UNTERKAPITEL KAPITEL GESCHÄFTSBERICHT 58.

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1 KAPITEL UNTERKAPITEL GESCHÄFTSBERICHT /2012 1

2 IMPRESSUM ENGADINER KRAFTWERKE AG, ZERNEZ HERAUSGEBER ANDREA SIEGL UND EKW-INTERN FOTOS KARO DRUCK, FRANGART GESTALTUNG / DRUCK

3 GESCHÄFTSBERICHT /2012 ENGADINGER KRAFTWERKE AG OUVRAS ELECTRICAS D ENGIADINA SA CH-7530 Zernez

4 DAS DREIECK DER ENGADINER WASSERKRAFT 2

5 INHALT AKTIONÄRE UND GESELLSCHAFTSORGANE 4 BERICHT DES VERWALTUNGSRATS 6 UMFELD WASSERHAUSHALT ENERGIE BETRIEB UMWELT PROJEKTE AKTIONÄRE, VERWALTUNG UND PERSONAL AUSBLICK FINANZIELLER TEIL 15 FINANZIELLER ÜBERBLICK JAHRESRECHNUNG VERWENDUNG DES BILANZGEWINNS BERICHT DER REVISIONSSTELLE 39 3

6 AKTIONÄRE UND GESELLSCHAFTSORGANE STAND 30. SEPTEMBER 2012 AKTIONÄRE ALPIQ AG, OLTEN 22 % AXPO POWER AG, BADEN 5 % AXPO TRADING AG, LAUFENBURG 15 % BKW FMB ENERGIE AG, BERN 30 % CENTRALSCHWEIZERISCHE KRAFTWERKE AG, LUZERN 10 % KANTON GRAUBÜNDEN UND VERLEIHUNGSGEMEINDEN 18 % VERWALTUNGSRAT STÄNDERAT KANTON GR UND RECHTSANWALT, CHUR PRÄSIDENT DR.IUR.HSG MARTIN SCHMID LEITER HYDRAULISCHE KRAFTWERKE DER BKW FMB ENERGIE AG, BERN LEITER HYDRAULISCHE PRODUKTION DER ALPIQ AG, OLTEN VIZEPRÄSIDENT ANDREAS STETTLER MITGLIEDER JÖRG AEBERHARD PRÄSIDENT DER KORPORATION DER KONZESSIONSGEMEINDEN, SCUOL PROJEKT- UND ASSET MANAGER DER ALPIQ AG, OLTEN MITGLIED DER GESCHÄFTSLEITUNG DER CENTRALSCHWEIZERISCHEN KRAFTWERKE AG, LUZERN LEITER GESCHÄFTSBEREICH ENERGIE SCHWEIZ DER BKW FMB ENERGIE AG, BERN LIC.IUR. NOT CARL THOMAS FÜRST DR. FELIX GRAF HERMANN INEICHEN 4

7 RECHTSANWALT, MÜNSINGEN HEAD ASSET OPTIMIERUNG SCHWEIZ DER AXPO TRADING AG, LAUFENBURG REGIERUNGSRAT DES KANTONS GRAUBÜNDEN, CHUR LEITER ASSET MANAGEMENT DER AXPO POWER AG, BADEN DR. FRITZ KILCHENMANN PETER SCHÖNENBERGER HANSJÖRG TRACHSEL HANS-PETER ZEHNDER REVISIONSSTELLE ZÜRICH ERNST & YOUNG AG GESCHÄFTSFÜHRUNG DIREKTOR, ZERNEZ PETER MOLINARI BEREICHSLEITUNG VIZEDIREKTOR, FINANZEN & DIENSTE WERKSTEUERUNG INSTANDHALTUNG PROJEKTE / LOGISTIK ROLAND ANDRI WALTER BERNEGGER JACHEN GAUDENZ HEINZ GROSS 5

8 BERICHT DES VERWALTUNGSRATS UMFELD 7 WASSERHAUSHALT 8 ENERGIE 9 BETRIEB 10 UMWELT 11 PROJEKTE 11 AKTIONÄRE, VERWALTUNG UND PERSONAL 13 AUSBLICK 13 6

9 UMFELD Ein Gutachten der WEKO, wonach Erteilung und Erneuerung von Netzkonzessionen nach Binnenmarktgesetz (BGBM) öffentlich ausgeschrieben werden müssen, hatte die Eidgenössischen Räte veranlasst, entsprechende Gesetzesänderungen vorzunehmen. Handlungsbedarf erkannte das Parlament auch bei den Wasserrechtskonzessionen und stimmte in der Dezembersession 2011 nicht nur einer Änderung des Stromversorgungsgesetzes (StromVG), sondern auch des Wasserrechtsgesetzes (WRG) zu. Mit den auf den 1. Juli 2012 in Kraft getretenen Gesetzesänderungen ist die öffentliche Ausschreibung von Wasserrechtskonzessionen nun gesetzlich nicht mehr vorgeschrieben. Darüber hinaus war die Wasserkraft nicht Gegenstand in Gesetzgebungsverfahren. Auf Verordnungsstufe und bei der Erarbeitung von Vollzugshilfen konnten Absichten des Bundesamtes für Umwelt, Schutz - interessen stärker zu gewichten als vom Parlament beabsichtigt, teilweise korrigiert werden. Dieser pragmatische Ansatz muss sich allerdings bei der Umsetzung konkreter Projekte insbesondere zur Verringerung der Auswirkungen von Schwall und Sunk erst noch bewähren. Kostenfolgen resultieren aus den verschärften Sicherheits- und Haftungsbestimmungen des Stauanlagengesetzes (StAG) sowie der darin vorgesehenen Aufsichtsabgabe. Die entsprechende Verordnung soll am 1. Januar 2013 in Kraft treten. 7

10 WASSERHAUSHALT Im Geschäftsjahr 2011/12 lagen die Niederschläge 2 % unter dem langjährigen Mittel (Vorjahr minus 3 %). Niederschläge im Geschäftsjahr 2011/ mm OKT. NOV. DEZ. JAN. FEB. MÄRZ APR. MAI JUNI JULI AUG. SEP. MIN.-MAX MONATSNIEDERSCHLAG NIEDERSCHLAGSMITTELWERT ( ) Speichersee Livigno DATUM NUTZINHALT Mio. m 3 GEPUMPT Mio. m 3 ENERGIERESERVE GWh ENERGIERESERVE % 1. Okt Sep Im Mitteljahr Ableitung aus Einzugsgebiet Alto Spöl nach Italien Die Konzessionsbestimmungen geben Italien das Recht, die Zufl üsse aus dem oberen Spöltal bis zu einem durchschnittlichen Maximum von 90 Mio. m 3 ins Veltlin abzuleiten. GESCHÄFTSJAHR VORJAHR MITTELJAHR Mio. m 3 Mio. m 3 Mio. m

11 ENERGIE Die Nettoabgabe an die energiebeziehenden Partner lag mit GWh (Vorjahr GWh) im vergangenen Geschäftsjahr um 10.2 % über dem langjährigen Mittel. Energieproduktion und Energieabgabe im Geschäftsjahr 2011/12 WINTER GWh SOMMER GWh GESCHÄFTSJAHR GWh (IM VORJAHR) GWh Zentrale Pradella ' Zentrale Martina Zentrale Ova Spin Dotierzentralen Gesamtproduktion ' ' Pumpenergie Nettoproduktion ' ' Verluste und Pro. Dotiergruppen Nettoabgabe ' ' In % des Mitteljahres Ankauf bei Axpo Trading Zusatzenergie Konzessions- u. Ersatzenergie Eigenbedarf, Direktbezüger und Verluste in der Talversorgung Verbrauch in der Talversorgung (Winterperiode: Oktober März) Langjährige Energieproduktion (letzte 10 Geschäftsjahre) 1800 GWh /03 03/04 04/05 05/06 06/07 07/08 08/09 09/10 10/11 11/12 WINTER SOMMER PUMPEN ÜBRIGE MIT. NETTOABGABE* NETTOABGABE * Mittlere Nettoabgabe: Mittelwert aus den jeweils 10 vorangegangenen Geschäftsjahren 9

