt sich auf die Berechnungen 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 Gewichtung 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 Emissions- 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 Berechnungen zugrunde liegen. Während beim WACC Netz vergleichbare europäische EVU im Bereich Netzbetrieb berücksichtigt werden, sind es beim WACC für Grosswasserkraftanlagen europä- 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 Rahmen des WACC-Ansatzes das nachhaltige Finanzierungsverhältnis von Fremdkapital zu Eigenkapital widerspiegeln. Aufgrund der geringen Anzahl von Unternehmen in der Peer Group Wasserkraft wird von IFBC die im WACC anzuwendende Kapitalstruktur von Grosswasserkraftbetreibern indirekt über einen Vergleich ermittelt. Dabei werden die durchschnittlichen Kapitalstrukturen von Partnerwerken (30% EK), Netzbetreibern (40% EK) und integrierten EVU (67% EK) betrachtet. 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 Marktrisiken ausgesetzt sind. Die Kapitalstruktur für die (Gross-)Wasserkraftbetreiber, die durch das spezifische Risiko der Geschäftstätigkeit bestimmt wird, muss gemäss IFBC demzufolge zwischen denjenigen von Netzbetreibern und integrierten EVU liegen. IFBC erachtet deshalb eine gerundete 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 Verfügungsadressatinnen und dem WACC Produktion (entspricht dem vom UVEK festgelegte WACC für die Förderung der Grosswasserkraft für die Verzinsung für die Produktion notwendigen Vermögenswerten) liegt bei der zugrunde gelegten Kapitalstruktur. Die Verfügungsadressatinnen gehen von […] Prozent Eigenkapitalanteil und […] Prozent Fremdkapitalanteil aus. Dem WACC Produktion 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 Herleitung und Bestimmung des levered Beta Anwendung. Die Ausgestaltung der Kapitalstruktur hat ohne Berücksichtigung der steuerlichen Wirkung des Fremdkapitals grundsätzlich nur einen geringen 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 Energiedienstleistungen, Gas, Wärmeinstallationen etc. sind nicht reguliert und somit nicht über den WACC Produktion 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 Verfügungsadressatin 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

IFBC (2017): «Kapitalkostensätze der Fördermassnahmen für die Grosswasserkraft – Gutachten», Bundesamt für Energie, Bern, nachfolgend «Gutachten IFBC». 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 > Versorgung > Stromversorgung > WACC – Kalkulatorischer Zinssatz. 18/59

einer Eigenkapitalquote von über 50 Prozent können die Verfügungsadressatinnen nicht erbringen. 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 angemessen, 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 zugrundeliegende 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 Verfügungsadressatinnen 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 geltende, regulatorische Vorgabe verwendet werden.

93 In der Stellungnahme zum Prüfbericht (act. 49, S. 6 f.) führen die Verfügungsadressatinnen ausserdem aus, dass die integrierten EVU, die gemäss Gutachten IFBC AG im Median einen Eigenkapitalanteil von 67 Prozent aufweisen, am ehesten mit den BKW Gesellschaften vergleichbar seien. Da diese einen relevanten Anteil Netz aufwiesen, müsse die Eigenkapitalquote der restlichen Geschäftsbereiche deutlich höher sein. Dabei stelle der restliche Geschäftsbereich Energieproduktion 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 Verfügungsadressatinnen keinen Nachweis, weshalb die im WACC Produktion unterstellte Kapitalstruktur nicht angemessen bzw. dass den Risiken von Schweizer Kraftwerkbetreibern nicht gebührend Rechnung getragen worden sein sollte.

95 Als zweite wesentliche Abweichung berücksichtigen die Verfügungsadressatinnen in der Berechnung 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 anerkannt (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 gerecht, weshalb in der Praxis für die Ermittlung von Kapitalkosten ein Size Premium zu berücksichtigen sei. Die Angemessenheit eines Size Premium würde auch im IFBC-Gutachten zum Grosswasser-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 unternehmensspezifisches Size Premium zu berücksichtigen. Die konkrete Höhe des Zuschlags leiten die Verfügungsadressatinnen aus Kapitalmarktstudien des US-amerikanischen Finanzberatungsunternehmen 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- wasserkraft zur Anwendung kommt, können die Grössenverhältnisse der einzelnen Gesellschaften nicht individuell berücksichtigt werden. Aus diesem Grund wird in der internationalen Regulierungspraxis 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 kalkulatorischen 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 angemessen erachteten WACC führt. Sie führen lediglich aus, dass im Rahmen der Vernehmlassung betreffend Änderung des WACC Netz im Jahr 2015 die Existenz einer Size Premium unbestritten gewesen sei und diese auch in der Lehre ein anerkannter Parameter der WACC-Berechnung sei (act. 49 Rz. 30–33). Aktuelle wissenschaftliche Studien, welche die Existenz des vorgebrachten Grösseneffekts – namentlich für die Schweiz – belegen würden, bringen die Verfügungsadressatinnen 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 Unternehmensbewertung 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 systematische Risiko relevant ist. Dieses wird modell-endogen als Ergebnis des Verhaltens aller Marktteilnehmer 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 Aktienmarkt von Rolf W. Banz7 erstmals ein Grösseneffekt nachgewiesen. Eugene Fama und Kenneth 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 smallfirm effect completely disappeared in 1980; you can date this as the publication of the first smallfirm 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 Verbindung 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

Im CAPM setzt sich die erwartete Rendite der Eigenkapitalgeber aus einem risikolosen Zinssatz und einer additiv verknüpften Marktrisikoprämie, gewichtet nach dem übernommenen systematischen Risiko, zusammen. R. Banz, (1981): “The Relationship Between Return and Market Value of Common Stocks”, Journal of Financial Economics, Vol. 9, p. 3–18. E Fama, K. French (1993): “Common risk factors in the returns on stocks and bonds”, Journal of Financial Economics, Vol. 33, p. 3–56. J. Cochrane (2005): “Asset Pricing: Revised Edition (Princeton University Press), p. 452. 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 Duff & Phelps (2014): “Differences in Returns between Large and Small Companies in Europe”, January 2014, Research Funded by Duff & Phelps LLC. 20/59

differ across regions.” Mit anderen Worten, lediglich unter Ausklammerung wissenschaftlicher Qualitätskriterien zeigen sich Grösseneffekte. Eine speziell auf den Schweizer Aktienmarkt fokussierte 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 questions 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. Abschliessend 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 Unternehmensgrösse höhere Renditen fordern würden als von anderen Produzenten. In der Praxis wird die Verwendung einer Size Premium bzw. eines Risikozuschlags oftmals damit begründet, dass Aktien kleiner Unternehmen beispielsweise oftmals schwerer zu handeln seien und auch die Informationsbeschaffung betreffend dieser schwieriger sei. Beides ist vorliegend nicht gegeben. Kommt hinzu, dass der historisch begründete Mehrheitseigner «Kanton Bern» eine gewisse finanzielle Stabilität garantiert und kaum derart renditegetrieben ist wie ein reiner Finanzinvestor. Ausserdem 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 (Verordnung über subsidiäre Finanzhilfen zur Rettung systemkritischer Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft vom 5. September 2022; FiREVO, abgelöst durch das Bundesgesetz über subsidiäre Finanzhilfen zur Rettung systemkritischer Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft vom 30. September 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 subsidiäre Finanzhilfen zur Rettung systemkritischer Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft und zum Bundesbeschluss über einen Verpflichtungskredit für subsidiäre Finanzhilfen zur Rettung systemkritischer 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 dämpfenden Effekt auf die Renditeerwartungen führen sollte. Die Inkludierung einer Size Premium ist daher nicht angemessen und damit abzulehnen.

