Energiestrategie 2050 | Lexipedia

Art. 1 Zweck In Artikel 1 wird gegenüber dem Energiegesetz von 1998 ein stärkerer Fokus auf die erneuer- baren Energien und auf die Forcierung des Ausbaus gelegt, wie das für den schrittweisen Kernenergieausstieg nötig wird.

Art. 2 Ziele für den Ausbau der Elektrizität aus erneuerbaren Energien Mit dem sukzessiven Wegfall der Elektrizität aus Kernkraft steht die Nutzung der erneuerba- ren Energien zur Stromproduktion im Zentrum. Im Rahmen der Erstellung und Aktualisierung der Energieperspektiven wurden die Ausbaupotenziale für die Sonnenenergie, Geothermie, Windenergie und Biomasse berechnet. Diese Potenziale definieren denn auch die Ausbauziele der Energiestrategie, die im Gesetz je für das Jahr 2035 und 2050 als ein Gesamtziel für alle neuen erneuerbaren Technologien definiert sind. Auch die Wasserkraftnutzung soll weiterhin einen wichtigen Beitrag zur Stromproduktion aus erneuerbaren Energien leisten und ausgebaut werden. Im Rahmen der Energiestrategie 2050 wurde das Ausbaupotenzial der Wasserkraftnutzung erhoben. Die Ergebnisse sind im Juni 2012 publiziert worden. Das Ausbauziel bis 2035 entspricht 2 TWh pro Jahr, bis 2050 beträgt es 3,2 TWh pro Jahr. Basis für die Ausbauziele bildet das Jahr 2012. Die Produktionserwar- tung 2012 beläuft sich gemäss Wasserkraftstatistik (WASTA) auf 35,4 TWh. Dabei handelt es sich um eine mittlere Produktionserwartung, das heisst jährliche Schwankungen, die klima- tisch oder wirtschaftlich bedingt sind, werden geglättet. Ebenso fliesst die Produktionserwar- tung aus Kleinstkraftwerken (unter 300 kW) ein. Nicht berücksichtigt wird der Energiebedarf der Zubringerpumpen. Bei Pumpspeicherwerken wird nur jener Anteil mit einbezogen, der aufgrund der natürlichen Zuflüsse produziert wird. Die heutige Möglichkeit zur Anrechnung von im Ausland produzierter Elektrizität aus erneu- erbaren Energien wird gestrichen. Ebenso gestrichen wird die Norm, gestützt auf die der Bundesrat den Elektrizitätsversorgungsunternehmen ab 2016 verbindliche Produktionsvorga- ben machen könnte (Quoten).

Art. 3 Ziel für den Ausbau der Elektrizität aus Wärme-Kraft-Kopplungs-Anlagen Entsprechend dem Ziel, die Elektrizitätsproduktion aus fossilen und teilfossilen Wärme-Kraft- Kopplungs-Anlagen (WKK-Anlagen) zu fördern, wird im Energiegesetz hierzu ein Ausbau- ziel aufgenommen. Im Gegensatz zu den Zielen betreffend der Elektrizitätsproduktion aus erneuerbaren Energien bezieht sich die Zielsetzung hier jedoch nicht auf eine jährliche Pro- duktionsmenge, sondern auf eine installierte Leistung. Dies entspricht dem Grundgedanken, dass WKK-Anlagen zeitlich nur dann betrieben werden sollen, wenn dies tatsächlich nötig und sinnvoll ist. Anzustreben ist demnach nicht eine klar definierte, jährliche Erzeugungs- menge, sondern ein bereitzustellendes Potenzial, das jeweils bedarfsgerecht ausgeschöpft

wird. Auf diese bedarfsgerechte Ausschöpfung ist denn auch das ganze WKK- Vergütungssystem ausgerichtet (vgl. Art. 31 ff). Von der Zielsetzung erfasst ist nur Elektrizität aus jenen Anlagen, die Teil des WKK- Vergütungssystems sein können (vgl. im Detail bei Art. 31).

Art. 4 Verbrauchsziele Die Verbrauchsziele lehnen sich an den Bericht Grundlagen für die Energiestrategie des Bundesrates vom Mai 2011 an.

Art. 5 Zusammenarbeit mit den Kantonen, der Wirtschaft und anderen Organisationen Die Koordination der Energiepolitik zwischen Bund und Kantonen ist wichtig. Was die Wirt- schaft angeht, so waren bisher zunächst deren (freiwillige) Massnahmen zu beachten; Vor- schriften wurden nur subsidiär erlassen. Dieses Subsidiaritätsprinzip wird nun gestrichen (vgl. auch Art. 35). Es wäre in der neuen Energiepolitik eher systemfremd oder bedarf jedenfalls nicht der gesetzlichen Verankerung.

Art. 6 Grundsätze Der Akzent wird noch stärker als bisher auf die erneuerbaren Energien gelegt. Neu zu den Grundsätzen gereiht wird – leicht modifziert – die aus dem geltenden Recht stammende Vorschrift, mit der die Energiewirtschaft in genereller Weise zu Effizienzmass- nahmen und zur Nutzung erneuerbarer Energien angehalten wird. Diese generelle Vorgabe wird durch ein neues, verbindliches Instrument zur Effizienzsteigerung beim Stromverbrauch konkretisiert, nämlich die Zielvorgaben für Elektrizitätslieferanten und die entsprechenden Zertifikate (Art. 43 ff.). Der heutige Artikel 6, der eine Prüfung vorschreibt, damit fossile Stromproduktionsanlagen nur als Zweitlösung realisiert werden, d.h. wenn der Bedarf nicht mit erneuerbaren Energien gedeckt werden kann, hat Grundsatzcharakter und wird darum ebenfalls in die Norm zu den Grundsätzen aufgenommen. Die Subsidiarität von fossilen Anlagen wird neu zudem noch stärker betont als bisher. Allfällige Gaskombikraftwerke sind also, wenn sie denn nötig sind, in ihrer Anzahl möglichst tief zu halten.

2. Kapitel: Energieversorgung 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen

Art. 7 Begriff der Energieversorgung und Zuständigkeit Die Norm aus dem geltenden Recht (Art. 4), die die Energieversorgung definiert und zur Aufgabe der Energiewirtschaft erklärt, wird materiell unverändert beibehalten.

Art. 9 Gefährdung der Elektrizitätsversorgung Diese Norm wird leicht umformuliert, entspricht aber inhaltlich dem bisherigen Art. 6a.

Art. 10 Kennzeichnung und Herkunftsnachweis von Elektrizität Die Norm zur Stromkennzeichnung und zu den Herkunftsnachweisen wird im Gesetz auf den Stand gebracht, wie er – aufgrund einer Delegation – mit dem heutigen Verordnungsrecht bereits erreicht ist: Obligatorium zur Kennzeichnung und zum Herkunftsnachweis. Vom Obligatorium sollen allerdings – aus Gründen der Verhältnismässigkeit – auch Ausnahmen möglich sein, z.B. bei Kleinanlagen oder Notstromaggregaten. Das Herkunftsnachweis-

System wird über Gebühren finanziert. Allenfalls wird eine Anlastung dieser Kosten zu regeln sein. Die Herkunftsnachweise von Anlagen, die Beiträge aus dem Netzzuschlag erhalten, sind für die weitere Verwendung blockiert. Sie stehen weder der Kraftwerkseigentümerin noch dem Netzbetreiber zu. Vielmehr sind sie allen Endkundinnen und Endkunden, welche die Anlagen letztlich finanzieren, vorbehalten. Dieser Sachverhalt äussert sich auf der Stromkennzeich- nung in einem fixen Prozentsatz von Elektrizität aus geförderten Anlagen. Übrige Artikel Geringfügige Änderungen redaktioneller Natur.

2. Abschnitt: Raumplanung und Ausbau erneuerbare Energien

Art. 11 und 12 Gemeinsame Planung für den Ausbau erneuerbarer Energien Ausbaupotenzialplan, Aufgabe des Bundes Idee des raumplanerischen Ansatzes bzw. von Gebietsausscheidungen ist, dass zwischen den verschiedenen Akteuren und Interessen in einem frühen Stadium und wenn es noch nicht um konkrete Projekte geht, leichter ein Konsens (oder Kompromisse) zu Standortgebieten gefun- den werden kann. Lösungen dürften auch leichter sein, wenn die Sicht eine gesamtschweizeri- sche und nicht eine bloss kleinräumige ist. Am nötigsten erscheint aus heutiger Opitk eine Planung in den Bereichen Wasser- und Windkraft. Die Planung ist ein Prozess, einschliesslich der notwendigen Grundlagenarbeit. Dieser Pro- zess hat in vielen Kantonen schon begonnen. Am Schluss soll die Planung zu einem gesamt- schweizerischen Erzeugnis mit einem einheitlichen Standard führen. Die gemeinsame Pla- nung soll – technologiespezifisch – mit Karten, mittels Erläuterungen in Textform und anderen Mitteln erfolgen. Gemäss Artikel 11 sind es die Kantone, die die Planung „gemein- sam“ vornehmen. Gemeinsam bedeutet, dass die Kantone untereinander zusammenarbeiten; ebenso sollen sie aber die Gemeinden einbeziehen; der Bund wirkt ebenfalls mit. Der Bund bringt, vertreten durch das UVEK, v.a. die gesamtschweizerische Sicht ein und unterstützt die Koordination. Er führt die Ergebnisse am Schluss zusammen. Erst dadurch wird der Plan zu einem das ganze Land abdeckenden „Ausbaupotenzialplan“. Für den Bund ist sodann eine subsidiär zum Tragen kommende Zuständigkeit vorgesehen (Art. 12 Abs. 3): Das UVEK übernimmt die Federführung bei der Planung, wenn die primär verantwortlichen Kantone (gesamthaft) keine Resultate erzielen, wie es sie für einen zügigen und starken Ausbau der erneuerbaren Energien braucht. Ziel der Planung ist, dass die Nutzung der erneuerbaren Energien erheblich verstärkt werden kann, und zwar gemäss den Ausbauzielen (Art. 2), wie sie sich u.a. aufgrund des Kernener- gieausstiegs ergeben. Zu einer Planung mit einem Gesamtblick (und im Sinne von Kompro- missen) gehört auch, gewisse Gebiete von der Nutzung auszunehmen. Gegenläufige Interes- sen zur Nutzung sind hauptsächlich der Natur- und Heimatschutz. Andere Schutzanliegen sind z.B. der Wald oder der Vogelzug oder die Rücksichtnahme auf zwingende Bedürfnisse der Luftfahrt. Ansatz der Planung soll aber nicht sein, v.a. Gebiete freizuhalten; im Gegenteil liegt der Fokus vielmehr darin, Gebiete der Nutzung zuzuführen. Das bringt Art. 11 Abs. 2 zum Ausdruck, der verlangt, die vorhandenen Potenziale seien zweckmässig zu nutzen. Das Planungsinstrument ist trotz der Beteiligung des Bundes oder des landesweiten Ansatzes nicht ein Sachplan oder ein Konzept gemäss Raumplanungsgesetz (RPG, SR 700). Es kann

jedoch als „gemeinsame Planung“ gesehen werden, wie sie bereits – obschon nicht explizit vorgesehen – unter dem heutigen RPG möglich ist.

Art. 13 Raumplanung in den Kantonen Der schweizweite „Ausbaupotenzialplan“ und dessen in den Kantonen erarbeiteten Teile sind – von gewissen Wirkungen für die Bundesbehörden (Art. 12 Abs. 3) abgesehen – letztlich nicht verbindlich. Nachgelagert braucht es deshalb – mittels der herkömmlichen RPG-Instrumente – verbindli- che Festlegungen. Erst diese sind eine solide Basis für konkrete Projekte und für die Bewilli- gungsverfahren. Es ist nicht zu verhindern, dass in deren Rahmen auch die räumlichen Festle- gungen wieder hinterfragt werden. Die Bewilligungsbehörden und Gerichte werden aber zu berücksichtigen haben, dass bestimmte Standorte – u.a. mit Blick auf die neue Energiepolitik und deren Ausbauziele – planerisch in für die Nutzung ausgeschiedenen Gebieten liegen und also grundsätzlich ein Wertungsentscheid im Sinne der Nutzung getroffen wurde. Die raum- planerischen Festlegungen bzw. die darin enthaltene Vorab-Gebietsentscheide sind somit eine Grundlage für die Verfahren zur Bewilligung konkreter Projekte und präjudizieren gewisser- massen die Standort- bzw. Standorteignungsfrage. Allein deswegen ist ein Vorhaben indes noch nicht zu bewilligen. Dafür sind natürlich auch alle anderen relevanten Aspekte zu prü- fen, z.B. die Einhaltung des einschlägigen Umweltschutz- oder Gewässerschutzrechts. Die nötige raumplanerische Umsetzung bzw. Verbindlichkeit wird in zwei Schritten erreicht, erstens durch die Aufnahme in die Richtpläne (für die Behörden verbindlich) und zweitens durch entsprechende Nutzungs- bzw. Sondernutzungspläne (auch für die Grundeigentümer verbindlich). Kantone und Gemeinden behalten aber eine gewisse Freiheit; sie müssen den Ausbaupotenzialplan nicht sklavisch genau in eine verbindliche Raumplanung überführen. Der Plan gibt aber die Erwartungen und Potenziale wieder; die Gemeinwesen können diese nicht ignorieren (sie können z.B. Ersatzgebiete bezeichnen), ansonsten riskieren sie, dass der Bundesrat ihren Richtplan (gesamthaft) nicht genehmigt. Die Pflicht zur Ausscheidung im Richtplan wird parallel zum EnG auch im RPG festgehalten, dies jedoch nicht im Rahmen dieser Vorlage, sondern über eine RPG-Revision. Die verantwortlichen Gemeinwesen, nicht zuletzt auch die Gemeinden, müssen die raumpla- nerischen Festlegungen zügig vornehmen. Die Kantone sollen bei Säumnis der Gemeinden entsprechend einwirken, allenfalls gar mit einer Ersatzvornahme oder mit finanziellen Mit- teln. Wenn viele raumplanerische Umsetzungen auf ein Mal nötig sind, kann das die Behör- den überfordern, auch ressourcenmässig. Die Kantone können daher z.B. Prioritäten vorge- ben, u.a. in zeitlicher Hinsicht oder für gewisse Regionen. Die verschiedenen Planungen bauen logisch aufeinander auf: Gemeinsame Planung (Ausbau- potenzialplan), Richtplanung, Nutzungsplanung. Das heisst indes nicht, dass nicht, wo mög- lich und sinnvoll, auch parallel gearbeitet werden kann. Müssten immer alle Planungen auf höherer, allgemeinerer Stufe abgewartet werden, stünde dies im Widerspruch zum Anliegen von möglichst raschen raumplanerischen Grundlagen und einem zügigen Ausbau. Art. 13 Abs. 1, der vorsieht, dass die Kantone und Gemeinden ihre Raumplanung erst am Ausbaupo- tenzialplan auszurichten haben, wenn er vorliegt bzw. genehmigt ist, bringt genau auch diese Parallelität der Arbeiten und Verfahren zum Ausdruck. Die Gemeinwesen, die bei der Raum- planung weiter sind als andere, sollen nicht blockiert werden, bis der gesamtschweizerische Ausbaupotenzialplan existiert. Festlegungen, die nicht im Widerspruch zum voraussichtlichen Plan und zum Anliegen des Ausbaus stehen, sollen sie vornehmen.

Art. 14 Nationales Interesse an der Nutzung erneuerbarer Energien Gerade Wasser- und Windkraftanlagen kommen häufig nur in Gebieten in Frage, die land- schaftlich wertvoll und entsprechend geschützt sind. Über einen besonders starken Schutz verfügen Objekte in einem Bundesinventar nach dem Natur- und Heimatschutzgesetz (NHG, SR 451). Die Objekte in diesen BLN-Gebieten (BLN: Bundesinventar der Landschaften und Naturdenkmäler von nationaler Bedeutung) erfassen gesamthaft rund einen Fünftel und also mehr als nur einen marginalen Teil der Fläche der Schweiz. Sie sind nach Art. 6 NHG grund- sätzlich ungeschmälert zu erhalten oder jedenfalls grösstmöglich zu schonen. Bisher hatten Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Bewilligungsver- fahren bzw. bei der dortigen Interessenabwägung gegenüber dem NHG-Schutz einen eher schweren Stand. Sie konnten oft nicht gebaut werden, oder Erweiterungen scheiterten. Mit der neuen Energiepolitik, die u.a. auf einem starken Ausbau der erneuerbaren Energien beruht, müssen grundsätzlich vermehrt auch in BLN-Gebieten Produktionsanlagen gebaut werden können. Meinung ist freilich nicht, dass sämtliche noch freie Standorte mit Energieanlagen verbaut werden sollen. Indem für die erneuerbaren Energien neu gesetzlich ein nationales Interesse statuiert wird, werden die beiden Anliegen – einerseits das Schutzniveau (v.a. des Natur- und Heimatschutzes oder z.B. auch der Schutz, den das Waldrecht verleiht) und ande- rerseits die Energienutzung – grundsätzlich auf den gleichen Stand gehoben. Dass der Nut- zung erneuerbarer Energien ein nationales Interesse zukommt, ist sowohl bei der Raumpla- nung wie auch – im Rahmen der Interessenabwägung – bei der Beurteilung konkreter Vorhaben zu beachten. Kein Raum für die Nutzung besteht in Mooren und Moorlandschaften, soweit sie durch die Bundesverfassung absolut geschützt sind. Die grundsätzliche Gleichstellung von Schutz- und Nutzungsinteressen gilt nur für Vorhaben ab einer gewissen Grösse und Bedeutung. Diese Anlagen gelten nach Artikel 14 im Verhältnis zum Schutzniveau, namentlich des NHG, als gleich- bzw. höherrangig. Sie werden deshalb als „gleich- oder höherrangig“ erklärt, weil Art. 6 Abs. 2 NHG genau ein solches Interesse (von nationaler Bedeutung) verlangt, damit ein Abweichen von der umgeschmälerten Erhal- tung eines BLN-Objekts geprüft bzw. eine Interessenabwägung (in der der Schutz- und der Nutzgedanken grundsätzlich gleichrangig sind) stattfinden kann. Die Gleichstellung ändert freilich nichts daran, dass jeweils im Einzelfall aufgrund aller Umstände zu entscheiden ist, welches Anliegen, das Schutz- oder das Nutzungsinteresse, höher zu gewichten ist. Mit der neuen Norm soll erreicht werden, dass sich der Nutzungsaspekt häufiger durchsetzt als bisher. Den Rang, den die erneuerbaren Energien mit Artikel 14 erlangen, gilt selbstverständlich und umso mehr für Gebiete, die einen anderen, aber schwächeren als den NHG-Schutz geniessen. Zudem kann aus dem Umstand, dass eine grundsätzliche Gleichstellung mit dem NHG- Schutzniveau für Anlagen ab einer bestimmten Grösse und Bedeutung erfolgt nicht gefolgert werden, dass Anlagen unterhalb dieser Werte in BLN-Gebieten schlechterdings unmöglich sein sollen; es ist stets aufgrund aller einzelfallspezifischen Umstände zu entscheiden. Der Bundesrat wird den Grösse- und Bedeutungsstatus per Verordnung genauer definieren. Die Grösse, für die die Kriterien Leistung und Produktion massgeblich sind, wird er mit Zahlenwerten angegeben können. Derweil sind die Kriterien, die die übrige Bedeutung einer Anlage ausmachen (Speicherfähigkeit, Leistungsspitzenabdeckung, Winterproduktionsanteil, etc.) nicht so leicht bezifferbar. Gerade bei neuen Anlagen ist schliesslich auch der Netzaus- baubedarf zu berücksichtigen (weiteres Land, das verbaut wird, und Kosten neuer Leitungen). Pumpspeicherkraftwerke haben mit ihrer Speichereigenschaft für die erneuerbaren Energien eine wichtige Funktion, sind deshalb ebenfalls von nationalem Interesse und verdienen ab einer bestimmten Grösse und Bedeutung eine Gleichstellung mit dem NHG-Schutzniveau.