12 BETRIEB Der Betrieb der Kraftwerksanlagen und Netze verlief im Geschäftsjahr 2011/12 im Grossen und Ganzen ohne schwerwiegende Störungen bzw. Unterbrüche, mit Ausnahme einer relevanten Netzstörung vom 19. August 2012, bei der eine Schutzauslösung auf der 380-kV-Sammelschiene in der Freiluftschaltanlage Pradella aufgetreten ist. In Folge fi elen sämtliche Anlagen der EKW sowie die Talversorgung für rund zwei Stunden aus. Die Ursache konnte nicht abschliessend geklärt werden. In diesem Betriebsjahr wurden im Zuge der grösseren Instandhaltungsarbeiten verschiedene Vorhaben erfolgreich nach Plan abgewickelt oder stehen kurz vor dem Abschluss: Ersatz der Verbindungsschienen zwischen den Generatoren und den Maschinentransformatoren der Maschinengruppen 1-4 im Kraftwerk Pradella in 2 Etappen. Ersatz der Generatorschalter in der Zentrale Pradella Ersatz der Heizung-Lüftung-Klima-Steuerung im Kraftwerk Martina Ersatz der Schwallwasserwarntafeln Erneuerung der Sanitäranlagen südseitig des Strassentunnels bei Punt dal Gall Felssicherungen oberhalb des Zugangsgebäudes zum Kraftwerk Ova Spin Im 1. und 3. Quartal 2011/12 war aufgrund der oben genannten Arbeiten in der Zentrale Pradella die Verfügbarkeit jeweils deutlich tiefer als in den beiden anderen Quartalen. Die störungsbedingte Nichtverfügbarkeit der Zentrale Ova Spin war mit 0.98 % deutlich höher als im Vorjahr (0.10 %). Im 4. Quartal 2011/12 war die Verfügbarkeit aller EKW-Anlagen mit % trotzdem gleich hoch wie im sehr guten Vorjahr (99.51 %). In die Instandsetzung der Wasserfassungen wurden dieses Jahr rund CHF 250'000 und in die veralteten Teile der Talversorgungsleitungen rund CHF 200'000 investiert. Im Bereich der Dokumentation der Leitungsnetze, eine sich über vier Jahre erstreckende Arbeit mit einem Kostenumfang von CHF 250'000, wurden in diesem Geschäftsjahr rund CHF 77'000 aufgewendet. Die Instandhaltungsarbeiten für den Strassentunnel beliefen sich auf CHF 340'000. Darin enthalten sind u.a. die Schneeräumung, die Reinigung des Tunnels inklusive Vorplätze und die Instandsetzung des Lüftungsventilators. Ausser Budget, in der Höhe von rund CHF 42'000, wurde die dringend notwendige Bodenbefestigung des Verkehrsstauraums auf der Deponie Champsech bei Ova Spin vorgenommen, die sich im Winterhalbjahr für die Verkehrsregelung in Zusammenhang mit dem Tourismusverkehr nach Livigno sehr bewährt hat. Die rollende Planung sah ebenfalls eine Revision der Trafos im Unterwerk Zernez vor, eine kostspielige Investition, die aufgrund der einwandfreien Funktion der Trafos im Sinne einer zustandsorientierten Instandhaltung auf später verschoben werden konnte. 10

13 UMWELT Im vergangenen Jahr wurde die Entwicklung des Umweltmanagementsystems (UMS) weiter voran getrieben. Dazu etablierte die Direktion u.a. das Thema Umwelt als ständiges Traktandum an den Progressmeetings, was die Ernsthaftigkeit zu diesem Thema bekräftigt und die bereichsübergreifende Koordination und das Funktionieren der Schnittstellen sicherstellt. Das externe Audit, das im Dezember 2011 durchgeführt wurde, bestätigte die Erfüllung der für die Zertifi zierung nach den Labels naturemade basic, TÜV Erzeugung EE und für die Ausstellung von Herkunftsnachweisen geforderten Kriterien und berechtigt die EKW zur weiteren Produktion und dem Vertrieb des ökologischen Mehrwerts. Als umweltrelevant kann der Ersatz von drei in die Jahre gekommenen Fahrzeuge der EKW erwähnt werden. In einem Fall fi el der Entscheid auf ein Elektroauto, das nun seine Fahrtüchtigkeit unter den anspruchsvollen klimatischen Bedingungen im Engadin beweisen kann. PROJEKTE Während des Geschäftsjahres 2011/12 konnten folgende Projekte erfolgreich und zum Teil beträchtlich unter dem vom Verwaltungsrat bewilligten Kredit abgeschlossen werden: Erneuerung der Sekundärtechnik im 60/16-kV-Unterwerk Zernez Erneuerung der 16-kV-Schaltanlage in der Kraftwerkszentrale Pradella Stabilisierung des rechten Widerlagers beim unteren Aquädukt in S-chanf Erneuerung der Leittechnik in der Wasserfassung Pradella Der Bericht zum Bauprojekt Retrofi t Stauanlage Punt dal Gall liegt seit Ende Juli 2012 vor. Zurzeit laufen die Ausschreibungen für die elektromechanischen Anlagenteile. Das Bewilligungsverfahren für die Seeabsenkung erweist sich in Italien als anspruchsvoller als ursprünglich angenommen. Von den zuständigen Ämtern in Italien und dem Kanton Graubünden wurden Sofortmassnahmen zur Reduzierung des Fischbestandes beschlossen. Der Termin der Seeabsenkung ist dabei auf Frühjahr 2015 festgelegt worden. Die Ausschreibungsphase sollte gemäss Zeitplan bis März 2013 abgeschlossen sein. Das Projekt Retrofi t der Wasserfassung Sampuoir und Clemgia wurde durch zwei Beschwerden gegen den Vergabeentscheid betreffend Los 2 Hydromechanik verzögert. Beide Rekurse wurden am vom Verwaltungsgericht abgewiesen. Alle Werkverträge liegen vor. Die Ausführungsarbeiten wurden auf das Jahr 2013 verschoben und die Inbetriebnahme ist im Dezember 2013 vorgesehen. Das Projekt Verkabelung der 16-kV-Leitung Baselgia auf der Strecke La Serra-Champsech verläuft plangemäss. Die ESTI-Plangenehmigung liegt seit Juli 2012 vor. Am wurde mit den Arbeiten an der ersten Teilstrecke begonnen. Sie können, in Abhängigkeit vom entsprechenden Strassenbauprojekt des kantonalen Tiefbauamtes, voraussichtlich abgeschlossen werden. 11