102 Alles in allem erachtet die ElCom den WACC für die Förderung der Grosswasserkraft als angemessenen Zinssatz für die Verzinsung der für die Produktion notwendigen Vermögenswerte (Rz. 64). Die Angemessenheit des von der ElCom verwendeten WACC hat auch das Bundesverwaltungsgericht bestätigt. Die von den Verfügungsadressatinnen angewandte Methode verwendet – 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 Verweis auf ein Bewertungshandbuch einer amerikanischen Beratungsunternehmung für die Festlegung 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 vorgenommene und von der ElCom übernommene Berechnungen des WACC Produktion nicht zu einer angemessenen Verzinsung der Anlagewerte führen sollte. Der sich daraus ergebenden regulato-

M. Ammann, M. Steiner (2008): “Risk Factors for the Swiss Stock Market”, Swiss Journal of Economics and Statistics, Vol. 144, p. 1–35. Institut der Wirtschaftsprüfer (2014): «IDW Praxishinweis 1/2014 – Besonderheiten bei der Ermittlung eines objektivierten Unternehmenswerts kleiner und mittelgrosser Unternehmen», Februar 2014. 21/59

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 Anlagerestwerten für die Verfügungsadressatinnen und onyx folgende Korrekturen (vgl. Tabelle 1, Spalte «Korrektur WACC Produktion»):

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

BKW onyx La Goule

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 stehen: Verzinsung des Nettoumlaufvermögens (NUV), Verzinsung sonstiges betriebsnotwendiges Vermögen, Verzinsung Risikokapital Produktion (act. 35, Anhang 2). Im Prüfbericht ist das Fachsekretariat 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 «übrigen Betriebskosten und allfälligen weiteren Gemeinkosten» auch bei onyx und der Verfügungsadressatin 2 ein NUV enthalten. […]. Ob sonstiges betriebsnotwendiges 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 sonstiges betriebsnotwendiges Vermögen» eingetragen (act. 49 Rz. 47 ff.).

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, welches entsprechende Kapitalkosten verursache. Das NUV sei dabei auf Stufe Produktion bereitzustellen – wie das Anlagevermögen der Kraftwerke oder die für die Produktion anfallenden Betriebskosten. 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 Verfügungsadressatinnen nicht.

107 Die Verteilnetzbetreiber treffen gemäss Artikel 6 Absatz 1 StromVG die erforderlichen Massnahmen, 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 angemessenen Gewinn enthält. Zur Höhe des angemessenen Gewinns äussert sich die Stromversorgungsgesetzgebung 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 Vertriebskosten inklusive Gewinn im Energievertrieb in der Grundversorgung hat die ElCom einen Schwellenwert 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 Grundversorgung 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. Februar 2015, abrufbar unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Mitteilungen > Archiv Mitteilungen 2015). Der Gewinn im Energievertrieb für die Grundversorgung ist in diesem Schwellenwert 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 mehrfach gestützt (Urteil des Bundesgerichts 142 II 451 vom 20. Juli 2016, E. 6.3; Urteil des Bundesverwaltungsgerichts 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 zeitlichen Abweichungen der Zahlungsströme von Einnahmen und Ausgaben im Zusammenhang mit dem Energievertriebsgeschäft ergibt, auch im Energiebereich die Berücksichtigung eines kalkulatorischen Zinses auf dem NUV. Dieser ist Bestandteil der angemessenen Verwaltungs- und Vertriebskosten inklusive Gewinn im Energievertrieb in der Grundversorgung. Demgegenüber anerkennt 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 Energievertrieb überschritten, wird die Verzinsung des NUV ausnahmsweise separat berechnet. Das NUV wird in diesem Fall für den gesamten Bereich der Energielieferung in der Grundversorgung festgelegt. Es besteht folglich aus den gesamten Energiekosten der Grundversorgung, d.h. den Kosten der Energiebeschaffung (Produktion und Käufe am Markt) sowie den Verwaltungs- und Vertriebskosten. Das so berechnete NUV wird unter Berücksichtigung der Rechnungsperiodizität mit dem WACC Netz verzinst (Verfügung 211-00016 der ElCom vom 17. November 2016,

Rz. 370 ff.). Es gibt keinen Grund, warum das NUV im Bereich Energielieferung in der Grundversorgung 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 Kostendeckung 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 Energieversorgungsgeschäft in der Grundversorgung ergibt, wird damit Rechnung getragen. Würde die Verzinsung eines NUV auf Ebene der Produktion zugelassen, ohne den Zins auf dem NUV für den gesamten Bereich der Energielieferung in der Grundversorgung entsprechend zu kürzen, würde ein Teil des NUV doppelt verzinst. Dadurch würde ein nicht angemessener Gewinn in die anrechenbaren 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 Grundversorgung überschreiten bei den Verfügungsadressatinnen und onyx den Schwellenwert von 95 Franken 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 erwähnt bezieht sich das NUV grundsätzlich auf den Finanzbedarf, welcher sich aus den zeitlich abweichenden Zahlungsflüssen von Ausgaben und Einnahmen ergeben kann. Mit der gesonderten 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 Kapitalbedarf, entsprechend ist eine NUV-Verzinsung in den anrechenbaren Gestehungskosten gemäss 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 Rahmen 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 Verfügungsadressatin 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 Verfügungsadressatin 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 produktionsspezifische EDV/ICT-Einrichtungen enthalten (act. 35, Anhang 2).

113 Die Verfügungsadressatin 1 macht geltend, der von ihr verwendete WACC Produktion sei angemessen 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 Anwendung zu bringen (act. 49 Rz. 48).

114 Zu den anrechenbaren Gestehungskosten gehören u.a. die Kapitalkosten einer leistungsfähigen und effizienten Produktion. Als Kapitalkosten anrechenbar sind die kalkulatorischen Abschreibungen und die kalkulatorischen Zinsen auf den für die Produktion notwendigen Vermögenswerten. Die Basis bilden höchstens die ursprünglichen Anschaffungs- und Herstellkosten. Zur kalkulatorischen Verzinsung ist ein Zinssatz zu verwenden, der den Risiken der Stromproduktion angemessen 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 Verfahrensökonomie 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 anrechenbaren Zinskosten von […] Franken. Die anrechenbare Verzinsung des sonstigen betriebsnotwendigen Vermögens ist daher um […] Franken tiefer als von der Verfügungsadressatin 1 geltend gemacht.

117 Im Prüfbericht kürzte das FS ElCom die «übrigen Betriebskosten und allfällige weiteren Gemeinkosten» 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 Fachsekretariat nicht vor.

118 Die Verfügungsadressatinnen führen in der Stellungnahme zum Prüfbericht aus, dass eine prozentual gleich hohe Korrektur der «übrigen Betriebskosten und allfälligen weiteren Gemeinkosten» nicht adäquat sei. In der Position «übrige Betriebskosten und allfällige weitere Gemeinkosten» 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 «Konzernbeschaffung & Pflichtbezüge» ausgewiesen worden (act. 49 Rz. 47). Ob sonstiges betriebsnotwendiges 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 sonstiges betriebsnotwendiges Vermögen» eingetragen (act. 49 Rz. 53).