Art. 15 Nationales Interesse an kleineren Anlagen Für Anlagen, die den Grösse- und Bedeutungsstatus nicht erreichen, soll der Bau in einem BLN-Gebiet oder einem kantonalen Schutzgebiet ebenfalls nicht unmöglich sein. Die Bewil- ligungsbehörden und Gerichte sollen bei der Interessengewichtung berücksichtigen, dass die Produktion aus erneuerbaren Energien mit vielen kleinen, dezentralen Anlagen funktioniert (Art. 15 Abs. 3). So soll, wenn die Schutzinteressen nicht eindeutig überwiegen, mitunter auch zugunsten der Nutzung entschieden werden. Das gilt in Nicht-BLN-Gebieten erst recht. Ausserdem sollen Anlagen unterhalb des Grösse- und Bedeutungsstatus in besonderen Fällen gleichwohl mit dem NHG-Schutzniveau gleichziehen können. Der Grösse- und Bedeutungs- status kann deshalb durch den Bundesrat auch für Einzelfälle verliehen werden. Eine solche Zuerkennung soll nur in Ausnahmefällen erfolgen. Das Wort „ausnahmsweise“ soll den generellen Ausnahmecharakter des Instruments betonen, bedeutet indes aber nicht, dass – zusätzlich zu den Voraussetzungen gemäss Abs. 1 Bst. a und b – eine Einschränkung erfolgen soll. Die Möglichkeit, dass der Bundesrat für einen Einzelfall ein zu Art. 6 Abs. 2 NHG gleich- oder höherwertiges Interesse zuerkennt, kann analog auch in Fällen bzw. bei Technologien zur Anwendung kommen, bei denen der Bundesrat den Status nicht oder noch nicht definiert hat.

Art. 16 Bewilligungsverfahren und Begutachtungsfrist Die Kommissionen nach NHG, hauptsächlich die Eidgenössische Natur- und Heimatschutz- kommission (ENHK), haben zu verschiedenen Vorhaben Gutachten abzugeben. Diese Gut- achten liegen heute in manchen Fällen oft lange nicht vor, nicht zuletzt aufgrund mangelnder (personeller) Ressourcen. Mit der Festlegung einer Frist für die NHG-Kommissionen, aber auch für andere Fachstellen (Abs. 2) sollen die Verfahren verkürzt werden. Die (kantona- le/kommunale) Bewilligungsbehörde wird mit verfahrensleitender Verfügung zum Gutachten auffordern, dies freilich erst, wenn die Verfahrensunterlagen vollständig sind. Ist ein Augen- schein nötig, ist mit der Fristansetzung nötigenfalls zu warten, bis dieser stattgefunden hat. Die Bewilligungen zum Bau von Produktionsanlagen werden in den allermeisten Fällen durch die Kantone bzw. Gemeinden erteilt. Das soll auch so bleiben und wäre von der Bundesver- fassung her auch nicht ohne weiteres anders möglich. Es gibt jedoch auch einzelne Bewilli- gungen des Bundes, v.a. sicherheitsbedingte Polizeibewilligungen. Viel zahlreicher sind die Stellungnahmen, die von Bundesbehörden kommen. Für all diese Bewilligungen und Stel- lungnahmen soll – im Sinne eines guichet unique – eine Stelle beim Bund für die Koordinati- on sorgen (Abs. 3). Es soll keine neue Stelle geschaffen werden, vielmehr sollen bestehende Ämter oder Einheiten die Aufgabe übernehmen. Der Bundesrat wird die Zuweisung vorneh- men. Nicht von dieser Koordination erfasst sind die Gutachten der NHG-Kommissionen. An diese gelangen die kantonalen Bewilligungsbehörden gemäss Absatz 2 direkt.

3. Kapitel: Einspeisung netzgebundener Energie und Vergütungssysteme 1. Abschnitt: Allgemeine Abnahme- und Vergütungspflicht

Art. 17 Artikel 17 regelt die grundlegenden Anschlussbedingungen für netzgebundene Energien in genereller Weise und gilt damit auch für Anlagen in einem der Vergütungssysteme, sofern dafür keine abweichenden Regelungen gelten. Er bildet dadurch, wie der bisherige Artikel 7 EnG, die Basis für die vertragliche Regelung zwischen Anlagen- und Netzbetreibern. Wie bereits unter geltendem Recht stipuliert diese Bestimmung eine Abnahmepflicht – und damit

umgekehrt einen Anspruch des Anlagenbetreibers auf Einspeisung – sowie eine Vergütungs- pflicht, vorbehältlich gewisser Voraussetzungen. Die explizite Erwähnung des Eigenverbrauchs im Gesetz ist Grundlage für die heute faktisch oft nicht mögliche, aber von breiten Kreisen gewünschte Selbstversorgung im Elektrizitätsbe- reich. Sie ermöglicht Einsparungen bei den Strombezugskosten und bildet damit einen Anreiz, selber Energie zu produzieren respektive Produktionsanlagen zu installieren. Dies gilt insbe- sondere für potenzielle Produzenten, die keine Einspeisevergütung erhalten. Der Abnahme- pflicht und dem Eigenverbrauch kommen deshalb im Rahmen der Energiestrategie hinsicht- lich des Ausbaus und der Dezentralisierung der Energie- und insbesondere der Elektrizitätsproduktion sowie der angestrebten Erhöhung der Selbstversorgung eine wichtige Bedeutung zu. Absatz 1: Der Netzbetreiber ist verpflichtet, die gesamte, ihm auf seinem Netzgebiet angebo- tene Energie abzunehmen. Umgekehrt ist der Anlagebetreiber nicht verpflichtet, dem Netz- betreiber alle produzierte Energie zu veräussern, weshalb das Gesetz bei der Abnahmepflicht von der angebotenen Energie spricht. Die Abnahme- und Vergütungspflicht gilt unter Vorbehalt der Einhaltung der in den Buchsta- ben a-c erwähnten Anschlussbedingungen. Diese Bedingungen gelten ebenfalls innerhalb der Vergütungssysteme, sofern dort keine anderslautenden Regelungen vorgesehen sind. Gemäss Buchstabe a muss der Anlagenbetreiber auf seine Kosten die technischen Voraussetzungen zur Einspeisung erfüllen und die Betriebssicherheit gewährleisten. Nebst diesen praktischen Anforderungen wird der Bundesrat in Buchstabe c ermächtigt, die Abnahmepflicht von weite- ren Mindestanforderungen, namentlich ökologischer und energetischer Natur, abhängig zu machen. Damit können auf Verordnungsstufe die Grundsätze von Artikel 1 und 6 umgesetzt werden, was eine effiziente und umweltschonende Energieproduktion und -gewinnung ge- währleistet. Denkbar wäre hier z.B. ein Ausschluss der Abnahmepflicht für Elektrizität, die mittels aus Palmöl gewonnenem Biogas produziert wird oder die Pflicht der vollständigen Wärmenutzung bei der Produktion von Elektrizität aus fossil-thermischen Anlagen, die bisher als einzige energetische Abnahmebedingung im Gesetz festgehalten war. Die Voraussetzung der regelmässigen Einspeisung bei Elektrizität aus fossilen Energien gemäss Buchstabe b bestand schon im bisherigen Recht und soll den Netzbetreibern eine Abstimmung ihrer Pro- duktions- und Kapazitätspläne ermöglichen. Bei den erneuerbaren Energien wird – ebenfalls in Übereinstimmung mit dem bisherigen Recht – auf diese Voraussetzung verzichtet, da die Produktion im Einzelfall von klimatischen und anderen natürlichen Einflüssen abhängt. Absatz 2 verankert für sämtliche Anlagenbetreiber – unabhängig davon, ob sie an einem Vergütungssystem teilnehmen oder nicht – die Möglichkeit zum Verbrauch der selber produ- zierten Energie neu ausdrücklich im Gesetz. Obwohl bereits im geltenden Recht eine Abnah- me-, nicht aber eine (vollständige) Einspeisepflicht vorgesehen war, wurde Anlagenbetreibern der Verbrauch der selber produzierten Energie in der Praxis zum Teil de facto verweigert. Dies, indem Netzbetreiber sämtliche produzierte Energie als eingespiesen abrechneten, selbst wenn sie gleichenorts verbraucht wurde, ohne dass sie physisch ins (Verteil)netz eingespiesen worden wäre. Nun wird explizit klargestellt, dass der Eigenverbrauch erlaubt und in der Abrechnung zwischen Netz- und Anlagenbetreibern zu berücksichtigen ist. Rein „interne“ Energieflüsse bei einem Endverbraucher und gleichzeitigem Anlagenbetreiber sind aus Sicht des Netzbetreibers nicht mehr zu beachten – erst wenn das Netz des Netzbetreibers zwischen Produktionsanlage und Verbrauch in Anspruch genommen wird, liegt kein Eigenverbrauch mehr vor. Von „selber verbrauchen“ ist somit z.B. auch dann auszugehen, wenn mit Sonnen- kollektoren auf einer Mietliegenschaft Elektrizität erzeugt wird; hier liegt Eigenverbrauch vor, obschon der Strom effektiv durch die Mieterschaft verbraucht wird und nicht – für seine eigenen Zwecke – durch den Anlagenbetreiber selbst. Energieflüsse zwischen Anlagenbetrei-

ber und Konsument/Mieter betreffen nur diese Parteien. Bei der Abrechnung zwischen Netz- und Anlagenbetreiber sind einzig die tatsächlichen, physikalischen Energieflüsse in das und aus dem Verteilnetz massgebend und nicht irgendwelche bilanzierte Werte. Die tatsächlich in das Verteilnetz eingespiesene und von dort bezogene Energie ist je separat zu erfassen und abzurechnen, es findet keine Saldierung der ein- und ausgehenden Energieflüsse statt (Net Metering). In logischer Konsequenz dieser klaren Trennung zwischen eingespiesener und nicht ein- gespiesener Elektrizität wird selbstverständlich nur für den tatsächlich eingespiesenen Anteil eine Vergütung geschuldet. Dies gilt uneingeschränkt auch bei jenen Produzenten, die an einem Vergütungssystem teilnehmen: Auch diesen steht die Möglichkeit des Eigenverbrauchs offen, mit der Konsequenz, dass der selbst verbrauchte Anteil nicht abzugelten ist. Absatz 3: Die Vergütung hat sich, wie schon nach bisherigem Recht, an den Marktpreisen zu orientieren. Der Netzbetreiber hat das zu entrichten, was er an Kosten für eine anderweitige Beschaffung einspart, und zwar an Kosten für „gleichwertige Energie“. Damit ist die qualita- tiv gleichwertige bzw. zeitlich gleich verfügbare Energie gemeint, also die Energie, die zu einem bestimmten Zeitpunkt, abgerufen wird, z.B. bei Spitzenzeiten bzw. bei Knappheit. Das gilt namentlich für Elektrizität aus erneuerbaren Energien: Deren „grüner“ Mehrwert ist mit „gleichwertig“ nach Absatz 1 nicht gemeint, zumal er über den Herkunftsnachweis handelbar ist. Die Vorgaben von Absatz 3 zur Vergütung sind als Minimalstandard zu verstehen; beim Rechtsverhältnis handelt es sich um einen Vertrag, so dass es den Parteien unbenommen ist, auch Tarife über den Marktpreisen zu vereinbaren. Sonderregelungen innerhalb der Vergü- tungssysteme gehen der allgemeinen Regelung in Absatz 3 zudem vor. Die Einmalvergütung nach Artikel 28, die Betreiber für ihre kleine Photovoltaik-Anlagen erhalten, stellt nur eine einmalige Anfangs-Zahlung dar. Für den späteren, laufenden Betrieb richtet sich die Vergü- tung für diese Betreiber, soweit sie den Strom überhaupt ins Netz einspeisen, nach Artikel 17.

2. Abschnitt: Vergütung für Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Einspeisevergütungssystem)

Art. 18 Teilnahme am Einspeisevergütungssystem Die Einspeisevergütungsregelung, die für Anlagen, die aus erneuerbaren Energien Elektrizität gewinnen, eine fixe Vergütungshöhe und -dauer garantiert, ist seit 2009 wirksam. Mit der vorliegenden EnG-Revision wird der Kreis der teilnahmeberechtigten Anlagen bzw. von deren Betreibern leicht eingeschränkt. Einerseits können Betreiber von Photovoltaik-Anlagen mit einer Leistung von weniger als 10 kW sowie gewisse Verbrennungs-, Abwasser- und Mischanlagen (teilweise fossil betrieben) neu nicht mehr in das Einspeisevergütungssytsem kommen. Andererseits werden künftig ausser bei der Wasserkraft nur noch effektiv neue Anlagen zugelassen (ab 1. Januar 2006); solche, die bloss erheblich erweitert oder erneuert werden, die den Neuanlagen bisher gleichgestellt waren, indes nicht mehr. Die Wasserkraft wird von dieser Neuerung ausgenommen, um einen Anreiz zu behalten, vor allem bestehende Standorte zu optimieren bzw. zu reaktivieren. Anlagen, die heute schon im System oder nicht mehr auf der Warteliste sind und für die mindestens eine positive Zusage (positiver Bescheid) vorliegt, bleiben im System. Für sie gelten die neuen Einschränkungen nicht (Art. 71 Abs. 1-3). Anlagen, die bloss auf der Warte- liste sind, sind von den Einschränkungen jedoch betroffen (vgl. Art. 71 Abs. 4). Für die kleinen Photovoltaik-Anlagen gibt es als Fördermittel neu einmalige Investitionshil- fen, die sog. Einmalvergütung (Art. 28).

Weitere Ausnahmen von der Teilnahme am Einspeisesystem gelten für gewisse Biomassenan- lagen. Die Einspeisevergütung bewirkt bei Abfallverwertungsanlagen (Kehricht-/Schlamm- verbrennungs- und Abwasserreinigungsanlagen) potenziell eine Senkung der Entsorgungsge- bühren. Mit dieser möglichen Querfinanzierung werden das umweltschutzrechtliche Verursa- cherprinzip aufgeweicht und Marktverzerrungen geschaffen, die unerwünschte Stoffflüsse der Abfälle bewirken können. Anlagen, die teilweise fossile Brenn- oder Treibstoffe nutzen, haben in der Regel andere Möglichkeiten, den ökologischen Mehrwert zu vermarkten, z.B. durch Einsparungen bei der CO2-Abgabe oder den Verkauf von Reduktionspapieren. Damit sind solche Anlagen nicht unbedingt auf die Einspeisevergütung angewiesen. Der Bundesrat hat zahlreiche Einzelheiten zu regeln (Abs. 4), so z.B. die Vergütungsdauer, die nicht für alle Technologien gleich sein muss. Künftig soll die Vergütungsdauer für neu ins System kommende Anlagen tendenziell kürzer werden, speziell auch für solche, die über Auktionen ins System eintreten werden (Art. 24 ff.). Der Bundesrat hat weitere Mindestanfor- derungen festzulegen, nebst energetischen sind auch solche ökologischer Art denkbar, z.B. Anforderungen an die ökologische Gesamtbilanz von Energiepflanzen (Palmöl, Soja, Mais etc.). Als letzte Folge bei Nichteinhalten der Mindestanforderungen soll der Vergütungsan- spruch erlöschen.

Art. 19 Teilweise Einspeisung Für Anlagen mit Einspeisevergütung gelten die generellen Anschlussbedingungen nach Arti- kel 17, z.B. müssen die Netzbetreiber den gesamten Strom abnehmen, und die Betreiber können „ihren“ Strom für den Eigenverbrauch verwenden. Artikel 19 ist die Grundlage für eine – nebst dem Eigenverbrauch – weitere Ausnahme vom Prinzip der vollen Einspeisung (über das Einspeisevergütugnssystem): nämlich für das sog. „Splitting“. Beim Splitting läuft nur ein Teil der Produktion im Einspeisevergütungssystem (mit garantiertem Tarif), die übrige Produktion wird im freien Markt verkauft. Das Splitting macht die Abwicklung des Einspeisevergütungssystems jedoch kompliziert und aufwendig. Ein Splitting soll daher nicht zu beliebigen Modalitäten, quasi à la carte, möglich sein, sondern nur, wenn der Nutzen (für die Produktion) in einem akzeptablen Verhältnis zum Aufwand (für das System) steht. Ein Splitting wird daher nur in den Fällen und unter den Voraussetzungen zulässig sein, die der Bundesrat definieren wird. Denkbar ist z.B., dass ein Splitting nur für bestimmte Anlage- kategorien möglich ist, dass es eine Mindestgrösse für Splitting-Anlagen gibt, dass ein nicht unwesentlicher Teil der Produktion im Einspeisevergütungssystem ist und dass die zeitliche Flexibilität von Änderungen/Wechseln begrenzt wird. Bevor der Bundesrat Vorschriften erlassen hat, ist ein „unkontrolliertes“ Splitting nicht möglich.