14 Im August 2012 wurde das Bauprojekt Erneuerung der Freiluftschaltanlagen Pradella unter Teilnahme von Swissgrid gestartet. Die Bearbeitung des Projekts verzögert sich aufgrund der Tatsache, dass es Bestandteil des übergeordneten Projekts Netzentwicklung Engadin ist und die entsprechenden Verhandlungen mit Swissgrid noch nicht abgeschlossen werden konnten. Das Jahr 2013 ist für das Bewilligungsverfahren sowie den Beginn der Ausschreibungsphase vorgesehen. Die Erneuerung der Telekommunikationsanlagen erweist sich als äusserst komplexes Projekt. EKW ist deshalb auf die Unterstützung von Telekommunikationsspezialisten der Axpo angewiesen, welche ihre Erfahrung in ähnlichen Projekten einbringen können. Aufgrund entsprechender Empfehlungen von Tunnelsicherheitsspezialisten wurden im Februar 2012 weitere Massnahmen zur Erhöhung der Sicherheit im Strassentunnel Munt La Schera beschlossen. Diese Massnahmen betreffen in erster Linie die Selbstrettung (Lüftung Fluchtstollen, Signalisation, Branddetektion). Auf die Ausschreibung für die in diesem Zusammenhang notwendigen Lieferungen ist lediglich ein Angebot eingegangen, das preislich deutlich über dem bewilligten Kredit lag. Bereits zwei Monate nach der Genehmigung des Projekts Neubau Dotierkraftwerk Wehr Pradella Ende April 2012, konnte der Werkvertrag für die Lieferung der zwei Kaplanturbinen unterzeichnet werden. Die Inbetriebnahme des Dotierkraftwerks ist im Herbst 2013 vorgesehen. Vorbereitungen für die Bauarbeiten werden im Herbst 2012 ausgeführt, wobei das Los Bau wegen erheblicher Überschreitungen des Kostenvoranschlags in einer ersten Submission im November 2012 neu ausgeschrieben werden muss. Im Projekt Gemeinschaftskraftwerk Inn GKI hat am in Wien die Berufungsverhandlung vor dem Umweltsenat stattgefunden. Die Genehmigung lässt seither weiterhin auf sich warten. Wesentlich zu den weiteren Verzögerungen hat ein Felssturz im Bereich des geplanten Wehres Ovella im Grenzbereich Schweiz-Österreich am beigetragen. Dieser Unfall mit Todesfolge führte zur Forderung nach weiteren, vertieften geologischen Untersuchungen, welche sich als enorm zeitaufwendig erwiesen. Der aktuellste Zeitplan geht nun realistischerweise von einem Bescheid des Umweltsenats kurz vor Ende 2012 und einem Baubeschluss im Dezember 2013 aus. 12

15 AKTIONÄRE, VERWALTUNG UND PERSONAL Die Generalversammlung im Februar 2012 stand, infolge des Verzichts auf Wiederwahl unseres langjährigen Verwaltungsratspräsidenten, Herrn Dr. Reto Mengiardi, im Zeichen der Wahl eines Nachfolgers. Herr Dr.iur.HSG Martin Schmid, Ständerat des Kantons Graubünden und Rechtsanwalt in Chur, wurde von der Generalversammlung einstimmig als neues Mitglied in den Verwaltungsrat und von letzterem zum Verwaltungsratspräsidenten gewählt. Herr Dr. Reto Mengiardi, alt Regierungsrat, Rechtsanwalt und Notar in Chur, hat den Verwaltungsrat der EKW AG während 21 Jahren präsidiert. In seinem Abschlussreferat liess er in eindrücklicher Weise die Energiepolitik von den Anfängen der EKW in den fünfziger Jahren bis heute revuepassieren. Dabei schilderte er, wie wechselvoll die Energiepolitik während der letzten Jahrzehnte war: von Atomstrom ja - Wasserkraft nein bis zu Atomstrom nein Wasserkraft ja. So gab er den Verantwortlichen der Zukunft zu bedenken, immer offen zu sein für das heute Undenkbare, da die Energiepolitik von heute nicht die Energiepolitik von morgen und schon gar nicht die Energiepolitik von übermorgen sein wird. In einer Laudatio würdigte Herr Regierungsrat Hansjörg Trachsel die Amtszeit des erst dritten Verwaltungsratspräsidenten in der 57-jährigen Geschichte der EKW. Er hob seine Geschicke als neutraler Präsident hervor, der es immer wieder verstand, die Partner mit unterschiedlicher Interessenlage an den runden Tisch zu bringen um gemeinsam Lösungen zu fi nden. Als Engadiner, der romanischen Sprache mächtig, war er mit den Konzessionsgemeinden in besonderem Masse verbunden. Im Namen der Generalversammlung sprach er dem scheidenden Präsidenten den herzlichsten Dank aus für seinen jahrelangen Einsatz zum Wohl unserer Gesellschaft, einen Dank, dem wir uns an dieser Stelle anschliessen. Im Geschäftsjahr 2011/12 betrug der Personalbestand im Jahresdurchschnitt 57.0 Vollstellen, die sich auf 65 Mitarbeitende verteilten. Für das grosse Engagement und die guten Leistungen im Dienste unseres Unternehmens sprechen der Verwaltungsrat und die Direktion der Belegschaft Dank und Anerkennung aus. AUSBLICK Im vergangenen Jahr war die Diskussion von der sogenannten Energiewende geprägt. Doch auch in der neuen Energiestrategie soll die Wasserkraft nach dem Willen des Bundesrates eine zentrale Rolle spielen. Im Mai haben Bundesrätin Leuthard sowie die Wirtschaftsminister Deutschlands und Österreichs eine gemeinsame Erklärung zum Ausbau der Pumpspeicherkapazitäten in den drei Ländern unterzeichnet. Die Amtshandlung entspricht der Überzeugung, dass die Kraftwerke eine Schlüsselrolle beim Ausbau der erneuerbaren Energien spielen. Mit der Energiestrategie 2050 beabsichtigt der Bundesrat denn auch ein nationales Interesse am Bau neuer Pumpspeicherwerke gesetzlich zu statuieren. Die Nutzungsinteressen sollen damit den Schutzinteressen, die namentlich aus dem Natur- und Heimatschutzgesetz resultieren, gleich oder gar höher gestellt werden, um die Realisierung wichtiger Projekte zu erleichtern. 13

16 An die erhöhten Jahresproduktionsziele, die der Bundesrat in seiner neuen Politik für die Wasserkraft defi niert, sollen allerdings nur die natürlichen Zufl üsse angerechnet werden. Mit 38.6 TWh im Jahr 2050 sind diese Ziele trotzdem ambitiös. Die Zahlen resultieren aus einer Studie, die das BFE bereits Anfang Juni veröffentlicht hat und die das Ausbaupotenzial der Wasserkraft bis 2050 unter optimierten Nutzungsbedingungen auf 3.2 TWh schätzt. Rund die Hälfte davon entfällt allerdings auf die Kleinwasserkraft. Beim Bund hat sich inzwischen die Überzeugung durchgesetzt, dass sich die neue Energiestrategie in einem vollständig liberalisierten Markt leichter umsetzen lässt. Das BFE plant deshalb den zweiten Marktöffnungsschritt an die Hand zu nehmen und mit einjähriger Verzögerung auf Anfang 2015 umzusetzen. Zwar sind die Strompreise mit Blick auf die Entwicklung in Europa derzeit kein Politikum mehr. Trotzdem dürften von verschiedener Seite Bedenken gegen eine vollständige Öffnung des Strommarktes angemeldet werden. 14

17 FINANZIELLER TEIL FINANZIELLER ÜBERBLICK 16 JAHRESRECHNUNG ERFOLGSRECHNUNG BILANZ GELDFLUSSRECHNUNG UND EIGENKAPITALNACHWEIS ANHANG VERWENDUNG DES BILANZGEWINNS 38 15