119 Die ElCom schliesst daraus, dass in den «übrige Betriebskosten und allfällige weitere Gemeinkosten» der onyx und der Verfügungsadressatin 2 keine Verzinsung von sonstigem betriebsnotwendigem 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 Risikokapital für die Produktion vorgehalten würde bzw. relativ gleich hohe Zinskosten in den Gestehungskosten enthalten sind wie bei der Verfügungsadressatin 1 (act. 43 S. 10).

122 Die Verfügungsadressatinnen führen aus, die BKW-Gesellschaften müssten zur Aufrechterhaltung der Stromversorgung und zur Verhinderung eines Liquiditätsengpasses aufgrund grosser Schäden ausreichend Risikokapital in Form einer entsprechenden Eigenkapitalquote sowie einer

Liquiditätsreserve zur Sicherstellung der jederzeitigen Zahlungsbereitschaft bereitstellen. Dieses Kapital könne nicht anderweitig investiert werden. Die BKW-Gruppe verfolge damit eine risikoarme 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 bereits in der Risikoprämie enthalten, welche in die Berechnung des WACC Produktion einfliessen. Der WACC drückt aus, welche Rendite die Fremd- und Eigenkapitalgeber insgesamt im Durchschnitt 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 entstehenden Mehrkosten anteilig der Grundversorgung angelastet werden. Eine Verzinsung von zusätzlichem 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 Kürzung 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:

eingereichte Korrektur Korrektur Verzinsung Korrektur Verzinsung Total Korrektur übr. Betriebskosten NUV sonst. betr. Vermögen Risikokapital übr. Betriebskosten [CHF] [CHF] [CHF] [CHF] [CHF] BKW onyx La Goule

Tabelle 2 Übrige Betriebskosten, verschiedene Korrekturen

5.2.4 Fazit Gestehungskosten Produktion

126 Bei den Gestehungskosten Produktion wurde einerseits die Kapitalverzinsung der Produktionsanlagen (Rz. 71 ff.) und andererseits die übrigen Betriebskosten und allfälligen weiteren Gemeinkosten (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 Verzinsung des sonstigen betriebsnotwendiges Vermögens (Rz. 112 ff., vgl. Tabelle 2).

127 Für die Verfügungsadressatinnen und onyx ergeben sich folgende anrechenbaren Gestehungskosten Produktion:

Energie eingereichte Korrektur Korrektur übrige anrechenbare GK Produktion Kosten Produktion WACC Produktion Betriebskosten Produktion [MWh] [CHF] [CHF] [CHF] [CHF] BKW onyx La Goule

Tabelle 3 Anrechenbare Gestehungskosten (GK) Produktion mit Korrekturen WACC Produktion und übrige Betriebskosten

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 Grundversorgung im Tarifjahr 2017 die Stromprodukte «Energy Green» (100 % Energie aus zertifizierter Sonnen- und Wasserkraft), «Energy Blue» (100 % erneuerbarer Energie, vorwiegend aus Schweizer 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 Grundversorgungsprodukt 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 – namentlich 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 jeweiligen 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 gebundene Endverbraucher durch die Wahl bestimmter höherwertiger Stromprodukte bewusst einen höheren Stromtarif in Kauf nehmen und im Gegenzug dazu einen Anspruch darauf erhielten, tatsächlich aus ebendiesen Anlagen beliefert zu werden. Eine Subventionierung gewisser höherwertiger Stromprodukte durch niederwertigere Stromprodukte sehe das StromVG nicht vor und würde ausserdem zu einer Täuschung derjenigen Kunden führen, welche sich bewusst für ein günstigeres 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 Gestehungskosten 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 festlegt (vgl. Rz. 37 f.). Nicht Gegenstand der vorliegenden Prüfung ist die Aufteilung der anrechenbaren Kosten auf die verschiedenen den Endverbrauchern mit Grundversorgung angebotenen Energietarife.

133 Die Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, ihren festen Endverbrauchern und den Endverbrauchern, 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 Energielieferung 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 Energiebeschaffungsportfolio eines Netzbetreibers bzw. der sich daraus ergebende Durchschnittspreis. Artikel 6 Absatz 5 StromVG macht keine Aussage zur Zuordnung der Kosten auf die einzelnen Tarife, sondern bestimmt, welche Anteile des Energieportfolios der Grundversorgung zugewiesen werden dürfen. Entsprechend ist auch nicht ein Durchschnittspreis innerhalb der Gruppe derjenigen gebundenen und freien Endverbraucher zu bilden, welche die gleichen Stromprodukte beziehen. Damit Endverbraucher in der Grundversorgung aus verschiedenen Grundversorgungstarifen wählen können, müssen diese Tarife zuerst festgelegt werden. Die Produktewahl eines Endverbrauchers 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 Anlagen 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 Elektrizität 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

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 Durchschnittspreismethode berechneten, der Grundversorgung zuzuordnenden anrechenbaren Kosten dürfen von den Netzbetreibern auf Grundversorgungstarife unterschiedlicher Qualitäten verteilt werden. Die daraus resultierenden Tarife müssen angemessen sein und sich an den tatsächlichen Beschaffungskosten 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 Durchschnittspreismethode abgeleitet werden. Vielmehr ist dies ein Indiz dafür, dass die angebotenen Tarife nicht angemessen und folglich nicht gesetzmässig sind.

137 Es ist Sache der Verfügungsadressatinnen die Produkteversprechen gegenüber ihren Endverbrauchern 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).

139 Die Durchschnittspreismethode ist entgegen der Auffassung der Verfügungsadressatinnen nicht einzuschränken. Die Zuweisung der Kosten spezifischer Kraftwerke zum Grundversorgungsportfolio 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 Durchschnittpreismethode gemäss Artikel 6 Absatz 5 StromVG wird nachfolgend ab Randziffer 221 ff. geprüft.

5.4 Energiebeschaffung der Verfügungsadressatin 1 am Markt und Handelskosten

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 erwirtschafteten. Die ElCom führe mit der im Prüfbericht (act. 43) gewählten Vorgehensweise in Teilbereichen 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 unabhängig 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 betrieben werde. […] (act. 49 Rz. 67). Bei der «Bewirtschaftung» handle es sich um Handelsaktivitäten 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-Geschäfts 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 Energiebeschaffungsportfolio (insb. eigene Kraftwerke, Partnerkraftwerke, Langfristverträge, Rücklieferungen, Kauf und Handel) eines Netzbetreibers berücksichtigt wird. Ausschlaggebend sind dabei die Ist-Kosten. Anschliessend wird aus diesen Kosten und der gesamten Energiemenge Wortlaut Art. 4 Abs. 1 StromVV vor der Streichung des 2. Satzes per 1. März 2013: Der Tarifanteil für die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung orientiert sich an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers. Überschreiten die Gestehungskosten die Marktpreise, orientiert sich der Tarifanteil an den Marktpreisen.

der Durchschnittspreis in Rappen pro Kilowattstunde berechnet. Die anrechenbaren Beschaffungskosten 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 Preisvorteilen 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. Januar 2008 zu beschränken. Die Norm sei richtigerweise dahingehend auszulegen, dass grundsätzlich das gesamte Energieportfolio, welches ebenfalls die Beschaffung für Weiterverteiler sowie 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 «Preisvorteile 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 erlangt 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 Lieferungen an Weiterverteiler (Nachlieger), andere Netzbetreiber, Eigenhandel oder übrige Handelstätigkeiten grundsätzlich ausgeschlossen sein sollten. Demnach ist bei der Berechnung des Kostenanteils für die Energielieferung an Endverbraucher in der Grundversorgung das ganze Energieportfolio zu berücksichtigen (BGE 142 II 451 E. 5.2.4 und 5.2.6).