Art. 20 Photovoltaik-Kontingente Mit dem neuen EnG wird nicht nur der Gesamtdeckel für das Einspeisevergütungssystem aufgehoben, sondern es entfallen auch die sog. Teildeckel. Bei der Photovoltaik ist es jedoch im Sinne einer nachhaltigen Entwicklung der Branche, eines kontinuierlichen Zubaus und der Gesamtkosten nicht angezeigt, unbeschränkt finanzielle Mittel zur Verfügung zu stellen. Diese sollen darum mittels jährlicher Kontingente begrenzt werden. Die Begrenzung setzt also bei diesen Geldern an und nicht beim zu erreichenden Zubau, wenngleich sich die Kon- tingente an den Zubauzielen zu orientieren haben. Mit den Kontingenten wird es bei der Photovoltaik weiterhin eine Warteliste geben. Die Kontingente sollen sich relativ gleichmässig über die Jahre verteilen, dies so, dass in den Jahren 2020, 2035 und 2050 ein Zubau erreicht ist, der dem Richtwert für das betreffende Jahr entspricht.

Bei den Ausbauzielen in Artikel 2 werden für die einzelnen Technologien – ausser bei der Wasserkraft – keine (Zwischen-)Ziele für den Zubau festgelegt. Dennoch orientiert sich das Gesamtziel an Teilwerten für die einzelnen Technologien. Der Richtwert, der hier für die Photovoltaik-Kontingentfestlegung definiert wird, entspricht nicht den Zubauerwartungen für Photovoltaik insgesamt. Der Richtwert bezieht sich nur auf den Zubau mit finanzieller Unter- stützung (Einspeisevergütungssystem und Investitionshilfen). Daneben gibt es aber auch Anlagen bzw. Produktion im freien Markt (oder mit Eigenverbrauch). Der Zubau für Photo- voltaik soll insgesamt höher sein als der Richtwert.

Art. 21 Vergütungssatz Im Einspeisevergütungssystem wird über eine fixe Dauer eine fixe Vergütung (abhängig von der Produktion) bezahlt; das bringt Investitionssicherheit und gibt den erneuerbaren Energien einen Schub. Die Vergütung nach dem heutigen EnG sollte Kostendeckung bringen (darum umgangssprachlich: kostendeckende Einspeisevergütung, KEV), wobei nicht Kostendeckung im Einzelfall angestrebt war. Die Vergütungssätze sind vielmehr an (technisch effizienten und langfristig wirtschaftlichen) Referenzanlagen auszurichten. Am Referenzanlage-Prinzip wird auch im neuen EnG festgehalten; ausnahmsweise soll der Vergütungssatz jedoch für bestimmte Anlagen individuell bestimmt werden können (Abs. 4). Das rechtfertigt sich nur bei grossen Anlagen, die so spezifisch sind, dass sie schlecht (als Referenzanalage) kategorisierbar sind. Der Bundesrat wird diese Fälle umschreiben; insbe- sondere wird er festlegen, für welche Technologien, Kategorien und Leistungsklassen eine Einzelfallbetrachtung in Frage kommt, ob diese freiwillig oder zwingend ist und ob – und wenn ja, um wie viel – der Vergütungssatz auch höher sein darf als sonst. Ausser in den vom Bundesrat bezeichneten Fällen gibt es keinen Anspruch auf eine Einzelfallbetrachtung. Es gibt mithin drei Arten der Festlegung des Vergütungssatzes: den Hauptfall stellen a) die durch den Bundesrat festgelegten bzw. festzulegenden Sätze dar (schon heute gibt es eine Vielzahl davon: für die verschiedenen Technologien und Kategorien; zusammengesetzt aus- verschiedenen Elementen und Boni, abhängig vom Inbetriebnahmejahr etc.), b) soll es aus- nahmsweise eine Bestimmung im Einzelfall geben und c) wird über die Einführung von Auktionen auch eine Bestimmung des Satzes über Auktionen möglich (Abs. 5 und Art. 24). Der Grundsatz, dass der Vergütungssatz für eine Anlage immer gleich bleibt (Abs. 2), gilt – schon nach bisherigem Recht – nicht uneingeschränkt. Der Satz kann z.B. in Abhängigkeit der äquivalenten Leistung jährlich variieren und bei der Windkraft greift ein spezieller Anpas- sungsmechanismus. Die Vergütungssätze sollen bei schon im System befindlichen Anlagen aber auch generell angepasst werden können (Abs. 1 Bst. e), dies aber – weil eigentlich nicht systemkonform – nur ausnahmsweise (keine übermässigen Gewinne oder Verluste). Von diesen ausserordentlichen Anpassungen sind jene zu unterscheiden, die ganz regulär sind – für jeweils neu ins Einspeisevergütungssystem kommende Anlagen (Abs. 3 Bst. d). Die langjährige Vergütung soll den Kosten im Zeitpunkt des Eintritts entsprechen. Im Vorder- grund stehen gezielte, quasi massgeschneiderte Anpassungen aufgrund neuer Berechnungen (Bst. c); bei diesen ist namentlich der sog. WACC (weigthed average cost of capital) zu berücksichtigen. Alternativ dazu kann der Bundesrat auch eine automatische Absenkung der Vergütungssätze (für jeweils neu ins Modell kommende Anlagen) vorsehen, so dass es für neue Sätze nicht regelmässig Verordnungsänderungen braucht. Künftig soll auch nicht mehr unbedingt Kostendeckung (für Referenzanlagen) erreicht wer- den; die Vergütung hat sich nur mehr an den Gestehungskosten zu orientieren.

Art. 22 Allgemeine Vergütung und Vergütung bei steuerbarer Produktion Kraftwerke mit steuerbarer Produktion haben eine gewisse Flexibilität, zu welchem Zeitpunkt sie Strom ins Netz einspeisen. Dies betrifft in erster Linie Biomasse- und Wasserkraftwerke, welche ihre Leistung drosseln oder hochfahren können, wenn die Verfügbarkeit des Substrats bzw. der Wasserhaushalt dies erlauben. Mit der Regelung von Absatz 2 sollen Anreize ge- schaffen werden, damit diese Flexibilität sinnvoll genutzt wird. Insbesondere ist es sinnvoll, mehr einzuspeisen, wenn die Produktion anderer Kraftwerke eingeschränkt oder der Strom- verbrauch besonders hoch ist. Umgekehrt soll sich eine Reduktion der Einspeisung lohnen, wenn wenig Strom benötigt wird und andere, nicht steuerbare Kraftwerke (z.B. aufgrund hoher Sonneneinstrahlung oder starkem Wind) viel produzieren. Es können aber auch steuer- bare Leistungsbegrenzungen oder gar lokale Zwischenspeicher bei variablen Produktionsa- nalgen (Wind, Sonne) angemessen berücksichtigt werden. Solche Anreize können über ein Bonus-/Malus-System, beispielsweise basierend auf den Preisen des Spotmarkts für Elektrizität, gesetzt werden. Steuerbare Produktion kann auch dazu dienen, die Ausgleichsenergie zu reduzieren, da sie gut prognostiziert werden kann und unvorhergesehene Abweichungen anderer Produktionseinheiten ausgleichen kann. Dies soll unterstützt werden, z.B. durch eine Beteiligung der steuerbaren Produktionsanlagen an der eingesparten Ausgleichsenergie.

Art. 23-26 Auktionen Das neue Auktionsregime ist Teil des Einspeisevergütugnssystems und nicht etwas anderes (vgl. auch die systematische Einordnung der Regelung). Zentraler Unterschied zum System in seiner herkömmlichen Form ist, dass die Vergütung (genau: der Vergütungssatz) über eine Auktion bestimmt wird; es gelten dann also nicht die in der Verordnung enthaltenen (an der Referenzanlage orientierten) Vergütungssätze. Über die Auktion erfolgt überdies der Eintritt ins Einspeisevergütungssystem – statt über die Anmeldung wie sonst. Im Übrigen gelten die Bestimmungen zum Einspeisevergütungssystem ganz normal, auch jene in den Ausführungs- vorschriften. So muss z.B. eine Neuanlage vorliegen, die Mindestanforderungen müssen eingehalten werden, die Vergütung erfolgt fix und über eine fixe Dauer (hier ist immerhin eine Verkürzung gegenüber den sonst üblichen Dauern möglich) und wird über den Netzzu- schlag finanziert. Hat der Bundesrat einmal einen Regimewechsel (hin zu Auktionen) beschlossen, so ist dieser Wechsel insofern endgültig, als es im betreffenden Bereich keine Rückkehr zum herkömmli- chen System gibt. Die gestützt auf Artikel 21 im Ausführungsrecht festgelegten Vergütungs- sätze kommen für Betreiber, die mit ihren Anlagen neu ins System eintreten, somit nicht zum Zuge (sie gelten nur für Anlagen, die vor dem Regimewechsel ins System gekommen waren). Durch die Endgültigkeit des Wechsels soll die erforderliche Stabilität des Fördersystems garantiert und vermieden werden, dass mehrmalige Regimewechsel Unsicherheiten verursa- chen. Projektanten könnten sonst z.B. darüber spekulieren, ob und wann das für sie günstigere Regime greift und Investitionen hinausschieben. Ein Hin und Her sowie ein kompliziertes Nebeneinander von Anlagen, die nach den herkömmlichen Regeln oder über Auktionen im Einspeisevergütungssystem sind, würde das System auch nochmals komplexer und fehleran- fälliger machen, namentlich für den Vollzug. Somit würden auch die Kosten für die Abwick- lung steigen. Zuschlagskriterien Haupt- bzw. primäres Zuschlagskriterium ist der „Preis“, d.h. der gebotene Vergütungssatz. Je tiefer dieser ist, desto besser. Solange die Gebote mit dem besten Satz die ausgeschriebene Menge nicht übersteigen, gilt v.a. der Preis als Kriterium. Subsidiär, z.B. wenn es zu viele

Gebote mit dem besten Vergütungssatz gibt oder wenn die Realisierung eines Projekts noch nicht weit gediehen ist oder generell unwahrscheinlich ist, kommen auch weitere Kriterien zum Zuge (Art. 24 Abs. 1 Bst. a-c). Der Bundesrat wird über Artikel 25 und seine Festlegung des genauen Zuschlagsmodus (bzw. über verschiedene Zuschlagsmodi) die Prioritäten der Kriterien konkretisieren können. Mit Realisierungsstand der Anlage ist gemeint, ab wann mit Produktion zu rechnen ist (ist die Anlage erst in Planung, im Bau oder schon in Betrieb?). Nicht eigentliche Zuschlagskriterien sind Umweltverträglichkeit oder Standorteignung. Diese Aspekte sind gleichwohl zu berücksichtigen; die Standorteignung quasi als Teilnahmevoraus- setzung (Art. 18 Abs. 2) und Umweltbelange über die Mindestanforderungen (Art. 18 Abs. 3). Auktionsrunden Ist der Wechsel ins Auktions-Regime in einem Bereich erfolgt, also z.B. für eine ganze Tech- nologie oder nur für eine Kategorie, ist es am Bundesamt für Energie (BFE), die einzelnen Auktionsrunden inkl. Modalitäten anzusetzen; diese Runden bilden den zeitlichen Rahmen für die konkreten Auktionen, die nicht das BFE selber durchführt, sondern die Vollzugsstelle bei der nationalen Netzgesellschaft (Art. 66). Das BFE legt gemäss Artikel 25 Absatz 1 u.a. die auszuschreibende Menge sowie z.B. die Eckwerte für ein gültiges Gebot fest . Die Vollzug- stelle erfasst alle rechtzeitigen und gültigen Gebote. Sie reiht sie anhand der massgeblichen Kriterien ein. Anschliessend erteilt sie die Zuschläge an die bestgereihten Angebote, dies bis deren Summe die Gesamtsumme der Ausschreibung erreicht. Wer in diesem Ausschreibe- Kontingent nicht Platz hat, erhält keinen Zuschlag. Ein Rechtsanspruch auf einen solchen besteht nicht. Mit der Zuschlagsverfügung werden die konkreten Bedingungen schliesslich verbindlich festgelegt, d.h. hauptsächlich die Garantie (für den Produzenten), im Einspeisevergütungssys- tem die in der Auktion zugesicherte Menge absetzen zu können und der massgebliche Preis (=Vergütungssatz). Wer einen Zuschlag erhalten hat und damit im Einspeisevergütungssys- tem ist, kann dieses zwar wieder verlassen und in den freien Markt gehen. Ein Wiedereintritt ins Einspeisevergütungssystem bzw. ein mehrmaliger Wechsel mit derselben Anlage ist allerdings nicht möglich, wodurch die Stabilität des Systems gewährleistet und der administ- rative Aufwand beschränkt werden soll. Ausführungsvorschriften Der Bundesrat wird nebst dem (bereichsweisen) Regimewechsel auch andere Ausführungs- vorschriften zu erlassen haben (Art. 25 Abs. 4). Zum Auktionsmodus gehört u.a. der Preis- festsetzungsmechanismus. Der Bundesrat kann z.B. ein so genanntes Gebotspreisverfahren einführen, bei dem der jeweilige Anbieter oder die jeweilige Anbieterin genau jenen Vergü- tungssatz erhält, den er oder sie geboten hatte (Pay-as-bid). Eine Alternative kann sein, dass für alle in einer Auktionsrunde Berücksichtigten jener Preis zum Zuge kommt (Uniform pricing), der mit dem „letzten“ Angebot, das im Ausschreibekontingent noch Platz hat, gebo- ten wurde (Cut-off price). Alle innerhalb der Auktionsrunde erhalten also (unabhängig vom eigenen Gebot) den gleichen Vergütungssatz. Von den Berücksichtigten erhält so niemand einen tieferen als den gebotenen Satz; wer höher geboten hat, geht leer aus (d.h. erhält keinen Zuschlag). Der Bundesrat kann beide Mechanismen vorsehen und so für die spätere Abwick- lung maximale Flexibilität ermöglichen. Zu den Ausführungsvorschriften gehört auch eine Aufwandentschädigung für nicht ernsthafte oder missbräuchliche bzw. unlautere Gebote. Nicht ernsthaft ist ein Gebot z.B. dann, wenn es nicht seriös oder von so schlechter Qualität ist, dass es gar nicht auf eine Teilnahme abzielen kann. Missbräuchlich oder unlauter ist ein Gebot z.B. dann, wenn Absicht des Gebots ist, den Ausgang der Auktion zu verfälschen oder durch Manipulation bei Preis oder Menge andere von der Teilnahme abzuhalten.

Sanktion Von der Aufwandentschädigung, die v.a. ein ordnungsgemässes Verfahren ermöglichen und eine gewisse abschreckende Wirkung haben soll, ist die Sanktion nach Artikel 26 zu unter- scheiden. Diese Sanktion ist materiell motiviert. Dadurch soll, wenn auch nur bis zu maximal 10 Prozent, kompensiert werden, dass durch den Zuschlagsempfänger, dessen Produktion ausfällt, eine „Lücke“ beim Zubau verursacht und jemand anderes nicht berücksichtigt wur- de. Die Sanktion soll dann nicht greifen, wenn die Gründe für das Nichtrealisieren nicht im Einflussbereichs der fraglichen Teilnehmerin oder des fraglichen Teilnehmers liegen. Da mit den Sanktionen (präventiv) verhindert werden soll, dass beim Zubau, der aufgrund der Gebote für das System einkalkuliert wird, Lücken entstehen, ist auch eine Ersatzbeschaffung möglich; deren Modalitäten hat der Bundesrat zu regeln (Art. 26 Abs.3). Zur Prüfung, ob Sanktionen zu verhängen sind, muss das BFE die nötigen Untersuchungsmassnahmen vornehmen können (vgl. z.B. Art. 42 Kartellgesetz, KG, SR 251).

Art. 27 Bilanzgruppen und Ausgleich unter den Netzbetreibern Mit dem System der Bilanzgruppen werden Produktion, Handel und Verbrauch von Elektrizi- tät buchhalterisch erfasst. Dadurch wird sichergestellt, dass der Strom nicht nur physikalisch den Weg vom Kraftwerk zur Steckdose findet, sondern Ein- und Ausspeisung sowie Kauf und Verkauf auch kommerziell abgewickelt werden können. Dieser Artikel regelt die buchhalteri- sche Erfassung und Verteilung der Elektrizität aus Anlagen im Einspeisevergütungssystem. Wie der gesamte ins Netz eingespeiste Strom, muss auch die Elektrizität aus Anlagen im Einsepeisevergütungssystem den Bilanzgruppen zugewiesen werden. Gemäss Absatz 3 ist es in der Kompetenz des Bundesrates zu entscheiden, welchen Bilanzgruppen dieser Strom zugewiesen wird. Bei kleinen Anlagen ohne Lastgangmessung, d.h. in der Regel solche mit einer Anschlussleistung unter 30 kVA, ist es aus abwicklungstechnischen Gründen sinnvoll, diese der jeweiligen Bilanzgruppe des lokalen Netzbetreibers zuzuordnen. Für grössere Anla- gen ist die Abwicklung einfacher, wenn sie einer speziellen Bilanzgruppe für erneuerbare Energie zugeordnet werden. Bei steuerbaren Anlagen oder solchen im Splitting-Modell (siehe dazu Art. 19 und 22) kann es auch sinnvoll sein, die Elektrizität der Bilanzgruppe des Anla- genbetreibers oder des zuständigen Energiedienstleisters zuzuordnen. Absatz 2 regelt, was mit der Elektrizität nach der Zuweisung zu den Bilanzgruppen geschieht. Der Strom aus Anlagen im Einspeisevergütungssystem wird entweder am Markt abgesetzt oder von den Endkundinnen und Endkunden verbraucht. Der Absatz am Markt ist insbesonde- re in den Fällen angezeigt, wo Preissignale zur zeitgerechten Einspeisung benötigt werden, d.h. bei Anlagen mit steuerbarer Produktion. Die Elektrizität, welche nicht am Markt abge- setzt wird, wird gleichmässig auf alle Endverbraucherinnen und Endverbraucher verteilt. Technisch erfolgt dies über die Bilanzgruppen. Um die Kostenneutralität zu gewährleisten, bezahlen die Bilanzgruppen für diesen Strom den Marktpreis. Verbunden mit der Verrechnung des Stroms ist auch die Auszahlung der Vergütung an die Produzenten. Zur Vereinfachung der Prozesse kann der Bundesrat diese Aufgabe von den Netzbetreibern an eine Bilanzgruppe oder andere zentrale Stelle übertragen. Ebenfalls ist in Absatz 3 festgehalten, dass die Mehrkosten der Vergütung im Einspeisevergütungssystem durch den Netzzuschlagssfonds (vgl. Art. 36 und 37) gedeckt werden. Mit diesem Kostenaus- gleichsmechanismus ist sichergestellt, dass Netzbetreiber mit vielen Anlagen im Einspeise- vergütungssystem nicht besser oder schlechter gestellt sind als solche mit wenig solchen Anlagen in ihrem Versorgungsgebiet.