18 FINANZIELLER ÜBERBLICK FINANZIELLER ÜBERBLICK Die Jahreskosten zu Lasten der Partner beliefen sich in der Berichtsperiode auf CHF 79.2 Mio. Im Vergleich zum Vorjahr erhöhten sie sich somit um CHF 1.8 Mio. oder 2.3%. Dem Kostenanstieg von CHF 4.6 Mio., welcher hauptsächlich auf höhere Wasserrechtsabgaben und sonstige Konzessionsleistungen zurückzuführen ist, steht ein Mehrertrag von CHF 2.8 Mio. gegenüber. Der Betriebsaufwand liegt mit CHF 71.5 Mio. insgesamt CHF 7.5 Mio. über dem Vorjahreswert. Die Konzessionsgemeinden haben seit Inbetriebnahme der Kraftwerksanlagen erstmals, mit Wirkung ab 1. Oktober 2011, von ihrem Recht Gebrauch gemacht, neben der bisher bereits gelieferten Konzessionsenergie zusätzlich auch die Zusatzenergie für die Talversorgung von der EKW zu Vorzugskonditionen zu beziehen. Die dafür benötigte Energiemenge, inklusive des Eigenbedarfs für die Kraftwerksund Nebenanlagen, wurde ab diesem Zeitpunkt eingekauft und nicht mehr aus der Eigenproduktion geliefert. Der Energie- und Netznutzungsaufwand erhöhte sich damit um CHF 4.6 Mio. Die Kosten für Unterhalts- und Erneuerungsarbeiten sind um CHF 0.4 Mio. tiefer ausgefallen, dagegen erhöhte sich der Personalaufwand gegenüber dem Vorjahr um CHF 0.3 Mio. Die Abschreibungen betrugen CHF 22.9 Mio. (Vorjahr CHF 22.4 Mio.) und liegen damit CHF 0.5 Mio. über dem Vorjahr. Die Aufwendungen für Wasserzinsen und Abgaben sowie für die Energielieferungen an die Konzessionsgemeinden beliefen sich auf CHF 27.4 Mio. (Vorjahr CHF 24.9 Mio.). Aufgrund der gegenüber dem Vorjahr vorteilhafteren hydrologischen Verhältnisse sind die Wasserrechtsabgaben um CHF 1.8 Mio. angestiegen. Von den darin enthaltenen schweizerischen Wasserrechtsabgaben von CHF 18.7 Mio. entfi elen in der Berichtsperiode CHF 9.9 Mio. auf den Kanton und CHF 8.8 Mio. auf die Gemeinden. Der Mehraufwand für die Lieferung der Konzessions- und Zusatzenergie an die Gemeinden betrug CHF 1.9 Mio. und lag damit um CHF 1.5 Mio. höher als im Vorjahr. Dagegen reduzierten sich die Kapital- und sonstigen Steuern gegenüber dem Vorjahr um CHF 0.8 Mio. Das Finanzergebnis reduzierte sich dank des weiterhin günstigen Zinsumfeldes gegenüber dem Vorjahr um CHF 1.1 Mio. oder 5.5 %. Die Ertragssteuern wurden bis und mit Geschäftsjahr 2007/08 defi nitiv veranlagt. Seit dem Geschäftsjahr 2008/09 werden die Ertragssteuern auf der Basis eines neu entwickelten Besteuerungsmodells ermittelt und der Rechnung belastet, obwohl zwischen den zuständigen Stellen des Kantons Gaubünden und den Partnerwerken, insbesondere in einem zentralen Punkt, noch keine Einigung bezüglich der Besteuerung der Partnerwerke erzielt werden konnte. Die Engadiner Kraftwerke AG wird als Partnerwerk geführt. Partnerwerke sind dadurch charakterisiert, dass die Aktionäre die gesamte Energieproduktion übernehmen und im Gegenzug die sich ergebenden Jahreskosten erstatten. Aufgrund der Vereinbarung über die Beteiligung von Kanton und Gemeinden aus dem Jahr 2007 entspricht die jeweils auszuschüttende Dividende grundsätzlich der Rendite 16

19 der 10-jährigen Bundesobligationen (Kassazinssatz) während des Geschäftsjahres, gerundet auf ein Viertel Prozent, zuzüglich maximal 1.50 %. Für das Geschäftsjahr 2011/12 resultierte auf dieser Basis eine Dividende von 2.25 % (Vorjahr 3.25 %). Daraus ergab sich, einschliesslich der Zuweisung an die allgemeine Reserve, ein erforderlicher Jahresgewinn von CHF 3.3 Mio. (Vorjahr CHF 4.8 Mio.), welcher Bestandteil der erwähnten Jahreskosten ist. 17

20 JAHRESRECHNUNG ERFOLGSRECHNUNG JAHRESRECHNUNG ERFOLGSRECHNUNG IN CHF ANMERKUNG 2011/ /11 Jahreskosten zu Lasten der Partner 2 79'188'545 77'428'093 Aktivierte Eigenleistungen 1'048' '009 Übriger Betriebsertrag 3 14'116'076 11'583'712 Gesamtleistung 94'353'409 89'769'814 Energie- und Netznutzungsaufwand 4-9'707'093-5'104'041 Material und Fremdleistungen -2'573'249-2'984'619 Personalaufwand -7'368'401-7'111'917 Abschreibungen 5-22'954'445-22'429'246 Abgaben, Kapital- und sonstige Steuern 6-27'376'521-24'919'032 Übriger Betriebsaufwand -1'508'035-1'477'202 Betriebsaufwand -71'487'744-64'026'057 Betriebliches Ergebnis 22'865'665 25'743'757 Finanzertrag 99' '246 Finanzaufwand 7-19'029'306-20'589'503 Ordentliches Ergebnis 3'935'500 5'706'500 Ergebnis vor Ertragssteuern 3'935'500 5'706'500 Ertragssteuern -615' '500 Jahresgewinn 8 3'320'000 4'790'000 18

21 JAHRESRECHNUNG BILANZ BILANZ IN CHF ANMERKUNG AKTIVEN Sachanlagen Betriebsanlagen 9 771'459' '827'222 Unbebaute Grundstücke 9 89'981 89'981 Grundstücke und Gebäude 9 7'864'905 8'075'876 Anlagen im Bau 9 4'121'848 4'397'217 Betriebs- und Geschäftsausstattung 9 329' '662 Total Sachanlagen 783'865' '658'958 Total Finanzanlagen 10 44'899 44'899 Total Immaterielle Anlagen 11 6'571'229 6'337'730 Total Anlagevermögen 790'481' '041'587 Vorräte 1 1 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 12 1'736'863 2'482'634 Übrige Forderungen 13 10'730'564 11'890'542 Aktive Rechnungsabgrenzungen 14 3'841'130 3'832'603 Flüssige Mittel 2'843'342 1'403'078 Total Umlaufvermögen 19'151'900 19'608'858 TOTAL AKTIVEN 809'633' '650'445 Passiven Aktienkapital / Grundkapital '000' '000'000 Allgemeine Reserve 14'240'000 14'000'000 Bilanzgewinn 3'320'000 4'790'000 Total Eigenkapital 157'560' '790'000 Langfristige Finanzverbindlichkeiten '000' '000'000 Total Langfristiges Fremdkapital 595'000' '000'000 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen ' '180 Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten 18 20'000'000 16'100'000 Übrige kurzfristige Verbindlichkeiten 19 1'907'790 1'735'278 Passive Rechnungsabgrenzungen 20 34'515'422 33'213'987 Total Kurzfristiges Fremdkapital 57'073'510 51'860'445 Total Fremdkapital 652'073' '860'445 TOTAL PASSIVEN 809'633' '650'445 19

22 JAHRESRECHNUNG GELDFLUSSRECHNUNG GELDFLUSSRECHNUNG IN CHF ANMERKUNG 2011/ /11 Jahresgewinn 3'320'000 4'790'000 Abschreibungen 22'954'445 22'429'246 Zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge - 1'044 Gewinne aus Abgängen des Anlagevermögens - -43'878 Veränderung Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 745' '491 Veränderung Übrige Forderungen 1'159' '606 Veränderung Aktive Rechnungsabgrenzungen -8' '248 Veränderung Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen ' '428 Veränderung Übrige kurzfristige Verbindlichkeiten 172'512-7'370'718 Veränderung Passive Rechnungsabgrenzungen 1'301'435 2'914'815 Geldfluss aus Betriebstätigkeit (operativer Cash Flow) 29'479'025 22'793'214 Auszahlungen für Investitionen von Sachanlagen 21-7'052'684-4'443'322 Einzahlungen aus Devestitionen von Sachanlagen - 5'650 Einzahlungen aus Verkauf von Finanzanlagen - 38'228 Auszahlungen für Investitionen von immateriellen Anlagen -336' '046 Geldfluss aus Investitionstätigkeit -7'388'761-5'263'490 Aufnahme von langfristigen Finanzverbindlichkeiten - 100'000'000 Rückzahlung von langfristigen Finanzverbindlichkeiten - -40'000'000 Rückzahlung von kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten -16'100'000-71'900'000 Aufnahme von kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten - - Dividendenauszahlung -4'550'000-4'550'000 Geldfluss aus Finanzierungstätigkeit -20'650'000-16'450'000 Veränderung flüssige Mittel 1'440'264 1'079'724 Flüssige Mittel am Ende des Vorjahres 1'403' '354 Flüssige Mittel am Ende des Berichtsjahres 2'843'342 1'403'078 20