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 Belieferung 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 hinsichtlich der Belieferung ihrer Endkunden keine strukturelle Unterdeckung ergeben. Handelsaktivitäten, die unabhängig von der Versorgung der Endkunden erfolgten, für die Bildung der Preise in der Grundversorgung einzurechnen, sei nicht verfassungskonform. Das Verständnis der BKW Gesellschaften 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 Auslegung 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 Inkrafttreten des StromVG verlangten Monopol-/Oligopolpreises im Zusammenhang mit Energiebeschaffungen 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 anfallen 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 Durchschnittspreismethode 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 einzurechnen ist: «Der Wille des Gesetzgebers war 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. Dabei ging der Gesetzgeber offensichtlich vom Bild des Verteilnetzbetreibers aus, der Strom von einem Vorlieferanten bezieht und diesem bisher höhere Preise bezahlen musste als Marktpreise, neu aber aufgrund seines Netzzugangs 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 gesetzgeberische Wille, auch den Endverbrauchern in der Grundversorgung einen Anteil an den Preisvorteilen des Netzzugangs zu gewähren, spreche gegen ein solches Konzept. Einerseits gebe es Verteilnetzbetreiber, die gar keine Eigenproduktion hätten, sondern ihren gesamten Strom einkauften. Für sie wäre dieses Konzept gegenstandslos. Umgekehrt hätte dieses Konzept bei Elektrizitätswerken, 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 Marktpreisen kämen die Preisvorteile aus dem Netzzugang einzig den freien Kunden zugute. Dies widerspreche dem klaren Willen des Gesetzes (BGE 142 II 451, E. 5.2.6; BGE 149 II 187 E. 7.4 f.).

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 Artikel 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 Überlandwerken 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 Rechtsprechung bezieht sich allerdings ebenfalls auf Netzbetreiberinnen, welche wie auch die Verfügungsadressatin 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 Verteilnetzbetreiber, welche erst mit Inkrafttreten vom im Stromversorgungsrecht vorgesehenen freien Netzzugang profitieren konnten.

154 Im Rahmen ihrer teleologischen Auslegung führt die Verfügungsadressatin weiter aus, die Auslegung 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 vorgenommene Auslegung führe nicht zu einer Gleichstellung der Endkunden in der Grundversorgung gegenüber den freien Kunden am Markt, sondern wolle gegen den Willen des Gesetzgebers die Angleichung der Strompreise der Endkunden in der Grundversorgung an den Marktpreis bewirken. 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 Produktion 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 profitieren (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 Bewirtschaftung 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 «Eigenhandels» 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 erfolgten allerdings ohne Berücksichtigung der Herkunft der Stromerzeugnisse und damit mit Graustrom. 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, welche nicht den Vorgaben der Produkte «Energy Green» und «Energy Blue» entsprächen. Die 32/59

ElCom habe nirgends dargelegt, wie die Gestehungskosten derjenigen Zertifikate und Herkunftsnachweise 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 werden 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 Absatz 5 StromVG keine Aussage. Wie bereits dargelegt, ist es Sache der Verfügungsadressatinnen, die Produkteversprechen gegenüber ihren Endverbrauchern so auszugestalten, dass sie die Abweichungen der einzelnen Grundversorgungstarife vom Durchschnittspreis unter Einhaltung der regulatorischen Vorgaben begründen können (Rz. 136 ff.). In einem ersten Schritt ist der Durchschnittspreis zu berechnen. In einem zweiten Schritt sind die auf die Grundversorgung entfallenden Kosten zu berechnen. Danach können diese auf die verschiedenen Tarife entsprechend dem Produktversprechen aufgeteilt werden. Die Verfügungsadressatin 1 verfügt über die für ihre Produkte 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 Stromkennzeichnungspflicht nachzukommen, ohne Herkunftsnachweise zukaufen zu müssen. Entsprechend gehen 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 Geschäftsbereichen (z.B. Handel) quersubventioniert werden. Die mit den Handelsgeschäften sowie in anderen 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 Auslegung der ElCom von Artikel 6 Absatz 5 StromVG müsste die Verfügungsadressatin 1 zur Optimierung ihres Ertrages aus der Grundversorgung in Zukunft im Fall von Marktpreisen, die unter den Gestehungskosten der eigenen Produktion liegen, ihre Bewirtschaftungstätigkeit auf ein Minimum reduzieren und nur noch ihre Long Position im Spot verkaufen. Umgekehrt hätte die Verfügungsadressatin 1 im Falle von über den Gestehungskosten liegenden Marktpreisen die Möglichkeit, 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 Handelstätigkeiten, die unabhängig von der Versorgung von Endkunden erfolgen, gegenüber Energieversorgungsunternehmen ohne Handelstätigkeiten ungleich behandelt (act. 49 Rz. 97 ff.).

159 Die Ausübung einer privatwirtschaftlichen Erwerbstätigkeit steht unter dem Schutz der Wirtschaftsfreiheit (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. Ausserdem handelt sie mit elektrischer Energie. Sie ist der Auffassung, mit der Durchschnittspreismethode würden Gewinne aus nicht regulierten Bereichen zugunsten der Grundversorgung, also 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 Lieferung elektrischer Energie. Auch soweit diese Bestimmung dem Bund erlaubt, die Lieferung elektrischer 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 gesetzliches 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 Verfügungsadressatin in der Grundversorgung – und damit in einem nicht der Wirtschaftsfreiheit unterstehenden Bereich – angemessen sind. Es findet keine Gewinnabschöpfung aus dem nicht regulierten Bereich statt. Vielmehr werden die Preisvorteile, vorliegend die tiefen Marktpreise der ihm Rahmen von «Eigenhandel» und «Bewirtschaftung» beschafften Energie, für die Berechnung des Durchschnittspreises mitberücksichtigt. Die Verfügungsadressatinnen führen nicht näher aus, worin die systematischen Verluste im Geschäftsbereich der Grundversorgung liegen sollen. Sämtliche Kosten, 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 Grundversorgung.

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 einschränkt 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 vielmehr, 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 Grundversorgungsauftrag – 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-gesetzliche 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.

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 Beschaffung 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 Gesamtposition, 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 Verfügungsadressatin 1 wurden damals nicht gestützt auf die Durchschnittspreismethode, wie sie das Bundesgericht im Jahr 2016 bestätigte (BGE 142 II 451), berechnet. Vielmehr eruierte die Verfügungsadressatin 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 Verfügungsadressatin 1 eingereichten tieferen Energiekosten, welche als Gesamtposition und nicht differenziert nach Produktion und Beschaffung ausgewiesen wurden (act. 58).