3. Abschnitt: Eimaliger Beitrag für kleine Photovoltaik-Anlagen (Investitionshilfen)

Art. 28-30 Einmalvergütung für kleine Photovoltaik-Anlagen Photovoltaik-Anlagen mit einer Leistung von weniger als 10 kW sind neu nicht mehr zum Einspeisevergütungssystem zugelassen und kommen stattdessen in ein neues Fördersystem, das aus einer einmaligen, im Vergleich zur Einspeisevergütung tieferen, Investitionshilfe besteht. Dieses neue Regime gilt für alle Anlagen (wobei nur nach dem 1. Januar 2006 ge- baute Neuanlagen erfasst sind [was eine Neuanlage ist, definiert Art. 18]), für die bis zum Inkrafttreten der Regelung noch kein positiver Bescheid (vorbehaltlose Zusicherung) ausge- stellt wurde. Die Neuerung gilt also namentlich für alle auf der Warteliste (Art. 71). Für sie erfüllt sich die Erwartung, ins Einspeisevergütungssystem zu kommen, damit nicht. Immerhin erhalten sie aber die Investitionshilfe. Die Finanzierung erfolgt über den Netzzuschlag, quasi als kapitalisierte Einspeisevergütung. Auch hier gibt es eine Kontingentierung, wie nach Artikel 20. Beide Kontingente, jenes nach Artikel 20 (Einspeisevergütugnssystem) und jenes nach Artikel 30 (Investitionshilfen), wer- den zusammen festgelegt. Dabei gelten die Richtwerte nach Artikel 20 für die Summe beider Kontingente. Die Verteilung der Kontingente zwischen dem Einspeisevergütungssystem und den Investitionshilfen erfolgt entsprechend dem Marktanteil der Anlagengrössen. Das Antragsverfahren soll nach dem gleichen Schema wie beim Einspeisevergütungssystem ablaufen. Die anrechenbaren Investitionskosten bestimmen sich ebenfalls aufgrund von Refe- renzanlagen und deren Investitionskosten im Erstellungsjahr. Um Bagatellsubventionen zu vermeiden, kann eine untere Grenze festgelegt werden. Für die Einmalvergütung soll, anders als im Subventionsrecht, vor der Beitragszusage mit Bauen begonnen werden dürfen. Im Einspeisevergütungssstem (Art. 18 ff.) braucht es während der ganzen Vergütungsdauer ein Monitoring. Das ist bei der Einmalvergütung anders; sie beschlägt praktisch nur den Anfangszeitraum bei der Investition in eine Anlage. Trotzdem soll es auch hier möglich sein, in störenden Fällen auch noch später – nach stichprobeweisen Kontrollen – auf eine Beitrags- gewährung zurückzukommen. Es gilt nämlich zu verhindern, dass z.B. völlig betriebsuntüch- tige Occasionsanlagen eingebaut werden. Wenn solche zwei Jahre nach der Installation und der Investitionshilfe bereits ausfallen, soll das Geld zurückgefordert werden können.

4. Abschnitt: Vergütung für Elektrizität aus Wärme-Kraft-Kopplung (WKK-Vergütungssystem) In den Artikeln 31 und 32 wird das Vergütungssystem für Wärme-Kraft-Kopplung (WKK) geregelt, mit welchem der Ausbau der installierten Leistung fossil und teilweise fossil befeu- erter WKK-Anlagen unterstützt werden soll. Wenngleich gewisse Parallelen (z.B. Vollzugs- behörde) zum Einspeisevergütungssystem bestehen, sind die beiden Modelle klar auseinan- derzuhalten. Die Unterstützung der WKK-Anlagen ist nicht vergleichbar mit jener der erneuerbaren Energien. Sie bietet insbesondere keine mit den Sicherheiten im Einspeisevergü- tungssystem vergleichbare Garantien für die teilnehmenden Anlagen. Artikel 31 Teilnahmeberechtigte Anlagen Artikel 31 regelt die Berechtigung zur Teilnahme am WKK-Vergütungssystem. Nach Absatz 1 sind ausschliesslich fossil oder teilweise fossil befeuerte Anlagen mit einer Feuerungswär- meleistung von 0,35 MW bis und mit 20 MW teilnahmeberechtigt. Für die Teilnahme am WKK-Vergütungssystem relevant ist die Leistung der einzelnen WKK-Anlage, ein Zusam- menschluss mehrerer WKK-Anlagen, bzw. der Einbezug zusätzlicher Heizkessel, ist nicht möglich. Anlagen, die ausschliesslich mit erneuerbaren Brennstoffen betrieben werden, sind

von der Teilnahme am WKK-Vergütungssystem ausgenommen, da ihnen in der Regel bereits die Teilnahme am Einspeisevergütungssystem offen steht. Die Grössenbeschränkung nach unten hat mehrere Gründe: Kleinere Anlagen weisen einen deutlich tieferen elektrischen Wirkungsgrad auf als solche, die mit grösseren Motoren betrie- ben werden. Sie haben im Weiteren den Nachteil, dass sie tendenziell in stärkerer Konkurrenz zur Elektrizitätsproduktion aus erneuerbaren Energien stehen. Im Grundsatz soll bei kleinen Anlagen primär auf Photovoltaik-Anlagen und Wärmepumpen gesetzt werden, es ist daher nicht wünschbar, dass hier WKK-Anlagen eine rentable Alternative darstellen. Mit dem Festhalten einer Mindestgrösse erfolgt zudem eine Beschränkung auf Anlagen, die ohne grösseren finanziellen Aufwand mit Systemen zur Verminderung von Stickoxiden ausgestattet werden können. Letztlich dürfte bei kleineren Anlagen der administrative Aufwand im Zu- sammenhang mit dem WKK-Vergütungssystem sowie der neu eingeführten CO2- Kompensationspflicht (vgl. Art. 22 CO2-Gesetz) nicht verhältnismässig sein. Die Grössenbeschränkung nach oben ergibt sich primär aus dem Grundgedanken, wonach die Wärme am Ort ihres Verbrauchs produziert werden sollte. Dezentrale, in der Regel kleinere Anlagen sind in dieser Hinsicht effizienter als zentrale, grosse Anlagen, da sie keinen mit dem Transport verbundenen Wärmeverlust aufweisen. Die Grössenbegrenzung stellt demnach insbesondere sicher, dass die Unterstützung nur dezentralen effizienten Anlagen zu Gute kommt, welche die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien nicht überdurchschnittlich konkurrieren und welche Luftreinhaltemassnahmen gut zugänglich sind. Im Weiteren können WKK-Anlagen nur von der WKK-Vergütung profitieren, wenn sie die Wärme – zeitgleich oder aber mittels Speicherung zeitlich versetzt – vollständig nutzen. Weitere Mindestanforderungen legt der Bundesrat auf Verordnungsebene fest. Hierbei ist primär an die Vorgabe eines minimalen Wirkungsgrads zu denken sowie an weitere Vorga- ben, die sicherstellen, dass nur effiziente und emissionsarme Anlagen, die dem aktuellen Stand der Technik entsprechen, am WKK-Vergütungssystem teilnehmen können. Absatz 2 schliesst Abfallverwertungsanlagen von der Teilnahme am WKK-Vergütungssystem aus. Der Ausschluss erfolgt aus denselben Gründen wie jener aus dem Einspeisevergütungs- system (vgl. Art. 18 Abs. 4). Gemäss Absatz 3 wird das Verfahren durch den Bundesrat zu regeln sein. Geplant ist eine Anknüpfung an die Mechanismen im Rahmen des Herkunftsnachweises, da die Teilnahme am WKK-Vergütungssystem von Grund auf nur WKK-Anlagen offensteht, für die aufgrund ihrer Gesamtleistung ein Herkunftsnachweis notwendig ist. Dieser wiederum bedingt nach der Verordnung des Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) vom 24. November 2006 über den Nachweis der Produktionsart und der Herkunft von Elekt- rizität (Herkunftsnachweis-Verordnung, HKNV)64 ein regelmässiges Audit betreffend der Anlagedaten, durchgeführt durch eine akkreditierte Konformitätsbewertungsstelle. Die Produ- zenten könnten daher auf Verordnungsebene verpflichtet werden, ihr Audit nach der HKNV auf die für den Nachweis der Teilnahmeberechtigung relevanten Eigenschaften ihrer Anlage auszuweiten.

Art. 32 WKK-Vergütung Artikel 32 regelt Ausgestaltung, Höhe, Entwicklung und Grenzen der WKK-Vergütung. Die WKK-Anlagen sind primär wegen der Steuerbarkeit der Elektrizitätsproduktion und der daraus resultierenden Möglichkeit der bedarfsgerechten Einspeisung eine geeignete Ergän- zung zur unregelmässigen Stromproduktion aus erneuerbaren Energien und deshalb unterstüt-

64 SR 730.010.1.

zungswürdig (vgl. Ziffer 1.3.3). Diesen Überlegungen soll auch die Gestaltung der WKK- Vergütung Rechnung tragen. Die WKK-Vergütung wird nach Absatz 1 variabel sein. Indem sie am angebots- und nachfrageabhängigen Preis am Strommarkt, d.h. primär jenem des Schweizer Spotmarkts (swissix), anknüpft und dementsprechend dieselben Schwankungen aufweist, unterstützt sie einen bedarfsgerechten Betrieb der WKK-Anlagen. Gleichzeitig sollen die Gestehungskosten effizienter WKK-Anlagen, so insbesondere die Gasbeschaf- fungskosten und die CO2-Kompensationskosten, als weiterer Faktor in der Gestaltung der Vergütung berücksichtigt werden. Damit soll die Elektrizitätsproduktion mit entsprechend effizienten WKK-Anlagen rentabel werden – jedenfalls in Phasen mit erhöhtem Elektrizitäts- bedarf. Letztlich spielt auch der Zielerreichungsgrad hinsichtlich des Ausbauziels (Art. 3) eine Rolle: Bei mangelnder Zielerreichung können über die Erhöhung der Vergütung verstärkte Anreize zum Bau neuer WKK-Anlagen gesetzt werden. Ist das Ziel hingegen erreicht, kann eine Absenkung der Vergütung erfolgen (vgl. sogleich Abs. 4). Die genaue Zusammensetzung der WKK-Vergütung wird der Bundesrat festlegen, ebenso ihre periodische Überprüfung und allfällige Anpassung (Abs. 3). Eine feste Obergrenze für den Tarif ergibt sich aus Absatz 2, wonach die durch den Tarif insgesamt verursachten Mehrkosten jährlich einen Drittel der nicht durch Marktpreise gedeck- ten Mehrkosten der Einspeisevergütung und bestehender Abnahmeverträge nach Artikel 71 Absatz 8 nicht überschreiten dürfen. Damit wird sichergestellt, dass die durch das WKK- Vergütungssystem verursachten Kosten stets in einer angemessenen Relation bleiben zu den durch die Förderung erneuerbarer Energien versursachten Kosten. Absatz 4 stellt klar, dass hinsichtlich der WKK-Vergütung für die Anlagebetreibenden keiner- lei Garantien oder Zusicherungen bestehen werden: Ist das Ausbauziel erreicht, so kann die WKK-Vergütung sukzessive bis auf den Marktpreis abgesenkt werden, und zwar – anders als beim Einspeisevergütungssystem – für alle Anlagen gleichermassen, also auch für jene Anla- gen, die bis dahin schon am WKK-Vergütungssystem teilgenommen haben. Rechnung zu tragen ist dabei jedoch dem Bedarf nach Elektrizität: eine Vergütungsabsenkung soll nur soweit möglich sein, als dies die Deckung des Bedarfs nicht gefährdet. Eine erneute Erhöhung der Vergütung bleibt jederzeit möglich.

4. Kapitel: Wettbewerbliche Ausschreibungen, Geothermie-Garantien und Entschädigung bei Wasserkraftwerken

Art. 33 Wettbewerbliche Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen Die wettbewerblichen Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen werden, da sie über den Netzzuschlag finanziert werden und da es bei ihnen primär um den rationellen und sparsamen Umgang mit Elektrizität geht, im Gesetz systematisch neu eingereiht (bisher: Art. 7a). Neu sollen auch Vorhaben der Elektrizitätsproduktion und -verteilung berücksichtigt werden, jedoch nicht generell, sondern nur in bestimmten Fällen. Einerseits geht es um Massnahmen zur Reduktion von Umwandlungsverlusten bei „elektrischen Anlagen“ (damit sind Anlagen ab Generator gemeint – verstanden als Fachbegriff und in Abgrenzung zu hydraulischen Anlagen). Andererseits sollen auch Massnahmen zur Stromproduktion aus nicht anders ver- wertbarer Abwärme unterstützt werden. Das Schwergewicht der Förderung soll aber auch künftig bei den verbrauchsseitigen Massnahmen einschliesslich Effizienzmassnahmen im Bereich der Elektromobilität liegen (Abs. 1 Bst. a).

Art. 34 Geothermie-Garantien Diese Bestimmung wird aus dem geltenden Recht übernommen und terminologisch wie auch inhaltlich leicht angepasst. Der juristisch nicht korrekte Begriff der „Bürgschaft“ wird durch

„Garantie“ ersetzt. Abgesichert werden sollen Investitionen im Rahmen der Vorbereitung und Errichtung von Geothermieanlagen. Diese Wortwahl stellt eine Präzisierung gegenüber der heute geltenden Fassung dar, wonach „Anlagen zur Nutzung von Geothermie“ mittels Bürg- schaft zu sichern waren. Der Begriff der Errichtung ist in weitem Sinne zu verstehen; darunter fallen alle Handlungen, die dazu dienen, ein Geothermie-Projekt soweit zu verfolgen, bis Aussagen über die Fündigkeit gemacht werden können und das Projekt als Erfolg bzw. Teil- oder Misserfolg beurteilt wird, insbesondere Kosten für Bohrungen, Bohrlochvermessungen, Pumpversuche, Reservoirstimulation, Tests und Analysen, die geologische Begleitung und den Abbau des Bohrplatzes (vgl. Regelung in der geltenden Energieverordnung, Anhang 1.6). Im Rahmen der Vorbereitung einer Anlage sind neben den eigentlichen Vorbereitungsarbei- ten, insbesondere der Bohrplatzvorbereitung, auch die notwendigen vorgelagerten und nach einer Machbarkeitsstudie durchgeführten Explorationskosten anrechenbar, welche dazu beitragen, die Erfolgswahrscheinlichkeit für eine Fündigkeit nach einer Machbarkeitsstudie, aber vor Bohrbeginn, zu erhöhen und den optimalen Standort des oberflächigen Bohrplatzes und der unterirdischen Bohrlandepunkte zu bestimmen. Für geothermische Stromprojekte sind beträchtliche Eigen- und Fremdkapitalmittel bereitzustellen. Bei einer Risikodeckung von wie bisher maximal 50 Prozent der Investitionskosten vermag der Kapitalwert eines Projekts die Investionshürden privater Investoren in der Regel nicht zu überschreiten. Um eine für Investoren akzeptable Eigenkapitalrendite zu erzielen, wird der Grad der maximalen Risikodeckung auf 60 Prozent erhöht. Dieser Höchstsatz entspricht jenem, der im Rahmen von Finanzhilfen an Einzelprojekte gewährt wird (vgl. Art. 53 Abs. 2 EnG).

Art. 35 Entschädigung bei Wasserkraftwerken Geringfügige Änderungen redaktioneller Natur.

5. Kapitel: Finanzierung der Vergütungen und weiterer Massnahmen 1. Abschnitt: Netzzuschlag

Art. 36, 37 Netzzuschlag und Netzzuschlagssfonds Seit 2009 wird auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze ein Netzzuschlag erho- ben, aus dem u.a. die Einspeisevergütung bezahlt wird bzw. jener Teil davon, der die Diffe- renz zum Markpreis bildet. Die Netzbetreiber können den Zuschlag auf die Endkunden über- wälzen. Neu gibt es kein Zuschlagsmaximum mehr. Für drei Verwendungszwecke (wettbewerbliche Ausschreibungen, Geothermie-Garantien, Entschädigung bei Wasserkraftwerken) findet aber je eine relative Begrenzung innerhalb des Zuschlags statt, d.h. die Mittel in diesen Bereichen sind begrenzt. Alle Gelder fliessen in einen Fonds. Dieser bleibt bei der nationalen Netzgesellschaft bzw. kommt zur dortigen Vollzugsstelle. Heute ist der Fonds als privatrechtliche Stiftung organi- siert. Das soll ändern; die Stiftung ist aufzulösen (Art. 71 Abs. 7). Der Fonds ist einfach zu organisieren, primär mit separaten Konti; spezielle Gebilde bzw. eine rechtliche Verselbstän- digung sind nicht nötig. Die Mittel im Fonds sind durch die Regel, wonach sie für nichts in Haftung gezogen werden können, geschützt. Die Vollzugsstelle darf sie auch nicht für eigene Zwecke verwenden; die Swissgrid AG erst recht nicht. Die Gelder können auch nicht von Dritten für irgendwelche Verpflichtungen der Vollzugsstelle oder der Muttergesellschaft (Swissgrid AG) beansprucht werden.

Der Fonds ist zwar ein „fonds de roulement“ und deshalb sollen darin an sich nicht auf Vorrat grosse Geldmengen sein. Eine gewisse Liquidität ist aber dennoch nötig und gerade für die Geothermie-Garantien und für die Entschädigungen bei Wasserkraftwerken müssen Reserven gebildet werden, weil in diesen Bereichen länger keine Auszahlungen anfallen, dann aber plötzlich grössere Beträge gebraucht werden.