23 JAHRESRECHNUNG EIGENKAPITALNACHWEIS EIGENKAPITALNACHWEIS IN CHF AKTIENKAPITAL/ GRUNDKAPITAL ALLGEMEINE RESERVE 1) BILANZ- GEWINN TOTAL EIGENKAPITAL Eigenkapital '000'000 13'760'000 4'790' '550'000 Zuweisung Allgemeine Reserve - 240' '000 - Dividendenausschüttung '550'000-4'550'000 Jahresgewinn 2010/ '790'000 4'790'000 Eigenkapital '000'000 14'000'000 4'790' '790'000 Zuweisung Allgemeine Reserve - 240' '000 - Dividendenausschüttung '550'000-4'550'000 Jahresgewinn 2011/ '320'000 3'320'000 Eigenkapital '000'000 14'240'000 3'320' '560'000 1) Die "Allgemeine Reserve" wurde ausschliesslich aus Gewinnen geäufnet. 21

24 JAHRESRECHNUNG ANHANG ANHANG Rechnungslegungsgrundsätze Die Jahresrechnung der Engadiner Kraftwerke AG wurde nach den Vorschriften des Aktienrechts und in Übereinstimmung mit den Fachempfehlungen zur Rechnungslegung (Swiss GAAP FER) erstellt. Sie vermittelt ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage. Als nahe stehende Personen gelten alle unter Anmerkung 15 aufgeführten Gesellschaften und öffentlich-rechtlichen Körperschaften. Dieser Swiss GAAP FER Abschluss entspricht gleichzeitig dem handelsrechtlichen Abschluss. Bewertungsgrundsätze Die Aktiven und Passiven werden nach einheitlichen Kriterien bewertet. Die wichtigsten Bewertungsregeln sind: Sachanlagen Die Sachanlagen werden zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten abzüglich kumulierter Abschreibungen bilanziert. Die Abschreibungen erfolgen nach der linearen Methode aufgrund der geschätzten technisch-wirtschaftlichen Nutzungsdauern bzw. bei heimfallenden Betriebsanlagen maximal über die Konzessionsdauer. Die Nutzungsdauern bewegen sich für die einzelnen Anlagenkategorien innerhalb folgender Bandbreiten: Kraftwerkanlagen (bauliche) Kraftwerkanlagen (elektromechanische) Übertragungsanlagen Verteilanlagen Schutz-, Mess- sowie leittechnische Anlagen Grundstücke allgemein Grundstücke, nach Konzessionsablauf entschädigungslos heimfallend Betriebs- und Verwaltungsgebäude Anlagen im Bau und Projekte Betriebs- und Geschäftsausstattung Jahre Jahre Jahre Jahre Jahre nur bei Werteinbusse 80 Jahre 50 Jahre nur bei Werteinbusse 5 Jahre Innerhalb der festgelegten Bandbreiten wird die Abschreibungsdauer aufgrund der spezifi schen Nutzungsdauer des entsprechenden Anlagenguts gewählt. Nutzungsdauern werden periodisch überprüft bzw. neu eingeschätzt. Die Anlagen im Bau sind zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet. Während der Erstellungsphase werden in der Regel keine Abschreibungen vorgenommen. Erneuerungsinvestitionen und Verbesserungen von Anlagen werden aktiviert, wenn sie die Lebensdauer wesentlich verlängern, die Kapazität erhöhen oder eine substantielle Verbesserung der Qualität der Produktionsleistung mit sich bringen. 22

25 Finanzanlagen Wertschriften, welche aufgrund von Bestimmungen der Konzession gehalten werden, sind vollständig wertberichtigt. Beteiligungen werden zum Anschaffungswert abzüglich betriebswirtschaftlich notwendiger Wertberichtigung bilanziert. Immaterielle Anlagen Das immaterielle Anlagevermögen beinhaltet entgeltlich erworbene, immaterielle Werte wie Konzessionen. Die Abschreibungen der Konzessionen erfolgen linear über die vertragliche Nutzungsdauer (80 Jahre). Die Kostenzuschüsse für die Projektierung und Planung der Kraftwerkanlagen der Gemeinschaftskraftwerk Inn GmbH Landeck/Tschlin werden als Strombezugsrechte aktiviert. Diese werden ab Inbetriebnahme des neuen Kraftwerks linear über die Konzessionsdauer abgeschrieben. Während der Projektierungs- bzw. Erstellungsphase werden in der Regel keine Abschreibungen vorgenommen. Die Werthaltigkeit der getätigten Investitionen wird periodisch überprüft. Übrige immaterielle Anlagen werden höchstens zu Anlagekosten bewertet und über die Nutzungsdauer linear abgeschrieben. Vorräte Die Vorräte beinhalten Betriebsstoffe und Ersatzteile. Die Position ist unwesentlich und vollständig abgeschrieben. Forderungen Forderungen werden zu Nominalwerten abzüglich betriebswirtschaftlich notwendiger Wertberichtigungen ausgewiesen. Flüssige Mittel Die fl üssigen Mittel enthalten Kassabestände, Post- und Bankguthaben sowie Geldanlagen bei Banken mit einer Laufzeit bis 90 Tage. Sie sind zu Nominalwerten bilanziert. Verbindlichkeiten Sämtliche Verbindlichkeiten sind zu Nominalwerten in die Bilanz einbezogen. Bei den kurzfristigen Verbindlichkeiten handelt es sich um Verpfl ichtungen mit Fälligkeit von weniger als 12 Monaten. Steuern Sämtliche aus dem laufenden Geschäftsergebnis anfallenden Steuern werden berücksichtigt. Personalvorsorge Die Engadiner Kraftwerke AG ist einer Branchensammeleinrichtung angeschlossen. Dabei handelt es sich um eine rechtlich selbständige Vorsorgeeinrichtung. Mitglieder dieser Vorsorgeeinrichtung sind sämtliche fest angestellten Mitarbeiter der Gesellschaft ab dem 1. Januar nach Vollendung des 17. Altersjahrs. Diese sind für den Invaliditäts- und Todesfall versichert. Ab 1. Januar nach Vollendung des 24. Altersjahrs sind sie auch für Altersleistungen versichert. Die wirtschaftlichen Auswirkungen von Vorsorgeeinrichtungen auf die Gesellschaft werden wie folgt dargestellt: Die Aktivierung eines wirtschaftlichen Nutzens aus Überdeckung in der Vorsorgeeinrichtung (beispielsweise in Form einer positiven Auswirkung auf zukünftige Geldfl üsse) wäre zwar zulässig, 23