167 Im Verfahren 957-09-379 wurde folglich kein Durchschnittspreis gemäss Durchschnittspreismethode 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 Mengenangaben 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 Verfügungsadressatin 1 in den von der ElCom publizierten Weisungen und sonstigen von der ElCom herausgegebenen Dokumente im Zusammenhang mit den in der Grundversorgung anrechenbaren Energiekosten. 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 verweist sie auf eine anlässlich der Netzbetreiberveranstaltung 2015 präsentierte Grafik, in welcher die «Energie für Vertrieb Schweiz beschaffte anteilige Energie» nicht jedoch weitere Handelsgeschäfte 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 Handelsaktivitäten inklusive Eigenhandel sowie das Hedging der eigenen Positionen in die Durchschnittspreismethode miteinbezogen werden müssten (act. 49 Rz. 104 ff.).

170 Nach Erlass der Verfügung CKW hat die ElCom wiederholt kommuniziert, dass nach ihrer Auffassung 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 Netzbetreiberinformationsveranstaltung 2015, Folien 77 ff., aufzufinden unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Veranstaltungen > 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 Netzbetreiberinformationsveranstaltung in den Jahren 2016 und 2017, dass aufgrund der hängigen Gesetzgebungsarbeiten 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 Netzbetreiberinformationsveranstaltung 2016, Folie 49 sowie 2017, Folie 19 ff., aufzufinden unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Veranstaltungen > Informationsveranstaltungen für die Netzbetreiber > Informations-veranstaltungen 2016 bzw. 2017). Überdies hat die EICom bereits in ihrem Newsletter 8/2016 mitgeteilt, dass bei der Zuordnung der anrechenbaren Energiekosten an die Grundversorgung Korrekturen zur Umsetzung der Durchschnittspreismethode bis zurück zum Jahr 2013 vorzunehmen sind (Newsletter aufzufinden unter www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Newsletter). Die EICom hat somit ihre Auffassung über die Zuordnung der Kosten an die Grundversorgung über die Jahre konsistent kommuniziert und ihre Prüfverfahren entsprechend durchgeführt (Zwischenverfügung 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 Verteilnetzbetreibers für die Bestimmung des Durchschnittspreises zu berücksichtigen ist (Verfügungen 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 Verfügung 211-00008 der ElCom vom 22. Januar 2015 betreffend Repower. Auch in diesem Verfahren wurde das gesamte Energieportfolio der betroffenen Netzbetreiberinnen berücksichtigt (Verfügung 211-00008 der ElCom vom 22. Januar 2015, vgl. z.B. Rz. 57 f., Rz. 102 und Rz. 106, ebenfalls 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 verwendet, weil ein Teil der Handelsgeschäfte keinen Bezug zum Territorium der Schweiz aufwies. Die ElCom berücksichtigt bei der Anwendung der Durchschnittspreismethode jedoch nur die Handelsgeschäfte 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 konkreten Fall dargelegt. Diese Darstellung schliesst nicht aus, dass das Energieportfolio eines anderen 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 Durchschnittspreises 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 Bundesverwaltungsgerichts 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 inländischen Kraftwerke und Beteiligungen an Produktionseinheiten sowie jene ausländischen Kraftwerke und Beteiligungen an Produktionseinheiten, die der Versorgung der Endverbraucher in der Schweiz dienen, d.h. zu einer physischen Lieferung in der Schweiz führen. Für die Beschaffung am Markt sind grundsätzlich Käufe an in- und ausländischen Handelsplätzen zu berücksichtigen. Wie bei der ausländischen Eigenproduktion und den ausländischen Kraftwerksbeteiligungen 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 einzurechnen, 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_Handelaktivitäten Lieferjahr 2017_corr» (act. 32) ab, konkret auf die im Register Gesamthandel ausgewiesenen 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 zwischen dem Portfolio Bewirtschaftung und dem Portfolio Eigenhandel enthalten (act. 35, Memo S. 4). Handelsaktivitäten, welche zu keiner physischen Lieferung führen, sind in der Durchschnittspreisbildung nicht zu berücksichtigen, dementsprechend fliessen die von der BKW ebenfalls eingereichten Angaben zu den rein finanziellen Transaktionen («Financial») nicht in die Berechnungen ein.

175 Zur Bestimmung der für die Durchschnittspreisberechnung relevanten Mengen und Kosten bestimmt 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 grenzüberschreitenden 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.

Energiebeschaffung Grenzkapazitäten Preiszone CH DE-AT FR IT DE-AT FR IT

Kosten CHF CHF CHF CHF CHF CHF CHF CHF

Menge MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh

Ø-Preis Rp./kWh Rp./kWh Rp./kWh Rp./kWh Rp./kWh

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 Verfügungsadressatin 1 nicht der Grundversorgung zugewiesenen Kraftwerke Handelskosten enthalten und damit die von ihr geltend gemachten […] Franken Handelskosten zu einem wesentlichen Teil bereits 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 Handel dem Geschäftsbereich Produktion rund […] Franken, wovon knapp […] Franken für die KTRErelevanten 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 Verfügungsadressatin 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-relevant 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 möglich 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 Verfügungsadressatin 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 jeweiligen Grundversorgung verrechnet. Ausserdem übernehmen die onyx und die Verfügungsadressatin 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 Produktionsportfolio der Verfügungsadressatin 1 beschafft (act. 30, Beilagen 3b und 3c). Die Höhe der Rückliefervergütung 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

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) erfolgen: Die Kosten der Energielieferungen zuhanden des Absatzes in der Grundversorgung basierten grundsätzlich auf den Gestehungskosten des Produktionsportfolios der Verfügungsadressatin 1. Für die Energielieferung an grundversorgte Endverbraucher im Jahr 2017 wurden der Verfügungsadressatin 2 und der onyx rund […] Rp./kWh in Rechnung gestellt (act. 30, Beilage 2e). Dabei erfolge die gestehungskostenbasierte Verrechnung anhand von Planwerten. Das Delta zwischen Plan- und Ist-Gestehungskosten würde in den Folgejahren ausgeglichen werden. Ausserdem 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 Kleinproduzenten/Rücklieferern im Zusammenhang mit der Abnahmepflicht jeweils noch separat bei den Kosten von onyx und der Verfügungsadressatin 2 eingerechnet worden. Ab 2018 fallen diese Energiemengen in eine konzernweit einheitliche Kostenträgerrechnung (act. 30, Brief, Memo sowie Bei-

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 Preisen. Gemäss Eingabe werden dabei Preise für Markt-Endkunden und Weiterverteiler unterschieden. Der Bedarf der Endkunden sei weniger planbar. Es könnten jederzeit Endkunden hinzukommen oder auch wegfallen. Die Energiebezüge erfolgten daher kurzfristig. Der onyx wurden für diese «Markt-Beschaffungen» im Jahr 2017 durchschnittlich […] Rp./kWh, der Verfügungsadressatin 2 durchschnittlich […] Rp./kWh in Rechnung gestellt. Auch die Netzverluste, welche letztlich dem Monopolbereich «Netz» angelastet werden, beziehen die onyx und die Verfügungsadressatin 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 Bezugsverhältnis zwischen dem Versorger und dem Verbraucher abbilden. Die dabei unterstellten Marktkonditionen 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 Gestehungskosten 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, jederzeit die gewünschte Menge an Elektrizität mit der erforderlichen Qualität und zu angemessenen 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 gleichen Spannungsebene Elektrizität beziehen, einen einheitlichen Elektrizitätstarif fest. Die Energielieferung 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 Kostenträgerrechnung zu führen.