Art. 38 Rückerstattung des Netzzuschlags Die Möglichkeit zur Rückerstattung des Zuschlags wird gemäss Absatz 1 neu an ein Stromef- fizienz- und CO2- Reduktionsziel geknüpft. Damit auch Endverbraucher die Rückerstattung beantragen können, die keine Verpflichtung zur Verminderung der Treibhausgasemissionen gemäss Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe b CO2-Gesetz eingehen können, ist die Verpflichtung zur Reduktion des CO2-Ausstosses gemäss Absatz 1 grundsätzlich eigenständig und unabhän- gig vom CO2-Gesetz. Um Doppelspurigkeiten zu vermeiden, werden einerseits Verminderungsverpflichtungen nach

Art. 31 Absatz 1 Buchstabe b CO2-Gesetz angerechnet. Andererseits werden EHS- Unternehmen nach Artikel 17 CO2-Gesetz und fossilthermische Kraftwerke nach Art. 22 CO2-Gesetz von der Verpflichtung nach Absatz 1 Buchstabe b befreit, da diese im Rahmen des CO2-Gesetzes ebenfalls bereits CO2-Verpflichtungen eingehen müssen. Gemäss Absatz 2 ist in diesen Fällen deshalb keine separaten Verpflichtungen nach EnG zur Reduktion des CO2-Ausstosses abzuschliessen. Gemäss Absatz 3 sind im Rahmen der Zielvereinbarung – nebst den allgemeinen Grundsätzen des EnG – insbesondere auch bereits umgesetzte Effizienzmassnahmen zu berücksichtigen, um vorbildliche Endverbraucher nicht von der Möglichkeit der Rückerstattung auszuschlies- sen. Konkret bedeutet dies, dass bei Betrieben mit bereits hohem Effizienzgrad die zu errei- chenden Verbesserungen entsprechend niedriger ausfallen als bei Betrieben, die noch keine Effizienzmassnahmen umgesetzt haben. Daneben gilt, dass die Verpflichtung für die Unter- nehmen wirtschaftlich tragbar sein muss. Wirtschaftlich tragbar ist eine Massnahme dann, wenn ein angemessenes Verhältnis zwischen deren Nutzen und der Schwere allfällig damit verbundener Nachteile besteht, und der Nachteil deshalb für die Unternehmung zumutbar ist. Der Zuschlag wird ab Eingehen der Verpflichtung periodisch rückerstattet. Werden die Ver- pflichtungen nach Absatz 1 und allenfalls nach Absatz 2 nicht über die gesamte Verpflich- tungsdauer vollständig eingehalten, erlischt gemäss Absatz 4 der Rückerstattungsanspruch und sämtliche bereits erhaltene Rückerstattungen müssen zurückbezahlt werden. Bereits heute haben Betriebe auf verschiedenen Ebenen (Bund, Kantone) die Möglichkeit, Effizienz- und Reduktionsverpflichtungen im Energiebereich einzugehen (z. B. Gross- verbraucherartikel der Kantone, Befreiung von der CO2-Abgabe, etc.). Die entsprechenden Verpflichtungen werden heute u. a. von der Energie-Agentur der Wirtschaft (EnAW) und den Kantonen in Zusammenarbeit mit den Unternehmen ausgearbeitet und auch von Energiever- sorgungsunternehmen anerkannt. Für die Ausarbeitung der Verpflichtungen soll deshalb auch inskünftig auf private Organisationen zurückgegriffen werden, der Entscheid über die Ver- pflichtung und die Zuschlagsrückerstattung trifft das Bundesamt für Energie (vgl. Art. 51 und 62).

2. Abschnitt: Ausgleich der Mehrkosten der WKK-Anlagen

Art. 39 Finanzierung der Mehrkosten Absatz 1 regelt, dass die Finanzierung der durch die WKK-Vergütung verursachten Mehrkos- ten den Netzbetreibern obliegt, und dass sie über einen Ausgleichsmechanismus abgewickelt

wird. Ohne einen solchen Mechanismus würden gewisse Netzbetreiber ungleich stärker belastet als andere, abhängig davon, wie viele WKK-Anlagen sich in ihrem Netzgebiet befin- den. Mit dem Mechanismus werden diese Wettbewerbsnachteile ausgeglichen, indem eine Vollzugsstelle die Gesamtkosten auf alle Netzbetreiber gleichmässig verteilt, jeweils propor- tional zur Menge der von ihnen an Endkunden gelieferten Energie. Der Ausgleichsmechanismus ist als Ausgleichsabgabe mit besonderem Verwendungszweck ausgestaltet. Er dient der Behebung von Wettbewerbsnachteilen, die ansonsten den Netz- betreibern in Erfüllung einer gesetzlichen Abnahmepflicht (Art. 17 Abs. 1) und in Unterstüt- zung von gesetzlichen Zielen (Art. 3) entstehen könnten. Sowohl der Verwendungszweck der Abgabe (die Unterstützung der Elektrizitätsproduktion mit WKK-Anlagen zum Schutz von Versorgungssicherheit und Netzstabilität) wie auch die Abgabe selbst finden ihre Grundlage damit in Artikel 91 Absatz 1 BV und der darin enthaltenen Sachkompetenz des Bundes. Abgewickelt wird der Ausgleich, indem die Netzbetreiber der Vollzugsbehörde (eine Stelle bei der nationalen Netzgesellschaft, vgl. Art. 66) die durch die WKK-Vergütung entstandenen Mehrkosten melden. Basierend auf diesen Meldungen kann der durch jeden einzelnen Netz- betreiber zu tragende Anteil berechnet und letztlich die Rechnungsstellung bzw. Auszahlung vorgenommen werden. Sowohl die Netzbetreiber wie auch die Produzenten haben sämtliche zur Überprüfung der Daten und zum weiteren Vollzug notwendigen Unterlagen zur Verfü- gung zu stellen (Abs. 2). Die weiteren Einzelheiten des Ausgleichsmechanismus sind gemäss Absatz 3 auf Verord- nungsebene zu regeln. So wird der Bundesrat insbesondere allfällige Einsichtsrechte auf bestehende Datensysteme, wie das HKNV-System, regeln, sofern und soweit eine solche Einsicht notwendig ist zur Überprüfung der Teilnahmeberechtigung oder weiterer relevanter Daten durch die Vollzugsbehörde.

Art. 40 Vollzugskosten

Art. 40 stellt klar, wie die Vollzugskosten des WKK-Vergütungssystems zu finanzieren sind.

6. Kapitel: Sparsame und rationelle Energienutzung 1. Abschnitt: Serienmässig hergestellte Anlagen, Fahrzeuge und Geräte

Art. 41 Artikel 41 wird, abgesehen von einer redaktionellen Änderung in Absatz 2 Buchstabe a, in der am 1. Juli 2012 in Kraft getretenen Fassung übernommen. 2. Abschnitt: Gebäudebereich

Art. 42 Vorschriften im Gebäudebereich erlassen nach Art. 89 Abs. 4 BV v.a. die Kantone. Der Bund gibt im EnG wie bis anhin nur einen Rahmen zu einigen Aspekten vor, wobei er den Kanto- nen einen erheblichen Spielraum belässt. Es werden die heutigen Bestimmungen weiterge- führt, auch der jüngst vom Parlament beschlossene Buchstabe e von Absatz 3, der lediglich eine redaktionelle Änderung erfährt. Neu wird die sparsame und rationelle Energienutzung sowie die Nutzung erneuerbarer Energien zum nationalen Interesse erklärt. Das soll (ähnlich wie der erwähnte Bst. e) u.a. dazu beitragen, dass energetisch sinnvoll Gebäudesanierungen nicht zu stark durch kantonale oder kommunale Vorschriften behindert werden. Dabei ist das nationale Interesse jedoch nicht per se gegeben, sondern nur in der Regel; die Relativierung ist vor dem Hintergrund zu sehen, dass im Gebäudebereich von einer Vielzahl auch kleinerer, untergeordneter energieseitiger Interessen ausgegangen werden muss, bei denen die Erhebung

ins nationale Interesse nicht in jedem Fall angemessen wäre. Wo das nationale Interesse als gegeben zu erachten ist, entbindet dieser Umstand in keiner Weise von der Pflicht zur Durch- führung einer umfassenden und alle Umstände berücksichtigenden Interessenabwägung im Einzelfall. Dabei ist namentlich dem Schutz von Denkmälern von nationalem oder kantona- lem Interesse Rechnung zu tragen. 3. Abschnitt: Effizienzziele für den Elektrizitätsverbrauch

Art. 43-44 Zielvorgaben, Massnahmen und Zertifikate Die Stromlieferanten werden mit dem neuen Instrument „Zielvorgaben“ konkret in die Pflicht genommen, einen Beitrag zur Steigerung der Effizienz beim Stromverbrauch zu leis- ten. Sie sollen jedoch nicht über Massnahmen unmittelbar bei sich selbst tätig werden, son- dern – z.B. über Anreize oder Aktionen – bei den Schweizer Endverbraucherinnen und End- verbrauchern entsprechende Effizienzmassnahmen umsetzen bzw. direkt und konkret auslösen (entscheidend sind die Resultate und nicht die blossen Anstrengungen). Jeder Strom- lieferant hat eine individuelle Zielvorgabe zu erfüllen, die einem bestimmten Anteil seines (Inland-)Absatzes entspricht. Dieser Anteil wird als fixer Wert – für alle Stromlieferanten einheitlich – durch den Bundesrat bestimmt; er beträgt maximal zwei Prozent (des Absatzes). Praktisch umgesetzt wird das Instrument der Zielvorgaben grundsätzlich mittels eines Zertifi- katesystems, d.h. mittels einer Pflicht zur Abgabe von Zertifikaten, welche für getroffene Massnahmen zur Effizienzsteigerung ausgestellt werden. Den Bund, der das Zielvorgabe- Wesen überwacht, interessiert letztlich nicht, ob die einzelnen Stromlieferanten, die Zertifika- te abliefern, ihre individuelle Vorgabe mit eigenen Massnahmen (bei den Endkundinnen und Endkunden) erfüllt haben. Relevant ist nur, ob jeder Stromlieferant im Umfang seiner Ziel- vorgabe Zertifikate abgeben kann. Ob er die Zertifikate durch eigene Massnahmen erlangt oder ob er sie von anderen Stromlieferanten gekauft hat, spielt keine Rolle. Unterschieden wird zwischen Stromlieferanten mit einem jährlichen Absatz von 30 GWh oder mehr und solchen unterhalb dieser Schwelle. Erstere müssen, um die Zielvorgabe zu erfüllen (bzw. um die Überprüfung von deren Einhaltung zu ermöglichen), dem Bund sogenannte weisse Zertifikate abgeben, welche die erzielten Effizienzsteigerungen bescheinigen (1 Zerti- fikat pro eingesparte MWh). Letztere können wählen, ob sie den Weg über solche Zertifikate gehen oder ob sie eine Ersatzabgabe leisten. Haben sie diese Abgabe bezahlt, haben sie – abgesehen von Mitwirkungspflichten bei der Überprüfung (Art. 45) – ihre Pflichten erfüllt. Bei den Massnahmen (Art. 44) wird zwischen standardisierten und nicht-standardisierten Massnahmen unterschieden. Als standardisierte Massnahmen denkbar sind z.B. die Installati- on von Umwälzpumpen, Ersatz von Elektrogeräten wie Kühlschränken oder Waschmaschinen (Haushalte), Kühlungen und Beleuchtungssysteme (Dienstleistungen und Gewerbe), Ampeln und Strassenbeleuchtungen (öffentlicher Sektor) sowie Motoren (Industrie). Wegen der Stan- dardisierung sind die Effizienzgewinne bei diesen Massnahmen im Voraus berechenbar, weshalb kein Monitoring nötig ist. Bei den anderen, nicht-standardisierten Massnahmen ist nicht die gleiche Gewähr für Effizienz gegeben; sie müssen daher vorgängig geprüft und zugelassen werden. Das BFE kann diese Aufgabe einer geeigneten privaten Organisation zuweisen. Auch Dritte (Energiedienstleister), die selber keine Zielvorgabe erfüllen müssen, können Effizienzmassnahmen treffen, so Zertifikate erlangen und mit diesen handeln. Die Zertifikate sind nicht nur zwischen den verschiedenen Inhabern handelbar, sie sind vielmehr auch an keine Periode gebunden, ein zeitlicher Übertrag (banking) ist also möglich. Ein Stromlieferant darf einen solchen Übertrag nicht nur mit „eigenen“, d.h. originär erlangten Zertifikaten vornehmen, sondern auch mit zugekauften.

Die durch die erwähnte Ersatzabgabe generieten Gelder werden ebenfalls für Effizienzmass- nahmen eingesetzt (Art. 43 Abs. 4). Für die mit diesen Massnahmen erzielten Effizienzge- winne werden keine weissen Zertifikate ausgestellt. Denn, wenn diese Zertifikate in den Handel kämen, was unvermeidbar wäre, würden mit ein und derselben Effizienzmassnahme zwei Akteure ihre Zielvorgabe erfüllen könnten – einerseits der Stromlieferant, der seine Ersatzabgabe leistet und andererseits der Stromlieferant, der ein (aus einer solchen Massnah- me resultierendes) Zertifikat zugekauft hat.

Art. 45-46 Festlegung der Zielvorgabe, Sanktion bei Nichterfüllung Das BFE legt für die einzelnen Stromlieferanten aufgrund von deren Angaben die individuelle Zielvorgabe fest. Es tut dies per Verfügung und jährlich; durch diesen Jahresrhythmus kann u.a. den Veränderungen beim Absatz Rechnung getragen werden. Ebenfalls jährlich müssen die Stromlieferanten Bericht erstatten; das verschafft sowohl ihnen selbst wie auch dem Bund ein Bild darüber, ob die Zielerreichung auf Kurs ist. Nicht jährlich, sondern in 3- Jahresperioden erfolgt die Überprüfung (durch das BFE). Jeder Stromlieferant soll seine jährliche Zielvorgabe verteilt auf drei Jahre erreichen bzw. die entsprechenden Zertifikate beibringen. Wenn erst nach drei Jahren Bilanz gezogen und geschaut wird, ob die drei einjäh- rigen Zielvorgaben gesamthaft erfüllt sind, gibt das den pflichtigen Stromlieferanten Flexibili- tät. Für die Sanktion, die bei Nichterfüllung greift, findet konsequenterweise ebenfalls eine Gesamtbetrachtung für drei Jahre statt.

7. Kapitel: Förderung 1. Abschnitt: Massnahmen 2. Abschnitt: Finanzhilfen

Art. 47 - 53 Die Artikel 47 bis 50 werden grösstenteils ohne inhaltliche Änderungen aus dem Energiege- setz von 1998 übernommen. Die Artikel 51 bis 53 haben eine neue Struktur, sind materiell aber nur geringfügig geändert worden. Von der neuen Ausnahmebestimmung in Artikel 49 Absatz 3 ist nur sehr zurückhaltend Gebrauch zu machen. Eine Unterstützung von Pilot- und Demonstrationsanlagen mit auslän- dischem Standort und von Pilot- und Demonstrationsprojekten, die im Ausland durchgeführt werden, soll insbesondere bei einer Kooperation der Schweiz mit internationalen Organisatio- nen oder im Rahmen von internationalen Programmen (z.B. der EU oder der IEA) möglich sein. In der Regel ist dabei eine Schweizer Industriebeteiligung vorausgesetzt. Die Wert- schöpfung kann finanzieller Natur sein oder dem Wissensgewinn von Industrie oder Hoch- schulen dienen. Artikel 51 beinhaltet Grundsätze, die sowohl für Globalbeiträge an die Kantone als auch für Finanzhilfen an Einzelprojekte gelten. Ein Teil des bzw. der ganze zweckgebundene Ertrag der CO2-Abgabe (vgl. die Varianten in den Erläuterungen zu Art. 34 des CO2-Gesetzes) fliesst in Massnahmen gemäss den Artikeln 47, 48 und 50 EnG. Aufgrund der Wichtigkeit der zielgerechten Verwendung des Ertrags der Lenkungsabgabe wird in Artikel 51 Absatz 3 gesondert darauf hingewiesen, dass lediglich jene Massnahmen, die direkt oder indirekt zur langfristigen Verminderung von CO2-Emissionen bei Gebäuden beitragen und damit len- kungszielkonform sind, im Rahmen von Globalbeiträgen nach Artikel 34 CO2-Gesetz finan- ziert werden dürfen. Pilot- und Demonstrationsanlagen wie auch Feldversuche und Analysen nach Artikel 49 Absatz 2 sollen vom Bund mit Beiträgen zu 40 Prozent, maximal 60 Prozent der anrechenba-

ren Kosten unterstützt werden können. Die Regelung, welche für Finanzhilfen an Einzelpro- jekte gilt (Art. 53), ist in diesem Bereich somit anwendbar, was auch der heutigen Praxis entspricht. Von dieser Spezialregelung abgesehen kann der Bund Vorhaben in den Gebieten der Grundlagenforschung, der anwendungsorientierten Forschung und der forschungsnahen Entwicklung (Art. 49 Abs. 1 EnG) in vollem Umfang finanzieren. Solche Projekte unterliegen den besonderen Voraussetzungen und Beitragsgrenzen nach Artikel 53 EnG nicht. Für die Ressortforschung der Bundesverwaltung gelten die allgemeinen Bestimmungen des For- schungs- und Innovationsförderungsgesetzes.65 Artikel 52 fasst die Bestimmungen über die Finanzierung mittels Globalbeiträgen in einer Norm zusammen. Unzulässig ist nach wie vor, dass der Bund Massnahmen doppelt unter- stützt. Eine Massnahme kann demnach nicht beispielsweise mittels Globalbeitrag für ein Programm nach Artikel 47 und gleichzeitig mittels Globalbeitrag für ein Programm nach Artikel 50 gefördert werden. Neu wird im 2. Satz von Absatz 3 eine Bestimmung eingeführt, die gewährleistet, dass Fördergelder des Bundes zur Unterstützung von Massnahmen im Gebäudebereich nur noch ausgerichtet werden, sofern für die betroffenen Gebäude ein Ge- bäudeenergieausweis mit Beratungsbericht (GEAK Plus) erstellt wurde. Deshalb sollen Glo- balbeiträge nur noch an jene kantonalen Förderprogramme ausgerichtet werden, die eine solche Pflicht zur Erstellung eines GEAK Plus festhalten. Der Bundesrat kann im Sinne von Absatz 3 Satz 3 Ausnahmen von einer solchen Pflicht festhalten, weil diese Pflicht namentlich dann zu unverhältnismässigen Resultaten führen kann, wenn die Kosten für die Erstellung eines GEAK Plus einen bedeutenden Teil der Fördersumme ausmachen. Die Berichterstattung gemäss Absatz 4 soll Angaben über die Verwendung der zur Verfügung gestellten finanziel- len Mittel sowie bei Massnahmen nach Artikel 50 über die Wirksamkeit und die Auswirkun- gen des durchgeführten Programms beinhalten. In Artikel 53 wird der bis anhin verwendete Begriff „objektgebundene Finanzhilfen“, mit welchem gemäss den Materialien zum Energiegesetz von 1998 die Unterstützung von Einzel- projekten gemeint war66, durch den Begriff „Finanzhilfen an Einzelprojekte“ ersetzt. Bei den Finanzhilfen nach Artikel 50 sollen künftig als anrechenbare Kosten die Mehrinvestitionen gegenüber den Kosten für konventionelle Techniken gelten und nicht mehr die „nicht amorti- sierbaren Mehrkosten“ gelten. Damit wird die bereits bei energetischen Gebäudesanierungen geltende Regelung übernommen. Erfahrungsgemäss können mit Finanzhilfen in der Höhe von 40 Prozent der nicht amortisierbaren Mehrkosten in diesem Bereich zumeist keine zusätzli- chen Investitionen ausgelöst werden.