26 erfolgt aber nicht, da weder die Voraussetzungen dafür erfüllt sind, noch die Gesellschaft beabsichtigt, diesen zur Senkung von Arbeitgeberbeiträgen einzusetzen. Ein sich aus frei verfügbaren Arbeitgeberbeitragsreserven ergebender Nutzen wird als Aktivum erfasst. Eine wirtschaftliche Verpfl ichtung (beispielsweise in Form von negativen Auswirkungen auf zukünftige Geldfl üsse infolge einer Unterdeckung in der Vorsorgeeinrichtung) wird erfasst, wenn die Voraussetzungen für die Bildung einer Rückstellung erfüllt sind. Die auf die Periode abgegrenzten Beiträge, die Differenz zwischen den jährlich ermittelten wirtschaftlichen Nutzen aus Überdeckungen in der Vorsorgeeinrichtung und Verpfl ichtungen sowie die Veränderung der Arbeitgeberbeitragsreserve werden als Personalaufwand in der Erfolgsrechnung erfasst. Eventualverpflichtungen Eventualverpfl ichtungen und weitere, nicht zu bilanzierende Verpfl ichtungen, bei welchen ein Mittelabfl uss als unwahrscheinlich eingeschätzt wird, werden in der Bilanz nicht erfasst. Dagegen wird der jeweils am Bilanzstichtag bestehende Haftungsumfang und weitere, nicht zu bilanzierende Verpfl ichtungen im Anhang zur Jahresrechnung offen gelegt. Die Bewertung erfolgt gemäss der Wahrscheinlichkeit und der Höhe der zukünftigen einseitigen Leistungen und Kosten. Derivative Finanzinstrumente Die Engadiner Kraftwerke AG ist Zins- und Währungsrisiken ausgesetzt. Zur Absicherung dieser Risiken werden nach Bedarf derivative Transaktionen abgeschlossen. Diese erfolgen in Übereinstimmung mit bestehenden Richtlinien zur Absicherungspolitik. Nahe stehende Personen Als Transaktionen mit nahe stehenden Personen werden Geschäftsbeziehungen mit Aktionären der Gesellschaft, mit Gesellschaften, die von diesen vollkonsolidiert werden, sowie mit weiteren nach Swiss GAAP FER 15 als nahe stehend geltende Personen ausgewiesen. Nicht als Transaktionen mit nahe stehenden Personen gelten Transaktionen sowie Forderungen und Verbindlichkeiten, die im Rahmen der Bestimmungen des Gründungs-, Partnervertrages (ausser Jahreskosten) oder der Statuten entstanden sind. Als Aktionäre gelten die unter Anmerkung 15 aufgeführten Gesellschaften. Wertbeeinträchtigung von Aktiven Die Aktionäre der Engadiner Kraftwerke AG sind aufgrund bestehender Partnerverträge verpfl ichtet, die auf ihren Beteiligungsanteil entfallenden Jahreskosten zu bezahlen. Somit ist die Werthaltigkeit des Anlagevermögens des Partnerwerks nach Swiss GAAP FER 20 gegeben. 24

27 JAHRESRECHNUNG ANMERKUNGEN ZUR ERFOLGSRECHNUNG UND BILANZ 1. Wesentliche Änderungen in den Aufwands- und Ertragspositionen gegenüber dem Vorjahr Die Konzessionsgemeinden beziehen seit der Inbetriebnahme der Kraftwerkanlagen erstmals, mit Wirkung ab 1. Oktober 2011, neben der bis anhin bereits bezogenen Konzessionsenergie (Gratis-, Vorzugs- I, Vorzugs- II und Ersatzenergie) auch die Zusatzenergie für die Abdeckung des Talbedarfs von der Engadiner Kraftwerke AG. Die dafür benötigte Energiemenge, inklusive des Eigenbedarfs für die Kraftwerk- und Nebenanlagen, wird ab diesem Zeitpunkt am Markt beschafft. Dieses Vorgehen hat zur Folge, dass einerseits der Energiebeschaffungsaufwand gestiegen ist, anderseits eine Erhöhung des übrigen Betriebsertrags resultiert, der den erzielten Umsatz beinhaltet. Die Höhe der Entschädigung für die Zusatzenergielieferungen richtet sich, gemäss Konzession, nach den sich jährlich ergebenden Produktionskosten der Engadiner Kraftwerke AG zuzüglich eines Rappens Marge pro Kilowattstunde. Der den erzielten Umsatz übersteigende Teil der Energiebeschaffungskosten wird unter den Abgaben bzw. Konzessionsaufl agen ausgewiesen. (siehe auch Anmerkung 3, 4 und 6) 2. Jahreskosten zu Lasten der Partner Die durch den übrigen Betriebsertrag, den Finanzertrag und die Veräusserungsgewinne nicht gedeckten Betriebskosten werden gemäss vertraglicher Regelung von den Partnern entsprechend ihrer Beteiligung am Aktienkapital übernommen. Dafür haben sie Anspruch auf den ihrer Beteiligung entsprechenden Teil der Energieproduktion. 3. Übriger Betriebsertrag in CHF 2011/ /11 Blindenergieabgabe 990'875 1'235'398 Energieabgabe an Verleihungsgemeinden / Nebenanlagen 4'800' '528 Erlöse aus Netz- und Anlagenbenutzung 3'803'251 4'118'575 Erlöse aus übrigen betrieblichen Lieferungen und Leistungen 220' '034 Erlöse aus Strassentunnel 4'284'919 4'925'280 Übrige betriebliche Erträge 16' '897 Total 14'116'076 11'583'712 Blindenergieabgabe wird von der nationalen Netzgesellschaft Swissgrid AG entschädigt. Blindenergie dient dem Aufbau elektromagnetischer und elektrischer Felder, wie dies z.b. für den Betrieb von elektrischen Motoren notwendig ist. 25

28 Die Energieabgabe an Verleihungsgemeinden / Nebenanlagen beinhaltet neben der bereits bisher gelieferten Konzessionsenergie auch die Zusatzenergielieferungen (CHF ; Vorjahr CHF 0) an die Konzessionsgemeinden. (siehe auch Anmerkung 1, 4 und 6) Seit der Inkraftsetzung des Stromversorgungsgesetzes bzw. der Stromversorgungsverordnung werden die Netznutzungskosten für die in den Konzessionsgemeinden konsumierte Energie auf der Grundlage der Briefmarke bewertet und einerseits als Aufwand unter Abgaben verbucht (vgl. Anmerkung 6 Netznutzung Konzessionsgemeinden) und anderseits als Erlöse unter Netz- und Anlagenbenutzung berücksichtigt. 4. Energie- und Netznutzungsaufwand in CHF 2011/ /11 Pumpenantriebsenergie 3'820'275 3'693'510 Netznutzungsaufwand 1'108'705 1'410'531 Energiebeschaffung 4'778'113 - Total 9'707'093 5'104'041 Im Netznutzungsaufwand sind die Vergütungen für die Nutzung der Netzebene 1 an die nationale Netzgesellschaft Swissgrid AG enthalten. Die Kosten für Ausgleichsenergie im Betrag von rund CHF 0.4 Mio. (Vorjahr CHF 0.6 Mio.) sind ebenfalls in dieser Position enthalten. Die Schweizer Kraftwerke produzieren täglich nach einem am Vortag festgelegten Fahrplan mit einer zeitlichen Aufl ösung von 15 Minuten. Abweichungen von diesem Plan werden von der nationalen Netzgesellschaft dem verursachenden Kraftwerk über den Bilanzgruppenverantwortlichen in Rechnung gestellt. Es handelt sich um die Differenz zwischen dem aktuellen Strompreis an der Schweizer Strombörse und dem Preis für die Ausgleichsenergie. Bezüglich der Grundlagen der Energiebeschaffung wird auf Anmerkung 1 verwiesen. 5. Abschreibungen in CHF 2011/ /11 Abschreibungen auf Sachanlagen 22'851'867 22'305'277 Abschreibungen auf immateriellen Anlagen 102' '969 Total 22'954'445 22'429'246 26