185 Sowohl die Vorgaben zum Tarifbestandteil der Energielieferung als auch zur Kostenträgerrechnung beziehen sich auf die Tarife eines Netzbetreibers. Jeder Netzbetreiber hat – unabhängig 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 zusammengeschlossene 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 Netznutzungstarife und einheitliche Energietarife. Die ElCom hatte – aufgrund nicht mehr pro Netzbetreiber verfügbarer Daten und des Auslaufens der von den Netzbetreibern individuell abgeschlossenen 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 juristischen Selbständigkeit der einzelnen Unternehmen der Romande-Energie-Gruppe angewendet.

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 gruppenweit 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 Kostenträgerrechnung mit eigenständigen Werten für die Umsatzerlöse aus Energielieferung und Gestehungskosten Energielieferung eingereicht (act. 41 Kostenrechnungen Tarife 2020, Form. 5.1, Deckungsdifferenzen Energie 2018). Die Verfügungsadressatinnen und onyx haben sich daher nicht so verhalten, 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 Grundversorgungsauftrag 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 Kostenrechnung mit eigenständigen Werten für die Umsatzerlöse aus Energielieferung und Gestehungskosten Energielieferung ein (act. 41, Kostenrechnungen Tarife 2019, Form. 5.1). Selbst ab dem Ge- schäftsjahr 2018, in welchem die Netzbetreiber gemäss Ausführungen der Verfügungsadressatinnen eine vereinheitlichte Kostenträgerrechnung führen, reichten sie bei der ElCom separate Kostenrechnungen ein, in denen lediglich die gruppenweit bestehenden Deckungsdifferenzen Energie konsolidiert ausgewiesen wurden (act. 41, Kostenrechnungen Tarife 2020, Form. 5.1, Deckungsdifferenzen 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 Verfügungsadressatin 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 Energieproduktion selber bereitstellen, offensichtlich über Eigenproduktion verfügten. Wenn nun ein Netzbetreiber 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 bezüglich Produktion ein Konzernansatz zur Anwendung gelange. Die ElCom habe dies in ihrer Verfügung 222-00001 vom 11. Mai 2021 in Randziffer 91 bestätigt (Beschwerde hängig beim Bundesverwaltungsgericht 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 Eigenproduktion 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 marktorientierten 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 Beschaffungsportfolios bezahlen müsste, wenn er die von der fraglichen Energieerzeugungsanlage eingespeiste 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 Rückliefervergütung 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 Wynau produzierte elektrische Energie für die Grundversorgung über die onyx Energie Dienste AG bei ihrer Konzernmutter BKW Energie AG. Die Beschaffung erfolgte gestützt auf einen Strombezugsvertrag (Verfügung 220-00007 der ElCom vom 19. April 2016, Rz. 116). Die Ist-Gestehungskosten 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 vertraglich vereinbarten Preis berücksichtigt würde.

193 Bezüglich der Frage, ob die Produktion einer Schwestergesellschaft für die Bemessung der Vergütung 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 bereitstellen, verfügen offensichtlich über Eigenproduktion. Wenn nun ein Netzbetreiber die elektrische Energie in einer rechtlich eigenständigen juristischen Person produziert, die Produktion jedoch 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 eingeflossen (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 Partnerwerk» bezieht.

194 Die ElCom folgerte aus den obigen Ausführungen (Rz. 193), dass für die Bemessung der Vergütung nach Artikel 7 Absatz 2 aEnG, der Produktion einer Schwestergesellschaft die gleiche Funktion zukommen kann wie einer beim Netzbetreiber direkt angesiedelten Eigenproduktion. Betroffener 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 Verfügung. Verwendet ein Netzbetreiber die ihm zukommende Produktion der Schwestergesellschaft wie Eigenproduktion, kann er aufgrund der Einspeisung von elektrischer Energie durch einen Dritten 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 Produktion 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 Beschaffung 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. Zusammen 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 zugehörigen juristischen Einheiten handelt es sich nicht um Netzbetreiber, sondern um Produktions- und Dienstleistungsgesellschaften. Die onyx-Gruppe wurde von der Verfügungsadressatin 1 kontrolliert (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 Netzbetrieb 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 42/59

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 erwarteten 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 insbesondere auch dadurch gerechtfertigt, dass für die BKW-Gruppe keine Konstellation vorliegt, welche 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 betrachten ist vorliegend nur jene Energiemenge, welche von der Verfügungsadressatin 2 als «Produktion eigene Kraftwerke» und «Produktion Partnerwerke» bezeichnet wird (act. 30, Beilage 3c, Übersicht).

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 Tarifen liefern können (Art. 6 Abs. 1 StromVG). Der Tarifanteil Energie orientiert sich einerseits an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion (Eigenproduktion und Beteiligungen) und andererseits 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 Bezugsverträgen 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 Beurteilung 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 abgeschlossen wurde. Eine solche Situation spricht gegen das Vorliegen angemessener Preise, solange es möglich gewesen wäre, bei Dritten ausserhalb des Konzerns substanziell günstiger einzukaufen.

205 Nach Auffassung der Verfügungsadressatinnen sind die Konzernbezüge der onyx und der Verfügungsadressatin 2 nicht mit demjenigen durchschnittlichen Preis, welcher für die Bezüge zur Versorgung der Marktkunden in Rechnung gestellt wurden, einzurechnen. Dieses Vorgehen sei unrichtig, 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 Grundversorgung sowie für Marktkunden je andere vertragliche Vereinbarungen gewählt worden. Die Konzernbeschaffungen der onyx und der Verfügungsadressatin 2 für die Endkunden in der Grundversorgung 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 Energielieferungen erfolgten auf Basis von kurzfristigen Einzelverträgen. Ein Vertrag stelle ein austariertes System 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 Eingriff 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 abgeschlossenen Rahmenverträge datieren von Anfang 2014. In der Präambel ist unter anderem Folgendes vermerkt: «Die Revision des Art. 4 StromVV Anfang des Jahres 2013 ermöglicht onyx die Anpassung des langjährigen Geschäftsverhältnisses zum heutigen Zeitpunkt und zu den skizzierten 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 Verfügungsadressatin 2 (act. 30 Beilagen 2a und 2c). Die Verfügungsadressatinnen und onyx vereinbarten 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 Stabilisierungsphase 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 Jahreskontrakte 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 Mindestkurs von 1.20 Franken pro Euro bewegte. Ausserdem sind aufgrund beschränkter Grenzkapazitäten 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 Strombörsen, europaweite Überkapazitäten in der Produktion sowie Marktverzerrungen aufgrund regulatorischer Eingriffe, insbesondere in Deutschland: Die fundamentalen Umwälzungen, welche bereits 2012 die globale, europäische und schweizerische Energielandschaft geprägt hatten, haben sich letztes Jahr weiter akzentuiert.» (S. 2) «Aufgrund der Einschätzung der zukünftigen, durch Verzerrungen auf dem Strommarkt beeinflussten Marktverhältnisse mussten bedeutende Sonderrückstellungen für belastende Energiebezugsverträge und Sonderwertberichtigungen auf Produktionsanlagen im In- und Ausland vorgenommen 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 Marktumfeld 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 folgende 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 Gesamthandel). Alle diese Aussagen legen nahe, dass die Verfügungsadressatinnen zum Zeitpunkt des Abschlusses der Rahmenverträge von einem anhaltenden Preisdruck an den Märkten ausgingen. Vor dem Hintergrund der vergangenen und Anfang 2014 erwarteten Marktpreisentwicklung, war der Abschluss eines Rahmenvertrages, mit welchem für die kommenden Jahre Energie zu Gestehungskosten eingekauft werden sollte, sowohl für onyx als auch die Verfügungsadressatin 2 unvorteilhaft. Hätten sie die für die grundversorgten Endverbraucher benötigten Energiemengen alternativ bei Dritten beschafft, wären die entsprechenden Kosten signifikant tiefer ausgefallen.