8. Kapitel: Internationale Vereinbarungen

Art. 54 Nach Artikel 7a Absatz 1 des Regierungs- und Verwaltungsorganisationsgesetzes (RVOG)67 kann der Bundesrat völkerrechtliche Verträge selbständig abschliessen, soweit er durch ein Bundesgesetz oder einen von der Bundesversammlung genehmigten völkerrechtlichen Ver- trag dazu ermächtigt ist. In Artikel 54 EnG wird dem Bundesrat eine solche Ermächtigung erteilt: Zusätzlich zu der bereits in Artikel 7a Absatz 2 RVOG festgelegten Zuständigkeit zum selbständigen Abschluss von Verträgen mit beschränkter Tragweite erhält der Bundesrat die Kompetenz, völkerrechtliche Verträge abzuschliessen, gegen welche das fakultative Referen-

65 SR 420.1 66 Vgl. Botschaft des Bundesrates vom 21. August 1996 zum Energiegesetz, BBl 1996 IV 1122 (oben). 67 Regierungs- und Verwaltungsorganisationsgesetz vom 21. März 1997 (RVOG); SR 172.010.

dum nach Artikel 141 Absatz 1 Buchstabe d BV nicht ergriffen werden kann und die auch nicht dem obligatorischen Referendum unterstehen.

9. Kapitel: Vollzug

Art. 55 bis 61 Geringfügige Änderungen redaktioneller Natur. In Artikel 55 wird im Sinne eines Grundsatzes festgehalten, dass der Vollzug bei einer Ausla- gerung (per Gesetz, Verordnung oder anderweitig) stets kostengünstig zu erfolgen hat. In Artikel 59 (Evaluationsbestimmung) wird präziser als im geltenden Recht festgehalten, dass es bei den Wirkungen, die es zu untersuchen gilt, sowohl um die mit den Massnahmen des Gesetzes konkret erzielten Auswirkungen wie auch um deren Wirksamkeit geht. Im Be- sonderen wird denn auch ein vom BFE in Zusammenarbeit mit dem Staatssekretariat für Wirtschaft (SECO) zu erstellendes Kosten-Nutzen-Monitoring vorgesehen.

Art. 62 Herausgabe und Veröffentlichung von Daten Es können nicht nur Energielieferanten, sondern alle Unternehmen der Energiewirtschaft verpflichtet werden (vgl. zum Begriff der Energieversorgung: Art. 7 EnG). Die Verpflichtung kann sowohl die eigene Publikation durch die Verpflichteten als auch die Offenlegung gegen- über Behörden mit dem Zweck der Veröffentlichung beinhalten. Unter Umständen kann es zudem sinnvoll sein, dass die betroffenen Unternehmen bestimmte Daten direkt den Kunden und Kundinnen mitteilen (wie es bereits im Bereich der Kennzeichnung von Elektrizität nach Artikel 10 EnG gehandhabt wird). Auch eine solche direkte Mitteilungspflicht ist von der Bestimmung erfasst. Angaben nach Buchstabe b können bspw. Preise und Qualität von Ökostromprodukten, Arten und Preise von Energieberatungen oder Abnahmebedingungen für Elektrizität aus erneuerba- ren Energien umfassen. Unter getroffene oder geplante Massnahmen nach Buchstabe c lassen sich namentlich Kommunikationskampagnen, Strategien zur Förderung der erneuerbaren Energien und des sparsamen und rationellen Elektrizitätsverbrauchs oder angestrebte Zielwer- te für den Anteil der erneuerbaren Energien am Energiemix subsumieren. Die Veröffentli- chung durch die Bundesbehörden gemäss Absatz 2 kann etwa im Rahmen eines bundesinter- nen Monitorings oder als Gesamtübersicht erfolgen. Es sind aber auch andere Formen der Publikation denkbar. Die Delegation von Rechtsetzungsbefugnissen an den Bundesrat rechtfertigt sich dadurch, dass derzeit noch nicht feststeht, ob die Einführung einer Offenlegungs- bzw. Publikations- pflicht notwendig sein wird oder nicht. Die Auferlegung einer solchen Pflicht ist nur dann angebracht und sinnvoll, wenn Massnahmen auf freiwilliger Basis (z.B. ein freiwilliges Ra- ting der Energieversorgungsunternehmen) nicht zu Stande kommen oder den Zweck der Transparenz und Information nicht zu erfüllen vermögen. Auch soll erst bei der Einführung – in Berücksichtigung des Grundsatzes der Verhältnismässigkeit – bestimmt werden, welche Daten offengelegt werden müssen und in welcher Weise. Beim Erlass von Ausführungsbestimmungen muss darauf geachtet werden, dass durch die Pflicht zur Herausgabe und Veröffentlichung von Daten weder das Geschäftsgeheimnis verletzt wird noch eine Wettbewerbsbeeinträchtigung (etwa durch Offenlegung von internen Kostenstrukturen oder Produktionskapazitäten) eintritt.

Art. 64 Geringfügige Änderungen redaktioneller Natur.

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10. Kapitel: Zuständigkeiten, Verfahren und Rechtsschutz

Art. 65 und 66 Zuständigkeit und Vollzugsstelle Der Vollzug des Einspeisevergütungssystems wird einer Vollzugsstelle bei der nationalen Netzgesellschaft übertragen. Wegen der Nähe und Ähnlichkeit zum Einspeisevergütungssys- tem wird ihr auch der Vollzug einiger der mit der EnG-Revision geschaffenen neuen Aufga- ben zugewiesen (Auktionen, PV-Einmalvergütungen, WKK-Vergütungssystem). Die Vollzugsstelle erhält Verfügungsgewalt. Ihre Verfügungen können direkt beim Bundes- verwaltungsgericht angefochten werden (die Zuständigkeit der heute „zwischengeschalteten“ ElCom entfällt). Die Vollzugsstelle hat das BFE bei Fällen von grosser Tragweite zu konsultieren. Von grosser Tragweite kann ein Einzelfall sein, in dem es um eine sehr hohe Vergütung (über die Jahre) geht oder wenn sich eine wichtige, grundsätzliche Frage stellt oder eine solche, wie sie sich in vielen anderen Fällen präsentieren kann. Das BFE, das ja auch die Aufsicht hat, soll ein gewisses Mitspracherecht erhalten. Dieses stellt aber kein Form- oder Gültigkeitserfordernis dar. Projektanten können sich also nicht zu ihren Gunsten auf die Norm berufen und geltend machen, das BFE hätte angehört werden müssen. Um für die ihr übertragene Vollzugsaufgabe ein hohes Mass an Unabhängigkeit zu haben und um potenziellen Interessenkonflikten entgegenzuwirken, wird die Vollzugsstelle analog zu Artikel 18 StromVG entflochten (von der Muttergesellschaft und von der Energiewirt- schaft). Damit sie nicht unter fremdem Einfluss steht, muss sie trotzdem vollständig der Swissgrid AG gehören. Durch die separate Stelle wird erreicht, dass sich die Arbeiten besser (als heute) von den Kernaufgaben der Swissgrid AG im Bereich des StromVG trennen lassen. Auf jeden Fall muss aber sichergestellt sein, dass die Schnittstellen, die mit Grund für die Ansiedelung des Vollzugs möglichst nahe bei der nationalen Netzgesellschaft sind, genutzt werden können. Die Swissgrid AG hat der Tochter darum die nötigen Arbeitsmittel (v.a. Daten) zur Verfügung zu stellen, jedoch nur jene, über die sie aufgrund ihrer Eigenschaft und ihrer Aufgaben als nationale Netzgesellschaft verfügt. Was damit nichts zu tun hat, also z.B. die Beschaffung von gewöhnlichem Büromaterial, hat die Vollzugsstelle selber zu besorgen. Das BFE übt die Aufsicht über die Vollzugsstelle aus; dazu gehört auch, dass es Weisungen erlässt, und über generelle Richtlinien die Vollzugspraxis mitprägt. Das rechtfertigt sich u.a., weil das BFE namentlich mit seinen Arbeiten bei der Vorbereitung von Erlassentwürfen mit der Materie befasst ist. Was die Aufgaben der Vollzugstelle nach EnG angeht, so kommt der ElCom keine Aufsichts- oder ähnliche Funktion zu; die Kompetenzen der ElCom beschränken sich auf den Bereich von Aufgaben der nationale Netzgesellschaft selbst, und zwar auf dem Gebiet der Stromversorgung.

Art. 67 Zuständigkeit von Bundesbehörden Die Entscheide über eine Reihe energiepolitischer Instrumente (v.a. im Zusammenhang mit dem Netzzuschlag) werden neu in die Zuständigkeit der zwei spezialisierten Bundesämter BFE und BAFU gelegt. Zugunsten des BFE gibt es sodann eine Auffangszuständigkeit für Fälle, die nicht geregelt sein sollten. Die ElCom verliert namentlich ihre Zuständigkeit im Rahmen des Einspeisevergütungssytems (ausser übergangsrechtlich), bleibt aber zuständig, soweit es – ausserhalb des Einspeisevergütungssystems – um Streitigkeiten rund um allge- meine Abnahme- und Vergütungspflicht (Art. 17) geht (insofern soll das alte Recht weiterge- führt werden [Art. 25 Abs. 1bis]).

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Art. 68 Rechtsschutz und Behördenbeschwerde Alle Verfügungen, jene der Vollzugsstelle, jene der Bundesämter (BFE und BAFU) und der ElCom, sind normal beim Bunddesverwaltungsgericht anfechtbar, was der Klarheit halber explizit festgehalten wird. Durch den Wegfall der Zuständigkeit der ElCom beim Einspeise- vergütungssystem wird der Instanzenzug von heute faktisch vier Stellen auf drei reduziert. Unverändert beibehalten bleibt die Behördenbeschwerde des BFE nach Absatz 2.

11. Kapitel: Strafbestimmung

Art. 70 Neu wird das Angeben von unrichtige oder unvollständigen Angaben im Rahmen der Vergü- tungssysteme/Fördermodelle, der Erhebung und Rückerstattung des Zuschlags sowie der Zielvorgaben für Effizienzmassnahmen beim Stromverbrauch unter Strafe gestellt. Der Bus- senbetrag für vorsätzliche Widerhandlungen wird auf Fr. 100‘000.-, für fahrlässige Wider- handlungen auf Fr. 40‘000.- und für Widerhandlungen in Geschäftsbetrieben auf Fr. 20‘000.- erhöht. Im Rahmen der oben erwähnten Tatbestände kann es um erhebliche Geldbeträge gehen, weshalb die bisherige Strafandrohungen von Fr. 40‘000.- (bei Vorsatz), Fr. 10‘000.- (bei Fahrlässigkeit) und Fr. 5‘000.- (bei Geschäftsbetrieben) weder eine genügende präventive Wirkung erzielen, noch eine angemessene Bestrafung ermöglichen.

12. Kapitel: Schlussbestimmungen

Art. 71 Wer mit einer Anlage im Einspeisevergütungssystem ist, befindet sich gewissermassen in einem „Dauerverhältnis“, v.a. wegen der langen Vergütungsdauer. Während dieser Zeit können die Vorschriften inkl. Ausführungsrecht ändern. Solche Änderungen sind nach allge- meinem Verwaltungsrecht grundsätzlich auch auf bereits im Einspeisevergütungssystem befindliche Anlagen anwendbar. Die Geltung neuen Rechts für Betreiber, die schon im Sys- tem sind, kann jedoch insofern nicht gelten, als einige wichtige Grundspielregeln geändert werden (Ausschluss gewisser Anlagen von der Teilnahme etc.). Für diese Betreiber gilt in diesen (und nur in diesen) Punkten das alte Recht, einschliesslich der Ausführungsbestim- mungen. Für Betreiber mit einem positivem Bescheid – Bescheid, mit denen sie von der Warteliste wegkamen und ihnen (vorbehaltlos) mitgeteilt wurde, sie erhielten nun die Vergütung – gilt das Gleiche. Sie werden in den Punkten, die heikle Verschärfungen bringen, nach altem Recht behandelt. Nicht unter diesen Schutz fallen hingegen Betreiber, die keinen solchen positiven Bescheid haben. Das betrifft namentlich all jene, die bloss auf der Warteliste sind, was ihnen mit einem sog. Wartelistenbescheid mitgeteilt wurde. Geht es um Betreiber von Anlagen, die neu nicht mehr am Einspeisevergütungssystem teilnehmen können, bedeutet dies faktisch ein Aus- schluss. Das gilt insbesondere für die Betreiber von Anlagen nach Artikel 18 Absatz 3 sowie von Photovoltaik-Anlagen unter 10 kW. Für diese gibt es aber immerhin die Einmalvergütung nach Artikel 28. Der Fonds, in den die Gelder aus dem Netzzuschlag kommen, bleibt bei der nationalen Netz- gesellschaft bzw. kommt zur Vollzugsstelle. Die Organisation ist jedoch zu ändern. Die „Stiftung KEV“, bei der die Fondsgelder heute sind, verliert somit ihre Aufgabe bzw. ihren Zweck und ist daher aufzulösen. Sämtliche dort vorhandenen Gelder sind auf den neu organi-

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sierten Fonds zu übertragen. Diese Übertragung hat basierend auf einem Revisionsbericht zu erfolgen. Mit den „bestehenden Verträgen“ (Abs. 8 und 9), für die es ebenfalls eine Reglung gibt, ist die alte sog. Mehrkostenfinanzierung gemeint. Hier wird die Übergangsbestimmung weiterge- führt, bis das Regime ausläuft.

2.2 Weitere Änderungen bisherigen Rechts

2.2.1 Bundesgerichtsgesetz vom 17. Juni 200568

Art. 83 Bst. w [neu] BGG Beschränkung des Zugangs zum Bundesgericht Der neu ins Bundesgerichtsgesetz einzufügende Artikel 83 Buchstabe w beschränkt die Be- schwerde ans Bundesgericht auf dem Gebiet des Elektrizitätsrechts betreffend die Plange- nehmigung von Stark- und Schwachstromanlagen auf Rechtsfragen von grundsätzlicher Bedeutung. Damit wird der Notwendigkeit einer schnelleren Realisierung der für die sichere Energieversorgung notwendigen elektrischen Anlagen (v.a. Hochspannungsleitungen) Rech- nung getragen. Einer Rechtsfrage kommt dann grundsätzliche Bedeutung zu, wenn sie noch nie entschieden wurde, ihre Klärung für die Praxis wegleitend sein kann und sie von ihrem Gewicht her nach einer höchstrichterlichen Beurteilung verlangt. Ferner dürfte auch dann das Vorliegen einer solchen Frage zu bejahen sein, wenn die Vorinstanz von einem bundesge- richtlichen Präjudiz abweicht oder Anlass besteht, eine Rechtsprechung zu überprüfen oder zu bekräftigen. Den Entscheid, ob die Bedingung einer Rechtsfrage von grundsätzlicher Bedeu- tung erfüllt und auf die Beschwerde einzutreten ist, fällt die zuständige Abteilung in Dreierbe- setzung (Art. 109 BGG). Den Beschwerdeführer trifft beim Abfassen der Beschwerdeschrift eine erhöhte Begründungspflicht (Art. 42 Abs. 2 BGG). Legt er nicht klar und deutlich dar, wieso im konkreten Fall Fragen von grundsätzlicher Bedeutung zu beantworten sind, wird das Bundesgericht nicht auf die Beschwerde eintreten.

2.2.2 CO2-Gesetz vom 23. Dezember 201169 Artikel 10 – 13, Art. 44 und Art. 49a Die Artikel 10ff des CO2-Gesetzes vom 23. Dezember 201170 regeln die Vorschriften hin- sichtlich der Verminderung der CO2-Emissionen bei Personenwagen. Diese Artikel erfahren in mehrfacher Hinsicht eine Änderung. Aus legistischen Gründen werden einige Regelungen aus dem Gesetz gestrichen, um sie künftig dem Verordnungsgeber zu überlassen. Diese strukturellen Änderungen beinhalten keinerlei materielle Neuerungen. Materiell wird für die Personenwagen – in Anlehnung an das EU-Recht – für die Jahre nach 2015 ein neuer, weitergehender Zielwert vorgesehen. Eine solcher Zielwert ist in Artikel 10 Absatz 3 des beschlossenen CO2-Gesetzes bereits vorgesehen, wurde aber noch nicht konkre- tisiert. Gleichzeitig werden – ebenfalls in Anlehnung an die Entwicklungen im EU-Recht –

68 SR 173.110 69 SR … (BBL 2012 113), Referendumsfrist abgelaufen am 13. April 2012. 70 BBL 2012 113, Referendumsfrist abgelaufen am 13. April 2012.

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neu auch für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper Zielwerte aufgenommen. Dieser Nach- vollzug des EU-Rechts bezieht sich auf die in den Verordnungen Nr. 443/2009 (für Perso- nenwagen)71 und Nr. 510/2011 (für leichte Nutzfahrzeuge)72 enthaltenen Zielwerte für 2020 (Personenwagen) resp. 2017 und 2020 (für leichte Nutzfahrzeuge). Zu beachten ist, dass die Kategorie „leichte Nutzfahrzeuge“, auf die sich die EU-Verordnung Nr. 510/2011 bezieht, im schweizerischen Recht nicht existiert. Um eine möglichst deckungsgleiche Regelung zu erhalten, müssen die betreffenden Normen im CO2-Gesetz auf die beiden Kategorien „Lie- ferwagen“ und „leichte Sattelschlepper“ anwendbar sein. Die Umsetzungsmodalitäten der neuen Zielwerte befinden sich in der EU zurzeit noch in der politischen Debatte (Vorschlag KOM(2012) 393 endg.73). Die vorgeschlagene Regelung steht dabei – als Nachvollzug von EU-Recht – unter Vorbehalt abweichender Entwicklungen in Europa. Sowohl bei den vorliegend vorgeschlagenen Ziel- werten und Regeln, wie auch bei den später auf Verordnungsebene zu regelnden Umset- zungsmodalitäten (schrittweise Einführung der Zielwerte, Zwischenziele, spezielle Behand- lung von Fahrzeugen mit besonders tiefen CO2-Emissionen u. dgl.), soll in jedem Fall eine Anlehnung an die EU-Regelungen erfolgen.