29 6. Abgaben, Kapital- und sonstige Steuern in CHF 2011/ /11 Wasserrechtsabgaben Wasserzinsen Schweiz 8'828'384 8'042'594 Wasserzinsen Italien 525' '058 Wasserwerksteuer Kanton Graubünden 9'890'060 9'011'774 Total Wasserrechtsabgaben 19'243'897 17'476'426 Konzessionsauflagen Konzessionsenergielieferungen 867' '033 Zusatzenergielieferungen an Konzessionsgemeinden 1'018'638 - Abgeltung Konzessionsaufl agen 427'800 - Netznutzung Konzessionsgemeinden 2'748'308 2'965'370 Total Konzessionsauflagen 5'062'242 3'494'403 Übrige Abgaben Total Übrige Abgaben 575' '514 Total Abgaben 24'881'621 21'645'343 Kapital- und sonstige Steuern Total Kapital- und sonstige Steuern 2'494'900 3'273'689 Total 27'376'521 24'919'032 Die für die Lieferung der Konzessionsenergie benötigte Energiemenge stammt zu einem kleineren Teil aus Eigenproduktion (Dotierturbinen). Dieser Anteil wurde zu Produktionskosten des Vorjahres bewertet. Der Rest wird beschafft. Die Differenz (CHF 0.6 Mio.; Vorjahr CHF 0) aus Energiebeschaffungspreis und Erlös aus Konzessionsenergielieferungen ist in dieser Position enthalten. (siehe auch Anmerkung 1) Die Zusatzenergielieferung an die Konzessionsgemeinden verursacht Kosten von CHF 1.0 Mio. (Vorjahr CHF 0). Für weitere Erläuterungen wird auf Anmerkung 1 verwiesen. Die Abgeltung von Konzessionsaufl agen betrifft zwei Gemeinden, die keinen direkten Anschluss an die Talleitung haben. Diese werden in bar entschädigt. Die Position Netznutzung Konzessionsgemeinden beinhaltet die auf der Grundlage der Briefmarke 27

30 errechnete Leistung gegenüber den Gemeinden (vgl. Anmerkung 3). Die im Vorjahr erhaltene Teilentschädigung für die Netznutzung durch den Lieferanten der sogenannten Zusatzenergie im Konzessionsgebiet fällt aufgrund vertraglicher Vereinbarungen dahin. Die Übrigen Abgaben enthalten die aufgrund konzessionsrechtlicher Verpfl ichtungen zu übernehmenden Kosten für Systemdienstleistungen (SDL) der Endkonsumenten im Konzessionsgebiet (CHF 0.5 Mio., Vorjahr CHF 0.6 Mio.). 7. Finanzaufwand in CHF 2011/ /11 Anleihenszinsen 5'500'000 5'500'000 Darlehenszinsen 12'463'500 13'937'799 Übriger Finanzaufwand 1'065'806 1'151'704 Total 19'029'306 20'589' Jahresgewinn Aufgrund der Vereinbarung mit dem Kanton Graubünden aus dem Jahr 2007 ergibt sich für das Geschäftsjahr 2011/12 eine Dividende von 2.25 % (Vorjahr 3.25 %) bzw. CHF (Vorjahr CHF ). Unter Berücksichtigung der Zuweisung an die Allgemeine Reserve resultiert ein Jahresgewinn von CHF (Vorjahr CHF ). 28

31 9. Sachanlagen in TCHF Betriebsanlagen (inkl. Reservematerial) Unbebaute Grundstücke Grundstücke und Gebäude Anlagen im Bau inkl. Anzahlungen Betriebs- u. Geschäftsausstattung Total Sachanlangen Bruttowerte '259' '777 2'621 2'006 1'278'554 Investitionen ' '728 Abgänge -1' '439 Überträge / Umklassierungen 2' ' Bruttowerte '260' '777 4'397 2'022 1'281'843 Kumulierte Abschreibungen ' '490-1' '317 Abschreibungen 2010/11 22' '305 Abgänge -1' '438 Kumulierte Abschreibungen ' '701-1' '184 Bilanzwerte ' '287 2' '237 Bilanzwerte ' '076 4' '659 Bruttowerte '260' '777 4'397 2'022 1'281'843 Investitionen ' '059 Abgänge -2' '161 Überträge / Umklassierungen 7' ' Bruttowerte '265' '777 4'122 2'164 1'286'741 Kumulierte Abschreibungen ' '701-1' '184 Abschreibungen 2011/12 22' '852 Abgänge -2' '161 Kumulierte Abschreibungen ' '912-1' '875 Bilanzwerte ' '076 4' '659 Bilanzwerte ' '865 4' '866 29

32 Anschaffungs- bzw. Herstellkosten der Betriebsanlagen inkl. Reservematerial in TCHF Kraftwerk Ova Spin / Pradella 650' '262 Kraftwerk Martina 568' ' kV-Leitung Martina - Pradella 13'309 13'309 Verteilanlagen Talversorgung 27'208 23'774 Reservematerial 5'121 5'170 Anschaffungs-, Herstellkosten (Bruttowerte) 1'265'538 1'260'506 Kumulierte Abschreibungen 494' '679 Nettobuchwerte 771' '827 Brandversicherungswerte der Sachanlagen (Wasserbauliche Anlagen sind nur teilweise gegen Brandrisiko versichert) 620' '570 Anschaffungskosten unbebaute Grundstücke in TCHF Betrieblich genutzte, unbebaute Grundstücke Betriebsfremde, unbebaute Grundstücke Bruttowerte Kumulierte Abschreibungen Nettobuchwerte Anschaffungskosten Grundstücke und Gebäude in TCHF Betrieblich genutzte, bebaute Grundstücke und Gebäude 12'002 12'002 Betriebsfremde, bebaute Grundstücke und Gebäude 2'775 2'775 Bruttowerte 14'777 14'777 Kumulierte Abschreibungen 6'912 6'701 Nettobuchwerte 7'865 8'076 30

33 10. Finanzanlagen Diese Position enthält die Beteiligung von 14 % an der am 27. März 2006 gegründeten Gemeinschaftskraftwerk Inn GmbH mit Sitz in Landeck (Zweigniederlassung in Martina, Gemeinde Tschlin). Das Stammkapital beträgt EUR Informationen zum Stand des Projekts sind im Teil Bericht des Verwaltungsrats, Abschnitt Projekte des Geschäftsberichts enthalten. Aufgrund von Konzessionsbestimmungen gehaltene Wertschriften sind bis auf CHF 1 wertberichtigt. 11. Immaterielle Anlagen in TCHF Nutzungsrechte (Konzessionen) Strombezugsrechte Übrige immaterielle Anlagen Total immaterielle Anlagen Anschaffungskosten '184 2' '309 Investitionen Anschaffungskosten '184 3' '173 Kumulierte Abschreibungen ' '711 Abschreibungen 2010/ Kumulierte Abschreibungen ' '835 Bilanzwerte '591 2' '598 Bilanzwerte '526 3' '338 Anschaffungskosten '184 3' '173 Investitionen Anschaffungskosten '184 4' '509 Kumulierte Abschreibungen ' '835 Abschreibungen 2011/ Kumulierte Abschreibungen ' '938 Bilanzwerte '526 3' '338 Bilanzwerte '461 4' '571 31

34 12. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in CHF Gegenüber nahe stehenden Personen 1'581'735 2'311'824 Gegenüber Dritten 155' '810 Total 1'736'863 2'482' Übrige Forderungen in CHF Gegenüber nahe stehenden Personen Kontokorrent-Guthaben (Aktionäre) 8'496' '718 Sonstige 4'800 4'624 Gegenüber Dritten 2'228'916 11'651'200 Total 10'730'564 11'890'542 Die Jahreskosten zulasten der Aktionäre werden nach Liquiditätsbedarf eingefordert, was zu Schwankungen der Guthaben gegenüber nahe stehenden Personen führt. In den Forderungen gegenüber Dritten war im Vorjahr das Guthaben gegenüber der nationalen Netzgesellschaft Swissgrid AG von CHF 11.7 Mio. aus der Restkostenverrechnung von Systemdienstleistungen (SDL) der Jahre 2009 und 2010 enthalten. Auf der Grundlage des Urteils vom 24. August 2011 des Bundesverwaltungsgerichts erfolgte die Rückzahlung der Restkostenverrechnung von SDL für das Jahr 2009 am 7. November 2011 durch die Swissgrid AG. Die unter Vorbehalt und zu Unrecht bezahlten SDL für das Jahr 2010 (1. Januar 31. Mai 2010) konnten im Betrag von CHF 1.7 Mio. der Swissgrid AG am 18. September 2012 in Rechnung gestellt werden. Die Rückzahlung erfolgte am 9. Oktober Aktive Rechnungsabgrenzungen in CHF Finanzierungskosten 1'861'315 2'478'435 Diverse 1'979'815 1'354'168 Total 3'841'130 3'832'603 Die Finanzierungskosten beinhalten Emissionskosten von Anleihen sowie Zinsabsicherungskosten, welche über die Laufzeit des Grundgeschäfts bzw. des Absicherungsgeschäfts zu Lasten des Finanzaufwands aufgelöst werden. 32