211 Bezüglich der von den Verfügungsadressatinnen geltend gemachten Verletzung der Vertragsfreiheit kann auf die Ausführungen in Randziffer 159 ff. verwiesen werden. Gegenstand der vorliegenden Verfügung ist u.a. die Beurteilung, ob die Tarife der Verfügungsadressatin in der Grundversorgung und damit in einem nicht der Wirtschaftsfreiheit unterstehenden Bereich, angemessen sind.

212 Die Verfügungsadressatinnen führen ausserdem an, die Pflichtbezüge seitens onyx und der Verfügungsadressatin 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 Verfügungsadressatin 2 mit der Verfügungsadressatin 1 die Lieferung einer bestimmten Stromqualität vereinbart hätten. Dem Langfrist-Strombezugsvertrag lässt sich auch nicht entnehmen, ob die Verfügungsadressatin 1 der onyx und der Verfügungsadressatin 2 HKN mitlieferte. Auch den Rahmenverträgen 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).

215 Bereits gemäss Artikel 1a Absatz 1 Buchstabe b aEnV mussten Unternehmen, die in der Schweiz Endverbraucher mit Elektrizität beliefern (kennzeichnungspflichtige Unternehmen), ihre Endverbraucher mindestens einmal pro Jahr u.a. über die Herkunft ihrer Elektrizität informieren. Bei Anlagen mit einer Anschlussleistung von über 30 kVA sind das Erfassen der Anlage und der produzierten 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 Anlagebetreibers 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 geltend (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 Grundversorgung 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 Verfügungsadressatin 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 Rahmenvertrag Energielieferung für […] Rp./kWh (act. 30 Beilage 3b). Die übrige Beschaffung (Grundversorgung, 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 […] Franken akzeptiert.

Beschaffung für Beschaffung für Beschaffung für korr. Beschaffung korr. Beschaffung onyx Grundversorgung Marktkunden Netzverluste eingereichtes aus BKW-Portfolio aus BKW-Portfolio aus BKW-Portfolio Rücklieferungen aus BKW-Portfolio aus BKW-Portfolio Total Beschaffung (o. Rücklieferung) (mit Rücklieferung) Energiemenge [MWh] Kosten [CHF] Rp./kWh

Tabelle 5 Konzernbeschaffung & Pflichtbezüge onyx

219 Für ihre Marktkunden beschaffte die Verfügungsadressatin 2 bei der Verfügungsadressatin 1 gestützt auf den Rahmenvertrag Energielieferung für […] Rp./kWh (act. 30 Beilage 3c). Die übrige Beschaffung (Grundversorgung, Netzverluste) der Verfügungsadressatin 2 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 der Verfügungsadressatin 2 im G-Bogen (act. 30, Beilage 3c) deklarierten Kosten angerechnet. Insgesamt werden für die Verfügungsadressatin 2 Beschaffungskosten in der Höhe von […] Franken akzeptiert.

Beschaffung für Beschaffung für Beschaffung für korr. Beschaffung korr. Beschaffung La Goule Grundversorgung Marktkunden Netzverluste eingereichtes aus BKW-Portfolio aus BKW-Portfolio aus BKW-Portfolio Rücklieferungen aus BKW-Portfolio aus BKW-Portfolio Total Beschaffung (o. Rücklieferung) (mit Rücklieferung) Energiemenge [MWh] Kosten [CHF] Rp./kWh

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 Positionen 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 Beteiligungen an Produktionseinheiten sowie jene ausländischen Kraftwerke und Beteiligungen an Produktionseinheiten, die der Versorgung der Endverbraucher in der Schweiz dienen (Verfügung 211-00008 der ElCom vom 6. April 2020, Rz. 22; vgl. auch Folien der Netzbetreiberinformationsveranstaltung 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 Territorium der Schweiz haben, werden nicht berücksichtigt. Alle anderen beschafften Energiemengen werden ins Gesamtportfolio aufgenommen und sind somit für die Bestimmung der relevanten 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 mehrere Jahre abgeschlossen werden. Für den Netzbetreiber haben die langfristigen Bezugsverträge 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 Bezugsverträgen ist daher – analog der Eigenproduktion sowie den Beteiligungen an Produktionseinheiten – 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 ausländischen Eigenproduktion und den ausländischen Kraftwerksbeteiligungen sind auch bei der Beschaffung aus dem ausländischen Markt nur diejenige Energiemenge und diejenigen Kosten für die Durchschnittspreismethode massgebend, welche einen Bezug zum Territorium 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 Absicherungsgeschäfte 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 Verfügungsadressatin 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 durchschnittliche Beschaffungskosten von […] Rp./kWh.

korrigierte korr. durchschnittl. BKW Energie Beschaffungskosten Beschaffungskosten [MWh] [CHF] [Rp./kWh] Produktion Langfrist- und Pflichtbezüge Kauf am Markt (Handel) Handelskosten Energiebeschaffung

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 Produktion plus Energie Konzernbeschaffung und Pflichtbezüge) zu dividieren. Daraus ergeben sich durchschnittliche Beschaffungskosten von […] Rp./kWh für onyx und […] Rp./kWh für die Verfügungsadressatin 2.

Energie korr. Kosten Energie korr. Gestehungs- Konzernbeschaff. Konzernbeschaff. Total korrigierte korr. durchschnittl. Produktion kosten Produktion & Pflichtbezüge & Pflichtbezüge Beschaffungskosten Beschaffungskosten [MWh] [CHF] [MWh] [CHF] [CHF] [Rp./kWh] onyx La Goule

Tabelle 8 Energieportfolio gemäss Durchschnittspreismethode, onyx bzw. La Goule

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 Energiebeschaffungsportfolio (insb. eigene Kraftwerke, Partnerkraftwerke, Langfristverträge, Rücklieferungen, 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 Beschaffungskosten 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.; 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 Endverbraucher 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 Endverbrauchern in der Grundversorgung ausgespeiste Energie wird mit den korrigierten durchschnittlichen Beschaffungskosten jedes Netzbetreibers multipliziert. Zu diesem Wert werden die gemäss Deklaration 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 […] Franken für die Verfügungsadressatin 2.

eingereichte einger. durchschn. korr. durchschn. anrechenbare Verwaltung- und anrechenbare Energie für Beschaffungskosten Beschaffungskosten Beschaffungskosten Beschaffungskosten Vertriebskosten Kosten Endverbraucher GV Endverbraucher GV Energieportfolio Energieportfolio Endverbraucher GV inkl. Gewinn GV Endverbraucher GV [MWh] [CHF] [Rp./kWh] [Rp./kWh] [CHF] [CHF] [CHF] BKW onyx La Goule

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 Deckungsdifferenzen 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 tatsächlichen Kosten von den Plankosten sowie zwischen dem prognostizierten und dem tatsächlichen Mengengerüst oder Gerichtsurteile und Verfügungen sein. Die Berechnung der Deckungsdifferenzen ist für jedes abgeschlossene Geschäftsjahr durchzuführen. Sie erfolgt nach Abschluss eines Geschäftsjahres für 12 Monate. Zur Berechnung der Deckungsdifferenzen Energie eines