Art. 10 Grundsatz In Absatz 1 wird für die Gesamtheit der im erstmals Verkehr gesetzten Personenwagen ein neuer Emissionszielwert für das Jahr 2020 aufgenommen (95g CO2/km). Gleichzeitig werden in Absatz 2 neu auch für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper Ziel- werte statuiert, nämlich 175g CO2/km für das Jahr 2017 und 147g CO2/km für das Jahr 2020. Die Werte entsprechen wie ausgeführt den in der EU geltenden Zielwerten zur Verminderung von CO2-Emissionen. Absatz 3 enthält keinerlei materielle Neuerung. Er wird aufgenommen, um klärend aufzuzei- gen, dass das für die Gesamtheit der Personen- resp. Lieferwagen und leichte Sattelschlepper geltende Ziel nach Absatz 1 resp. Absatz 2 erreicht werden soll, indem alle Importierenden verpflichtet werden, die Emissionen „ihrer“ Fahrzeuge gemäss einer für sie errechneten individuellen Zielvorgabe zu vermindern.

Art. 10a Zwischenziele, Erleichterungen und Ausnahmen Die Absätze 1 und 2 von Artikel 10a stellen den Ersatz dar für verschiedene auf Gesetzesebe- ne gestrichene Regelungen, die neu – basierend auf diesen Delegationen – durch den Verord- nungsgeber geregelt werden sollen. Basierend auf Absatz 1 kann der Bundesrat zusätzliche Zielwerte vorgeben, welche die Ziele nach Artikel 10 verschärfen. Er kann demnach zum Beispiel vorgeben, dass bei Personen- und/oder Lieferwagen und leichten Sattelschleppern bereits vor dem Jahr 2020 ein bestimmter Zielwert gelten soll. Oder er kann vorgeben, dass bereits vor dem Jahr 2020 ein bestimmter Prozentsatz der Fahrzeugflotte die Zielwerte für das Jahr 2020 erfüllen soll. Absatz 1 stellt damit insbesondere die Grundlage dar, um auf Verordnungsebene eine Regelung wie den heutigen Artikel 12 Absatz 3 – der neu aus dem Gesetz gestrichen werden soll – einzuführen.

71 Verordnung (EG) Nr. 443/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009. 72 Verordnung (EU) Nr. 510/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Mai 2011. 73 Vorschlag der Kommission vom 11. Juli 2012 für eine Verordnung des europäischen Parlaments und des Rates zur Änderung der Verordnung (EG) Nr. 443/2009 hinsichtlich der Festlegung der Modalitäten für das Erreichen des Ziels für 2020 zur Verringerung der CO2-Emissionen neuer Per- sonenkraftwagen, KOM 2012 393 endg.

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Mit der Kompetenz zum Erlass solcher Zwischenziele geht auch die Kompetenz zum Erlass von Ausnahmeregelungen zu diesen Zwischenzielen einher. Absatz 2 verleiht dem Bundesrat die Kompetenz, Ausnahmeregelungen zu erlassen, die das Erreichen der Ziele während einer Übergangsphase erleichtern. Denkbar sind einerseits rech- nerische Besonderheiten wie z.B. die spezielle Berücksichtigung von Fahrzeugen mit beson- ders tiefen Emissionen (vgl. Art. 12 Abs. 4 des CO2-Gesetzes) und andererseits eine Vorgabe, wonach z.B. nach dem Jahr 2020 noch nicht 100 Prozent der Flotte bei der Berechnung der massgeblichen CO2-Emissionen berücksichtigt werden müssen. Absatz 3 gibt dem Bundesrat die Kompetenz, Ausnahmeregelungen in Bezug auf den Gel- tungsbereich zu treffen. Hierbei sind insbesondere untergeordnete Ausnahmen im Zusam- menhang mit Vollzugsproblemen denkbar. Daneben wird hier aber zum Beispiel auch die Möglichkeit eröffnet, jene Lieferwagen oder leichten Sattelschlepper, die bereits der Schwer- verkehrsabgabe unterliegen, vom Geltungsbereich auszunehmen, sofern sich zeigen sollte, dass deren Einbezug in der Praxis Probleme bereitet. Absatz 4 hält schliesslich fest, dass bei allen auf die vorangehenden Absätze gestützten Rege- lungen die Vorschriften der Europäischen Union zu berücksichtigen sind.

Art. 10b Berichterstattung und Vorschläge zu einer weitergehenden Verminderung der CO2-Emissionen Artikel 10b übernimmt grundsätzlich geltendes Recht (vgl. bisherigen Art. 10 Abs. 2 und 3 CO2-Gesetz) und passt lediglich Terminologie und Jahrzahlen den Neuerungen in Artikel 10 an. Neu wird überdies geregelt, dass sich die Berichterstattung auch auf allfällige Zwischen- ziele zu beziehen hat.

Art. 11 Individuelle Zielvorgabe Artikel 11 übernimmt inhaltlich geltendes Recht, wird aber um die neu ebenfalls einer Ziel- vorgabe unterliegenden Lieferwagen und leichten Sattelschlepper ergänzt. Absatz 2 Buchstabe a wird dagegen bewusst nicht mit dem Kriterium der „Bezugsmasse“ ergänzt. Zwar sieht das EU-Recht für leichte Nutzfahrzeuge die Bezugsmasse als bei der Berechnungsmethode zu berücksichtigende Grösse vor. Im schweizerischen Recht erscheint die Bezugsmasse jedoch aus administrativen Gründen (die Bezugsmasse ist auf der Typenge- nehmigung nicht vorhanden) als untauglicher Anknüpfungspunkt. Stattdessen soll bei Liefer- wagen und leichten Sattelschleppern, in Anlehnung an die Regelung für Personenwagen, auf Leergewicht oder Standfläche ausgewichen werden. Absatz 3 Satz 2 erfährt – in Anlehnung an die Verordnung vom 16. Dezember 2011 über die Verminderung der CO2-Emissionen von Personenwagen – eine redaktionelle Änderung. In Absatz 4 erfolgt eine Richtigstellung: Massgeblich für die Beurteilung, ob ein Kleinimpor- teur (oder –hersteller) im Sinne dieses Absatzes gegeben ist, ist nicht die jährlich importierte oder hergestellte sondern die jährlich in Verkehr gesetzte Menge an Fahrzeugen. Dies ent- spricht der diesbezüglich bereits heute präziser gehaltenen Verordnung (vgl. Art 8 der Ver- ordnung über die Verminderung der CO2-Emissionen von Personenwagen). Materiell ergeben sich auch aus dieser Anpassung keine Änderungen.

Art. 12 Berechnung der individuellen Zielvorgabe und der durchschnittlichen CO2-Emissionen Die Absätze 1 und 2 von Artikel 12 bleiben bis auf die Aufnahme von Lieferwagen und leichten Sattelschleppern weitestgehend unverändert. So hat insbesondere die Streichung der Emissionsgemeinschaften aus Absatz 1 keine materiellen Auswirkungen; diese separate

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Nennung wird durch die Präzisierung in Artikel 11 Absatz 3 verzichtbar, das heisst durch die neu genereller formulierte Gleichstellung von Emissionsgemeinschaften mit den einzelnen Importeuren. Die Absätze 3 und 4 werden gestrichen, da diese Regelungen neu von den Delegationsnormen in Artikel 10a Absatz 1 resp. 2 erfasst sind und demnach neu vom Bundesrat geregelt werden können. Inhaltlich hat dies keine Änderung zur Folge; die heutigen Regelungen sollen unver- ändert in die Verordnung aufgenommen werden.

Art. 13 Sanktion bei Überschreiten der individuellen Zielvorgabe Artikel 13 wurde ebenfalls weitestgehend unverändert belassen. Die vorgenommenen Anpas- sungen sind ausschliesslich die Folge von vorangehenden Änderungen (Aufnahme Lieferwa- gen und leichte Sattelschlepper, Verzicht auf die nicht mehr notwendige separate Nennung der Emissionsgemeinschaften, Anpassung einer Jahrzahl sowie Ersatz der Sonderregelung in Abs. 2 durch eine Delegationsnorm, da auch die der Sonderregelung zugrunde liegende mate- rielle Regelung neu – zumindest teilweise – auf Verordnungsebene erfolgen wird).

Art. 22 Abs. 4 Bst. c Grundsatz

Art. 22 Absatz 4 Buchstabe c ist das Gegenstück zur Förderung von Elektrizität aus WKK- Anlagen. Mit der Energiestrategie 2050 wird eine verstärkte Nutzung von Wärme-Kraft- Kopplung angestrebt. Die dadurch erhöhte Anzahl von WKK-Anlagen führt zu einem Anstieg der CO2-Belastung. Mit neuen Rahmenbedingungen im CO2-Gesetz soll hier ein Ausgleich erwirkt werden. Daher sind neu jene WKK-Anlagen, die nach dem Energiegesetz berechtigt sind am WKK-Vergütungssystem teilzunehmen, zur Kompensation sämtlicher verursachter Emissionen verpflichtet, unter gleichzeitiger Befreiung von der CO2-Abgabe. Dabei ist der Ersatz von fossilen Heizkesseln als Kompensationsleistung anrechenbar. Von der Pflicht zur Kompensation nach Artikel 22ff CO2-Gesetz ausgenommen sind einzig Anlagen, die in den Emissionshandel oder aber in eine Verminderungsverpflichtung nach Artikel 31 des CO2- Gesetzes eingebunden sind.

Art. 29 CO2-Abgabe auf Brennstoffen Der schrittweise Ausstieg aus der Kernenergie führt mitunter zu einer Veränderung des Stommixes, welche je nach Ausgestaltung zu einer Erhöhung der CO2-Emissionen bei der Stromproduktion führen kann. Gleichzeitig will das CO2-Gesetz die im Inland emittierten Treibhausgase bis 2020 um mindestens 20 Prozent gegenüber 1990 senken. Dieses Ziel ent- spricht einer absoluten Reduktion der Treibhausgasemissionen um rund 10,6 Mio. Tonnen CO2-Äquivalenten (CO2eq).74 Abhängig von der erwarteten Zielerreichung schlägt der Bundesrat zwei Varianten mit unter- schiedlicher Höhe der CO2-Abgabe vor. Die Zielerreichung soll durch einen zusätzlichen Ausbau des Gebäudeprogramms unterstützt werden, für welches in beiden Varianten maximal 600 Mio. Franken pro Jahr vorgesehen sind. Die Lastenverteilung zwischen Bund und Kanto- nen ist in den Varianten jedoch verschieden: Variante 1 schlägt eine CO2-Abgabe von min- destens 60 Franken je Tonne CO2 bei gleich hoher Beteiligung der Kantone (300 Mio. CHF) und Variante 2 eine CO2-Abgabe von mindestens 90 Franken je Tonne CO2 vor, bei einer Beteiligung der Kantone von einem Drittel (150 Mio. CHF).

74 Erläuternder Bericht des BAFU zum Anhörungsentwurf vom 11. Mai 2012 zur Verordnung über die Reduktion der CO2-Emissionen (SR 641.712), S. 3.

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Art. 34 Verminderung der CO2-Emissionen bei Gebäuden Neu sollen Massnahmen zur langfristigen Verminderung der CO2-Emissionen bei Gebäuden mit dem Ertrag aus der CO2-Abgabe gefördert werden. Die ausdrücklich genannte langfristige Betrachtung erlaubt neu auch die Förderung von direkten und indirekten Massnahmen bei Gebäuden in Bereichen wie Stromeffizienz, Strom aus erneuerbaren Energien oder Informati- on und Beratung. Inskünftig ist mit einem zunehmenden Verbrauch von Strom aus nicht CO2- neutraler Produktion zu rechnen. Aus diesem Grund dienen heutige Massnahmen zur Ver- minderung des Stromverbrauchs ebenfalls der längerfristigen Reduktion der CO2-Emissionen. In der Variante 1 wird die Förderung vereinfacht und Überschneidungen zwischen CO2- und Energiegesetz werden aufgehoben. Damit kann der gesamte teilzweckgebundene Ertrag der CO2-Abgabe für Massnahmen im Bereich der Energie- und Abwärmenutzung bei Gebäuden im Rahmen der Artikel 47, 48 und 50 EnG verwendet werden. Darunter fallen Massnahmen wie die Förderung von Beratung, Ausbildung, Energieeffizienz oder Nutzung erneuerbarer Energien im Bereich der Gebäude und der Gebäudetechnik. Die Verteilung des Ertrags erfolgt vollständig über bestehende Prozesse mit Globalbeiträgen an die Kantone nach Artikel 52 EnG. Somit kann der teilzweckgebundene Ertrag höchstens im Umfang der für denselben Zweck bereitgestellten kantonalen Mittel verteilt werden (vgl. Art. 52 Abs. 1 EnG). Falls die von den Kantonen bereitgestellten Mittel weniger als ein Drittel des Ertrags der CO2-Abgabe ausmachen, so wird der nicht ausgeschöpfte teilzweckgebundene Ertrag an Bevölkerung und Wirtschaft zurück verteilt. Zusätzlich, in Ergänzung des Energiegesetzes, müssen Kantone, um Globalbeiträge zu erhal- ten, über Programme zur Förderung energetischer Gebäudehüllensanierungen und zum Ersatz ortsfester elektrischer Widerstandsheizungen oder Ölheizungen verfügen. Dabei haben sie sich bei deren Ausgestaltung an die jeweils gültigen Bestimmungen im harmonisierten För- dermodell der Kantone zu halten. Die Variante 2 setzt die Obergrenze des teilzweckgebundenen Ertrags neu auf 450 Millionen Franken fest. Das bisherige System der Unterteilung der Ertragsverwendung von mindestens zwei Dritteln für Programmvereinbarungen (Abs. 1 Bst. a) und maximal einem Drittel für Globalbeiträge nach dem Energiegesetz (Abs. 1 Bst. b) wird beibehalten. Die Fördergelder werden nach wie vor für die energetische Gebäudesanierung ausgerichtet, d.h. zur Finanzierung von Massnahmen zur Sanierung von Gebäudehüllen, die auf eine Ver- minderung von CO2-Emissionen abzielen. Für die Verwendung und Verteilung der Globalbeiträge nach dem Energiegesetz sind die obigen Ausführungen zur Variante 1 massgebend. Jedoch werden die zusätzlichen, über das Energiegesetz hinausgehenden Anforderungen an kantonale Förderprogramme nicht gestellt. Bei der Förderung über Programmvereinbarungen werden die Finanzhilfen des Bundes grundsätzlich nur dann ausgerichtet, wenn die kantonalen Programme eine Pflicht zur Erstel- lung eines GEAK Plus vorsehen (analog der Regelung für Globalbeiträge gemäss Art. 52 Abs. 3 Satz 2 und 3 EnG, vgl. dazu die Erläuterungen oben). Allfällige nicht ausgeschöpften Mittel für Globalbeiträge (Absatz 1 Buchstabe b) können wie bisher an die Förderung nach Absatz 1 Buchstabe a transferiert werden. Die bisher geltende Befristung der Gewährung der Finanzhilfen an die Kantone bis Ende 2019 wird bei beiden Varianten aufgehoben. Zudem erhält der Artikel einen einfacheren Aufbau.

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Art. 44 Falschangaben über Fahrzeuge Die neue Sachüberschrift zu Artikel 44 stellt klar, dass die Strafnorm bei fehlerhaften Anga- ben auch für die neu von den Verpflichtungen betroffenen Importeure (und Hersteller) von Lieferwagen und leichten Sattelschleppern greift.

Art. 49a Übergangsbestimmung zur Änderung vom ……. Die Übergangsbestimmung regelt, dass für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper in Ab- weichung von Artikel 10b Absatz 1 erst im Jahre 2019 erstmals Bericht zu erstatten ist. Vor- her erscheint die Berichterstattung mangels Erfahrung mit der neu eingeführten Massnahme kaum sinnvoll.

2.2.3 Bundesgesetz vom 14. Dezember 1990 über die direkte Bundessteuer75

Art. 31a (neu), Art. 32 Abs.2ter (neu) und 67a (neu) Investitionen in beheizte oder klimatisierte Liegenschaftsteile, die dem Energiesparen und dem Umweltschutz dienen, können grundsätzlich nur noch dann steuerlich abgezogen wer- den, wenn die betroffene Liegenschaft einen bestimmten energetischen Mindeststandard aufweist oder diesen durch die Investitionen erreicht. Dieses Malus-System gilt sowohl für Liegenschaften im Privat- (Art. 32 Abs.2ter), als auch im Geschäftsvermögen (Art. 31a und 67a). Einerseits ermöglicht erst die Erfassung von Privat- als auch Geschäftsliegenschaften das angestrebte Ziel – mehr Effizienz im Gebäudebereich – zu erreichen und andererseits wird eine sachlich ungerechtfertigte Ungleichbehandlung vermieden. Zudem können auf diese Weise schwierige Abgrenzungsfragen vermieden werden (Schreinereibetrieb, der im gleichen Gebäude auch drei Wohnungen, eine selbstgenutzt die anderen vermietet, umfasst). Bei Liegenschaften im Geschäftsvermögen stellen solche Investitionen, wenn die Liegen- schaft den Mindeststandard nicht aufweist oder erreicht, keinen geschäftsmässig begründeten Aufwand dar und sind damit steuerlich nicht abziehbar. Der Mindeststandard wird durch das Eidgenössische Finanzdepartement in Zusammenarbeit mit den Kantonen sowie dem UVEK festzulegen sein und kann zum Beispiel über den Ge- bäudeenergieausweis der Kantone (GEAK) definiert werden. Für verschieden genutzte Lie- genschaftstypen (Geschäfts- und Wohngebäude) oder hinsichtlich der Erreichung des Min- deststandards durch anderweitige Vorschriften stark eingeschränkte Gebäude, namentlich solche unter Denkmalschutz, können, sofern sachlich gerechtfertigt, unterschiedliche Min- deststandards vorgesehen werden.

Art. 32 Abs. 2bis (neu) Investitionskosten nach Art. 32 Abs. 2 zweiter Satz 2, die dem Energiesparen und dem Um- weltschutz dienen, können über maximal drei Jahre verteilt vom Einkommen abgezogen werden. Die Kosten sind in der Steuerperiode, in welcher sie anfallen, bis zum Maximalbetrag des steuerbaren Einkommens zu berücksichtigen, der verbleibende Rest kann in der nächst- folgenden Steuerperiode zum Abzug gebracht werden. Sofern noch immer ein Überschuss verbleibt, kann dieser schliesslich in der dritten Steuerperiode geltend gemacht werden.

75 SR 642.11

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Dadurch kann eine Gesamtsanierungen wie Teilsanierungen über mehrere Jahre abgezogen werden, was die bisherigen steuerlichen Nachteile von Gesamtsanierungen beseitigt und letztere damit fördert. Es findet zudem eine Angleichung an das Prinzip der Verlustvorträge bei den Liegenschaften im Geschäftsvermögen statt.