35 15. Eigenkapital Das Aktienkapital besteht aus Namenaktien mit einem Nominalwert von je CHF 100. Es sind beteiligt: BKW FMB Energie AG, Bern 30 % Alpiq AG, Olten 22 % Kanton Graubünden und Verleihungsgemeinden 18 % Axpo Trading AG, Laufenburg 15 % Centralschweizerische Kraftwerke AG, Luzern 10 % Axpo Power AG, Baden 5 % 16. Langfristige Finanzverbindlichkeiten in CHF Anleihen Zinssatz Laufzeit Vorzeitig % 2004/ '000' '000' % 2006/ '000' '000'000 Total 200'000' '000'000 Gewichteter Ø-Zinssatz der ausstehenden Anleihen 2.75 % (Vorjahr 2.75 %) Darlehen Restlaufzeit 1-5 Jahre 90'000' '000'000 Restlaufzeit > 5 Jahre 305'000' '000'000 Total 395'000' '000'000 Fälligkeiten innerhalb von 12 Monaten wurden im Umfang von CHF 20 Mio. bereits mittels Forward- Transaktion refi nanziert. Der verbleibende Teil der Fälligkeit im Umfang von CHF 20 Mio. (<12 Monaten) fi guriert unter Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten (siehe Anmerkung 18). Gewichteter Ø-Zinssatz der ausstehenden Darlehen 3.0 % (Vorjahr 3.0 %) Total langfristige Finanzverbindlichkeiten 595'000' '000'000 33

36 17. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen in CHF Gegenüber nahe stehenden Personen 28' '971 Gegenüber Dritten 622' '209 Total 650' ' Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten in CHF Darlehen 20'000'000 - Feste Vorschüsse Dritter - 16'100'000 Total 20'000'000 16'100' Übrige kurzfristige Verbindlichkeiten in CHF Gegenüber nahe stehenden Personen Kontokorrent-Schuld (Aktionäre) - - Gegenüber Dritten 1'907'790 1'735'278 Total 1'907'790 1'735' Passive Rechnungsabgrenzungen in CHF Schuldzinsen 13'949'486 13'954'070 Wasserzinsen / Wasserwerksteuern 14'721'503 14'021'110 Steuern 3'840'859 3'844'519 Sonstige Abgrenzungen 2'003'574 1'394'288 Total 34'515'422 33'213'987 34

37 21. Geldflussrechnung Fakturierte, noch nicht bezahlte sowie abgegrenzte Investitionen im Totalbetrag von TCHF 291 (Vorjahr TCHF 285) sind in der Geldfl ussrechnung unter Auszahlungen für Investitionen nicht enthalten, da diese noch nicht liquiditätswirksam waren. Weitere Angaben 22. Derivative Finanzinstrumente (Ausserbilanzgeschäfte) in CHF Swapgeschäfte Kontraktvolumen 40'000'000 40'000'000 Negativer Wiederbeschaffungswert 2'402'676 2'599'294 Devisen Termingeschäfte Fälligkeit K/V Währung Betrag Gegenbetrag in CHF Gegenbetrag am Stichtag in CHF Wieder beschaffungswert in CHF K EUR 378' ' '008 3' K EUR 378' ' '317 3' K EUR 252' ' '624 2'339 Total '210'844 1'219'949 9'105 In den vorliegenden Fällen handelt es sich ausschliesslich um die Absicherung von Cash-Flows, die sich bilanziell noch nicht auswirken und mit hoher Wahrscheinlichkeit eintreten. Die Absicherung wurde erfolgsneutral behandelt. Die Wertveränderungen werden nicht im Eigenkapital erfasst. 35

38 23. Transaktionen mit nahe stehenden Personen in CHF Umfang der Geschäftstätigkeit zwischen der Engadiner Kraftwerke AG und nahe stehenden Personen. 2011/ /11 Beschaffung von Energie 10'394'775 4'209'650 Lieferungen und Leistungen für Investitionen 180'294 62'517 Sonstige Lieferungen und Leistungen 199' '762 Total Lieferungen und Leistungen von nahe stehenden Personen 10'774'524 4'615'929 Energielieferungen gegen Erstattung der Jahreskosten 79'188'545 77'428'093 Einräumung von Mitbenützungsrechten 92'958 73'024 Sonstige Lieferungen und Leistungen 925' '770 Total Lieferungen und Leistungen an nahe stehenden Personen 80'206'703 78'269' Personalvorsorge in TCHF Wirtschaftlicher Nutzen / wirtschaftliche Verpflichtung und Vorsorgeaufwand Unterdeckung und Überdeckung 2011/ /2011 Wirtschaftlicher Anteil der Organisation 2011/ /2011 Auf die Periode abgegrenzte Beiträge 2011/ /2011 Veränderung zum Vorjahr bzw. erfolgswirksam im Geschäftsjahr Vorsorgeaufwand im Personalaufwand 2011/ /2011 Vorsorgeeinrichtungen ohne Über- /Unterdeckung Total Die Ermittlung der wirtschaftlichen Auswirkungen aus Vorsorgeeinrichtungen erfolgt auf der Basis der fi nanziellen Situation der Vorsorgeeinrichtung gemäss letztem Jahresabschluss. Die Branchensammeleinrichtung, der die Engadiner Kraftwerke AG angehört, hat ihr letztes Geschäftsjahr am 31. März 2012 abgeschlossen. 36

39 25. Angaben über die Durchführung der Risikobeurteilung Der Verwaltungsrat hat die Geschäftsführung mit der Durchführung der Risikoprüfung beauftragt. Das Organisationsreglement wurde entsprechend angepasst. Die Grundsätze des Risikomanagements sind in der Risikomanagement-Politik festgehalten, die vom Verwaltungsrat genehmigt wurde. Dazu gehören die Vorgaben zur systematischen Erfassung und Auswertung der Risiken, deren Priorisierung, die Beurteilung der Einfl üsse auf das gesamte Unternehmen sowie die Einleitung und Überwachung von Massnahmen zur Handhabung der identifi zierten Risiken. Die systematisch erfassten, analysierten und priorisierten Risiken wurden in einem Risikoinventar zusammengefasst, welches vom Verwaltungsrat letztmals am 22. Juni 2012 behandelt wurde. Konkrete Massnahmen zur Handhabung der identifi zierten Risiken wurden geprüft und beschlossen. Ein periodisches Risikomanagement-Reporting an den Verwaltungsrat wurde etabliert. Ausserordentliche Vorfälle werden umgehend gemeldet. Aufgrund zu treffender Annahmen bezüglich zukünftiger Entwicklungen bei der Beurteilung der Risiken ist deren Bewertung mit einer entsprechenden Unsicherheit behaftet. 26. Eventualverpflichtungen Es bestanden per Bilanzstichtag keine ausweispfl ichtigen Sachverhalte. 27. Ereignisse nach dem Bilanzstichtag Nach dem Bilanzstichtag vom 30. September 2012 sind keine weiteren Ereignisse eingetreten, die ausweispfl ichtig sind. Ereignisse nach dem Bilanzstichtag werden bis zum 7. Dezember 2012 berücksichtigt. An diesem Datum wurde die Jahresrechnung vom Verwaltungsrat der Engadiner Kraftwerke AG genehmigt. Es bestehen keine weiteren nach Art. 663b OR oder Swiss GAAP FER ausweispfl ichtigen Sachverhalte. 37