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 Deckungsdifferenzen", 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 Verteilnetzbetreiber 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 verzichten (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 erstmals 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 denkbar, 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 Deckungsdifferenzspiegel für jeden Netzbetreiber ausgehend von den Werten des Prüfberichts ein. Sie weisen darauf hin, dass die Kostenkürzungen der ElCom bestritten sind, ebenso die kalkulatorische Verzinsung der Deckungsdifferenzen mit dem WACC Netz. Sie berechnen in diesem Deckungsdifferenzspiegel den Gesamtsaldo 2017 inklusive Zinsen und summieren die Deckungsdifferenzen der drei Netzbetreiber. Sie machen geltend, aus einer Gesamtsicht heraus entspreche die Summe der verzinsten Deckungsdifferenzsaldo der drei Netzbetreiber keinem «wesentlichen» Betrag (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 Netzbetreiber eine Kostenträgerrechnung zu führen (Art. 6 Abs. 4 StromVG). Jeder Netzbetreiber hat eine eigene Kostenträgerrechnung zu führen (Rz. 184 f.). Den Tarifeinnahmen der Grundversorgung (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 Grundversorgung 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 eingereichten Beschaffungskosten für Endverbraucher in der Grundversorgung zuzüglich Verwaltungs- 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

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

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

eingereichte Kosten anrechenbare Korrekturbetrag Endverbraucher GV Kosten [CHF] [CHF] [CHF] BKW onyx La Goule

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 machen 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 Vorjahren» 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 zuzuordnen. Sie seien entsprechend auch mit dem WACC Produktion zu verzinsen. Deckungsdifferenzen seien noch nicht eingenommene Erträge, welche charakterlich mit Forderungen resp. transitorischen 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 Deckungsdifferenzen 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 Deckungsdifferenzsaldo 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) mindestens dieser Satz angewandt werden muss (Weisung 2/2019 der ElCom). Das massgebliche Referenzjahr für den anwendbaren WACC ist nicht das Tarifjahr, in dem die Deckungsdifferenz entstanden ist (t), sondern jenes Jahr, in dem die Deckungsdifferenz frühestens in die Tarife eingerechnet werden kann (t+2). Diese Verzinsungsmethodik wurde vom Bundesgericht 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 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 Auffassung 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

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 Netznutzungstarifen 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 Deckungsdifferenzen 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 eingesetzten Kapitals der Produktionsanlagen mit dem WACC Produktion verzinst werde. Die regulatorische Kostenrechnung kann aus verschiedenen Gründen von der Finanzbuchhaltung abweichen. So sind zum Beispiel die Buchwerte nicht massgebend zur Bestimmung der anrechenbaren Kapitalkosten, weshalb ebenso wenig auf die Aktivierungspraxis in der Finanzbuchhaltung abgestellt 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 Energie sowie für die dazugehörigen Deckungsdifferenzen gehen die regulatorischen Vorgaben finanzbuchhalterischen Überlegungen vor.

241 Nur eintarifierte Deckungsdifferenzen sind Bestandteil des NUV und werden anteilig darüber verzinst (Unterdeckung) oder führen zu einer Reduktion des NUV (Überdeckung) und einer entsprechend 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 Produktion 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 verschiedene Komponenten (Gestehungskosten, Bezugsverträge, Beschaffung am Markt sowie Verwaltungs- und Vertriebskosten oder Gewinn) aufgeteilt werden. Die Deckungsdifferenz Energie stellt folglich auch kein für die Produktionsanlagen eingesetztes Kapital dar. Der von den Verfügungsadressatinnen gemachte Bezug zum Nettoumlaufvermögen führt damit vielmehr zum Ergebnis, 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 akzeptiert. 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 Differenzen 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

Deckungsdifferenz entstanden ist (t), sondern jenes Jahr, in dem die Deckungsdifferenz frühestens in die Tarife eingerechnet werden kann (t+2). Diese Verzinsungsmethodik wurde vom Bundesgericht 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 desjenigen Geschäftsjahres zu verzinsen, welches der frühestmöglichen Berücksichtigung des Korrekturbetrages 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. Dezember 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 Überdeckung von […] Franken. Der darin enthaltene Zins beläuft sich auf […] Franken (vgl. Tabelle 11).

anwendbarer kalkulatorische Gesamtsaldo BKW Saldovortrag Korrekturbetrag Gesamtsaldo Zinssatz Zinsen 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%

Tabelle 11 Verzinsung des Korrekturbetrags, BKW

246 Für onyx 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 (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).

anwendbarer kalkulatorische Gesamtsaldo onyx Saldovortrag Korrekturbetrag Gesamtsaldo Zinssatz Zinsen 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%

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.).

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 13).

anwendbarer kalkulatorische Gesamtsaldo La Goule Saldovortrag Korrekturbetrag Gesamtsaldo Zinssatz Zinsen 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%

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 Deckungsdifferenzen 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 Kostenrechnung). Tritt die Rechtskraft vor dem 31. August ein, ist der Korrekturbetrag in die Deckungsdifferenz 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 berücksichtigt, 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 berücksichtigen.

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 Verfügungsadressatin 1 zu integrieren.

6.6 Nicht Gegenstand des vorliegenden Verfahrens: Abbau deklarierter Deckungsdifferenzen

251 Die ElCom hat am 22. November 2022 gegenüber der Verfügungsadressatinnen ein Verfahren betreffend Status Unterdeckungen 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 Ausweisung der Deckungsdifferenzen je Netzbetreiber gemäss den Vorgaben der Stromversorgungsgesetzgebung sowie der Weisung 2/2019 der EICom. Nicht Gegenstand des Verfahrens 211-00457 ist die Überprüfung der Höhe der geltend gemachten anrechenbaren Energiekosten. 54/59

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 Energiekosten 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 Unterdeckungen wird im Verfahren 211-00457 geprüft.

7 Preisüberwachung

254 Die ElCom hat der Preisüberwachung den Prüfbericht gestützt auf Artikel 15 des Preisüberwachungsgesetzes vom 20. Dezember 1985 (PüG; SR 942.20) sowie Artikel 3 des Geschäftsreglements der Elektrizitätskommission vom 12 September 2007 (SR 734.74) zur Stellungnahme unterbreitet (act. 44). Die Preisüberwachung kann sich nicht nur zu Preiserhöhungen sondern ebenfalls 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 Prüfungsergebnis 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 berechnet 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 Geltendmachung 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 Mehrparteienverfahren äussern sich die verfahrensrechtlichen Bestimmungen nicht. Für die Aufteilung der Kosten unter den Verfügungsadressatinnen sind daher allgemeine verwaltungsrechtliche Grundsätze anzuwenden. Nach dem Verursacherprinzip sind die Kostenanteile bei mehreren Verursachern aufgrund der verursachenden Handlungsbeiträge der Verantwortlichen zu bestimmen

(TSCHANNEN/ MÜLLER/KERN, a.a.O., Rz. 1580). Unter dem Gesichtspunkt des Rechtsgleichheitsgebots und des Willkürverbots muss sich die Kostenaufteilung zudem auf ein sachgerechtes Kriterium 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 Deckungsdifferenzen. 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.