Art. 205e (neu) Damit sich Eigentümerinnen und Eigentümer auf die neue Situation einstellen können, wird nach Inkrafttreten der neuen Regelung eine Übergangsbestimmung von zehn Jahren gewährt. Diese Übergangsfrist gilt für das Einhalten eines Mindeststandards als Voraussetzung für den steuerlichen Abzug von Investitionen, nicht aber für die Abzugsfähigkeit von Gesamtsanie- rungen über drei Steuerperioden. Diese Neuerung gilt ab Inkrafttreten des Gesetzes.

2.2.4 Bundesgesetz vom 14. Dezember 1990 über die Harmonisierung der direkten Steuern der Kantone und Gemeinden76

Art. 9 Abs. 3bis bis Abs. 3quinquies (neu) Art. 10 Abs. 1ter (neu), Art. 25 Abs. 1ter und Art, 72q (neu) und 78f (neu) Die Einführung von steuerrechtlichen Anreizen zugunsten energetischer Massnahmen im Gebäudebereich ergeben nur Sinn, wenn Sie auf Stufe Bund und Kanton eingeführt werden. Die Artikel im StHG entsprechen denen im E-DBG, inhaltlich kann deshalb auf die Ausfüh- rungen unter Ziffer 2.2.3 verwiesen werden.

2.2.5 Wasserrechtsgesetz vom 22. Dezember 191677

Art. 60 Abs. 3ter (neu) Bei Wasserkraftanlagen soll es für örtlich begrenzten Vorhaben mit nur wenigen, eindeutig bestimmbaren Betroffenen und mit insgesamt nur geringen Auswirkungen ein möglichst einfaches Verfahren geben. Solche Vorhaben zeichnen sich durch eine geringe Komplexität und durch weniger Aussenwirkungen aus, so dass eine Vereinfachung möglich ist. Für Was- serkraftvorhaben in Bundeszuständigkeit ist denn auch ein vereinfachtes Verfahren vorgese- hen (Art. 62h WRG), mit Unterschieden v.a. hinsichtlich Publikation. Dieses Verfahren hat sich bewährt. Im Bund werden zusammen mit der Konzession auch alle anderen Bewilligun- gen erteilt (Art. 62 WRG). Beim Verfahren, das durch die Kantone „vereinfacht“ zu regeln ist, geht es primär um jenes der Konzessionserteilung. Insgesamt läuft das Verfahren für die Realisierung eines Wasser- kraftwerks in vielen Kantonen heute zweistufig ab, wobei im ersten Schritt (Konzessionie- rung) die wichtigen und allenfalls problematischen Fragen geklärt werden. In einem zweiten Schritt (u.a. Baubewilligung) sind oftmals nur noch untergeordnete Punkte zu regeln. Den Kantonen ist es aber natürlich unbenommen, nicht nur den Konzessionsteil des Verfahrens zu vereinfachen, sondern z.B. – gleich wie der Bund – ein konzentriertes Verfahren vorzusehen, in dessen Rahmen alle Fragen geklärt und alle nötigen Entscheide getroffen werden.

76 SR 642.14 77 SR 721.80

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Der Bund macht den Kantonen in Artikel 60 schon heute mehrere punktuelle Vorgaben zum Verfahren. Die Kantone haben mit der neuen Vorgabe einigen Spielraum für die Umsetzung. Wenn die Kantone gleich wie der Bund v.a. hinsichtlich Publikation Erleichterungen vorse- hen, so steht das nicht im Widerspruch zur grundsätzlichen Publikationspflicht nach Absatz 2 des heutigen Artikel 60. Die unmittelbar Betroffenen müssen ihre Rechte aber vollumfänglich wahrnehmen können und z.B. Einsprache erheben oder Entschädigungsbegehren stellen können.

2.2.6 Kernenergiegesetz vom 21. März 200378 Am 25. Mai 2011 beschloss der Bundesrat, dass in der Schweiz weiterhin eine hohe Strom- versorgungssicherheit garantiert werden solle, mittelfristig jedoch ohne Kernenergie. Er ist der Ansicht, dass die bestehenden Kernkraftwerke am Ende ihrer sicherheitstechnischen Betriebsdauer stillgelegt und nicht durch neue Kernkraftwerke ersetzt werden sollen. Am 28. September 2011 entschied der Ständerat und am 6. Dezember 2011 der Nationalrat, drei Motionen betreffend Ausstieg aus der Kernenergie79 in einer gegenüber ihrer ursprüngli- chen Fassung abgeänderten Form anzunehmen80: Der Bundesrat wurde beauftragt, einen Gesetzesentwurf zu unterbreiten, um die Gesetzge- bung wie folgt anzupassen: 1. Es dürfen keine Rahmenbewilligungen zum Bau neuer Kernkraftwerke erteilt werden. 1bis Das Kernenergiegesetz vom 21. März 2003 ist entsprechend zu ändern. Damit wird kein Technologieverbot erlassen. 2. Kernkraftwerke, die den Sicherheitsvorschriften nicht mehr entsprechen, sind unverzüglich stillzulegen. 3. Es wird eine umfassende Energiestrategie unterbreitet, um unter anderem den künftigen Strombedarf ohne Atomenergie und durch eine vom Ausland möglichst unabhängige Strom- versorgung sicherzustellen, ohne den Wirtschafts- und Forschungsstandort Schweiz insgesamt zu gefährden. Die Förderung der erneuerbaren Energien und der Energieeffizienz wird ziel- führend verstärkt. 4. Bildung, Lehre und Forschung in sämtlichen Energietechnologien in der Schweiz und in der internationalen Zusammenarbeit werden weiterhin unterstützt. 5. Der Bundesrat berichtet periodisch über die Entwicklung der Technologien und die Umset- zung der Energiestrategie und stellt Anträge zu Gesetzesänderungen sowie Programmen. Insbesondere berichtet er regelmässig über die Fortschritte in der Kerntechnologie. Dabei nimmt der Bundesrat namentlich Stellung zu Fragen der Sicherheit, der Entsorgung radioakti- ver Abfälle, sowie der volkswirtschaftlichen, umwelt- und klimapolitischen Auswirkungen. In Folgenden werden die Bestimmungen erläutert, mit der die Motionen umgesetzt werden sollen, zudem das Verbot der Wiederaufarbeitung mit der Möglichkeit der Ausnahme zu Forschungszwecken, das der Bundesrat vorschlägt.

78 SR 732.1 79 11.3257 n, Mo. Nationalrat (Fraktion G). Aus der Atomenergie aussteigen; 11.3426 n, Mo. National- rat (Fraktion BD). Keine neuen Rahmenbewilligungen für den Bau von Atomkraftwerken; 11.3436 n, Mo. Nationalrat (Schmidt Roberto). Schrittweiser Ausstieg aus der Atomenergie. 80 AB 2011 S 972ff.

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Art. 9 Das in Artikel 106 Absatz 4 des geltenden KEG enthaltene Moratorium lautet: Abgebrannte Brennelemente dürfen während einer Zeit von zehn Jahren ab dem 1. Juli 2006 nicht zur Wiederaufarbeitung ausgeführt werden. Sie sind während dieser Zeit als radioaktive Abfälle zu entsorgen. Der Bundesrat kann zu Forschungszwecken Ausnahmen vorsehen, wobei sinn- gemäss Artikel 34 Absätze 2 und 3 gilt. Die Bundesversammlung kann die Frist von zehn Jahren durch einfachen Bundesbeschluss um höchstens zehn Jahre verlängern. Wird das KEG nicht angepasst, läuft das Moratorium am 30. Juni 2016 aus. Die Ausfuhr von abgebrannten Brennelementen zur Wiederaufarbeitung wäre damit wieder möglich. Es stellt sich somit die Frage, ob die Wiederaufarbeitung erlaubt sein soll, ob sie verboten werden oder ob das Moratorium verlängert werden soll. Die Befürworter der Wiederaufarbeitung machen geltend, dass das Plutonium besser kontrol- lierbar sei, wenn es in der Wiederaufarbeitung extrahiert und in Mischoxid-(MOX)- Brennelementen wiederverwendet werde. Demgegenüber wird eingewendet, dass mit der Wiederaufarbeitung Plutonium abgetrennt und damit leichter zugänglich wird, dass bei der Wiederaufarbeitung radioaktive Stoffe an Luft und Wasser abgegeben würden und insgesamt mehr Transporte nötig seien. Diese Gründe bewogen den Bundesrat, in seiner Botschaft zum KEG den eidgenössischen Räten ein Verbot vorzuschlagen (BBl 2001 2665, 2733f., 2762f.). Bei der Beratung des KEG war die Wiederaufarbeitung einer der politisch umstrittensten Gegenstände. Schliesslich haben die eidgenössischen Räte als Kompromiss zwischen dem Verbot und der weiteren Zulassung der Wiederaufarbeitung ein zehnjähriges Moratorium beschlossen. Die politische Ausgangslage hat sich mit den letztjährigen Beschlüssen des Bundesrates und der eidgenössischen Räte zur Nutzung der Kernenergie geändert. Bereits in der KEG- Botschaft von 2001 hatte sich der Bundesrat für ein Verbot der Wiederaufarbeitung ausge- sprochen. Die damaligen Gründe gelten weiterhin. Zudem hätte eine Wiederaufarbeitungsan- lage in der Schweiz keine Chance, realisiert zu werden. Es ist daher nicht vertretbar, die Wiederaufarbeitung zuzulassen, wenn sie woanders erfolgt. Im Übrigen sind die von den Betreibern der schweizerischen Kernkraftwerke vor dem Inkrafttreten des KEG in die Wie- deraufarbeitungsanlagen von Frankreich und England ausgeführten Brennstäbe alle wieder- aufgearbeitet. Wir schlagen daher ein Verbot der Wiederaufarbeitung vor (Abs. 1). Nach Artikel 34 Absätze 3 und 4 dürfen radioaktive Abfälle ausnahmsweise und unter zusätz- lichen Voraussetzungen zur Konditionierung und zur Lagerung ausgeführt werden. Die Betreiber haben in diesem Fall in ihrem Vertrag mit dem Empfänger sicherzustellen, dass solche Abfälle nicht zweckentfremdet und auf diesem Umweg in die Wiederaufarbeitung gelangen. Nach Absatz 2 kann der Bundesrat Ausnahmen vom Verbot der Wiederaufarbeitung bzw. der Ausfuhr zur Wiederaufarbeitung vorsehen. Betroffen ist vor allem die internationale For- schung über die Transmutation, d.h. das Verfahren zur Umwandlung von hochaktiven, lang- lebigen Abfällen in kürzerlebige. Solche Forschungsarbeiten werden nicht an radioaktiven Abfällen, sondern an Kernmaterialien durchgeführt. Als radioaktive Abfälle gelten nämlich nur diejenigen radioaktiven Stoffe oder radioaktiv kontaminierten Materialien, die nicht weiter verwendet werden (Art. 3 Bst. i KEG). Daher sind für eine grenzüberschreitende Verbringung von solchen Kernmaterialien nicht die Bestimmungen von Artikel 34 KEG, sondern ausschliesslich Artikel 6ff. KEG anwendbar. Die Ausnahme nach Absatz 2 erlaubt eine Weiterführung der bisherigen Forschung und entspricht dem Anliegen der eidgenössi- schen Räte, wonach für die Kernenergie kein Technologieverbot gelten soll.

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Art. 12: Sachüberschrift und Abs. 4 Die Umsetzung des Ausstiegsbeschlusses der eidgenössischen Räte erfordert eine Änderung von Artikel 12 des Kernenergiegesetzes vom 21. März 2003 (KEG, SR 732.1). Dabei ist eine Formulierung zu wählen, die sich an den Ausstiegsbeschluss und an die Terminologie des KEG anlehnt. Nach einschlägiger Terminologie fallen Forschungsreaktoren nicht unter Kernkraftwerke. Die Möglichkeit für den Bau von Forschungsreaktoren wird offengehalten. Aus heutiger Sicht geht es insbesondere um die Forschung hinsichtlich Fusionsreaktoren und sogenannten Transmutationsanlagen, die zur Verringerung von langlebigen, radioaktiven Abfällen gebaut werden könnten. Damit kann auch die bisherige Forschung weitergeführt werden. Ferner wird dem Anliegen der eidgenössischen Räte Rechnung getragen, wonach für die Kernenergie kein Technologieverbot gelten soll. Die übrigen Bestimmungen zur Rahmenbewilligung sind mit Ausnahme von Artikel 106 nicht anzupassen. Eine Rahmenbewilligung (Art. 12 ff. und 42ff. KEG) ist nötig, um eine Kernan- lage bauen und betreiben zu können. Kernanlagen werden in Artikel 3 Buchstabe d KEG definiert und betreffen nicht nur Einrichtungen zur Nutzung von Kernenergie, sondern insbe- sondere auch geologische Tiefenlager. Des weiteren ist die Rahmenbewilligung auch Grund- lage für den Betrieb bestehender Kernanlagen. Dies betrifft heutzutage nur das Zwischenlager Würenlingen AG (ZWILAG; für die bestehenden Kernkraftwerke waren noch keine Rahmen- bewilligungen erforderlich).81 Ziffer 2 der Motionen verlangt, dass der Bundesrat eine gesetzliche Regelung betreffend unverzüglicher Stilllegung von Kernkraftwerken, die den Sicherheitsvorschriften nicht mehr entsprechen, vorschlägt. Dieser Sachverhalt ist jedoch bereits heute geregelt (Art. 22 Abs. 3 und Art. 72 KEG; Art. 44 der Kernenergieverordnung vom 10. Dezember 2004, KEV, SR 732.11; Verordnung des Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) vom 16. April 2008 über die Methodik und die Randbedingungen zur Überprüfung der Kriterien für die vorläufige Ausserbetriebnahme von Kernkraftwerken, SR 732.114.5). Eine zusätzliche Regelung ist nicht erforderlich.

Art. 106 Abs. 1bis und Abs. 4 Die bestehenden Kernkraftwerke verfügen über keine Rahmenbewilligung. Nach dem gelten- den Artikel 106 Absatz 1 dürfen „in Betrieb stehende, nach diesem Gesetz rahmenbewilli- gungspflichtige Kernanlagen … ohne entsprechende Bewilligung weiter betrieben werden, so lange keine Änderungen vorgenommen werden, die nach Artikel 65 Absatz 1 eine Änderung der Rahmenbewilligung erfordern.“ Eine grundlegende Erneuerung eines bestehenden Kern- kraftwerkes im Sinne von Artikel 65 Absatz 1 Buchstabe b, insbesondere durch den Ersatz des Reaktordruckbehälters, die eine massgebliche Verlängerung seiner Betriebsdauer zur Folge hätte, lässt sich mit dem Ausstiegsbeschluss nicht vereinbaren. Gleichermassen auszu- schliessen ist, dass bei bestehenden Kernkraftwerken der Zweck (Nutzung der Elektrizität bzw. der Wärme) oder die Grundzüge (Reaktorsystem, Leistungsklasse und Hauptkühlsystem, s. Art. 14 Abs. 2 Bst. a) geändert werden könnte, wofür nach Artikel 65 Absatz 1 Buchstabe a ebenfalls eine Rahmenbewilligung zu erteilen wäre. Daher sollen nicht nur Rahmenbewilli- gungen für die Erstellung von Kernkraftwerken, sondern auch Rahmenbewilligungen für grundlegende Änderungen an bestehenden Kernkraftwerken nicht mehr zulässig sein (Art. 106 Abs. 1bis). Artikel 106 Absatz 1 ist im Übrigen auch von Bedeutung für andere Kernan-

81 Die Rahmenbewilligung für das ZWILAG wurde vom Bundesrat am 23. Juni 1993 erteilt. Die Kernkraftwerke Beznau I und II, Mühleberg, Gösgen-Dänken und Leibstadt verfügen über eine (alt- rechtliche) Standortbewilligung.

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lagen als Kernkraftwerke, die heute über keine Rahmenbewilligung verfügen, jedoch nach dem KEG eine solche benötigen würden. Dies gilt potenziell namentlich für Änderungen an Forschungsanlagen. Absatz 4 ist aufzuheben, weil nach dem vorgeschlagenen Artikel 9 ein Verbot der Wiederauf- arbeitung an die Stelle des im geltenden Art. 106 Abs. 4 enthaltenen Moratoriums tritt.

2.2.7 Elektrizitätsgesetz vom 24. Juni 190282

Art. 16 Abs. 5 EleG Bearbeitungsfristen für Sachplanverfahren Artikel 16 Absatz 5 des Elektrizitätsgesetzes sieht für die verfahrensleitende Behörde neu eine maximale Bearbeitungsfrist von zwei Jahren zur Erarbeitung des Sachplans vor. Hierbei handelt es sich technisch um eine Ordnungsfrist, innerhalb derer das Verfahren abzuschlies- sen ist. Wird sie nicht eingehalten, können sich die Betroffenen wegen Rechtsverzögerung beschweren. Nach Ablauf der Frist vorgenommene Amtshandlungen sind hingegen trotzdem gültig. Es bleibt darauf hinzuweisen, dass die Möglichkeit zur Einflussnahme der verfahrens- leitenden Behörde auf ausserhalb der Bundesverwaltung stehende Parteien oder übrige Ver- fahrensbeteiligte (z.B. Kantone, Gesuchsteller) beschränkt ist. Für durch solche verursachte Verfahrensverzögerungen kann die verfahrensleitende Behörde nicht verantwortlich gemacht werden bzw. eine Rechtsverzögerungsbeschwerde wäre unbegründet. Es obliegt dem Bundes- rat, einzelne Verfahrensschritte durch spezifische Fristen zu präzisieren. Dadurch sollen auch externe Verfahrensbeteiligte enger ins Verfahren eingebunden werden. Art.16abis EleG Bearbeitungsfristen für Plangenehmigungsverfahren Artikel 16abis (neu) des Elektrizitätsgesetzes legt einen maximalen Zeitrahmen für die Ab- wicklung von Plangenehmigungsverfahren fest. Die Leitbehörde hat ihren Entscheid ab der Einreichung des Gesuches innert zwei Jahren zu fällen. Diese Ordnungsfrist soll der beförder- lichen Behandlung von Gesuchen dienen und die Planungssicherheit auf Seiten des Ge- suchstellers verbessern. Der Bundesrat erhält die Kompetenz, einzelne Verfahrensschritte durch zusätzliche Fristen zu präzisieren, so dass sämtliche Beteiligten auf eine rasche Ab- wicklung des Verfahrens hinwirken können.

82 SR 734.0

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2.2.8 Stromversorgungsgesetz vom 23. März 200783

Art. 6 Abs.4 und 7 Abs. 3 Im geltenden Artikel 7 Absatz 3 EnG werden Produzenten, die auch Energie beziehen, hin- sichtlich der Bezugspreise derart geschützt, als dass von ihnen nicht andere Bezugspreise verlangt werden können, als von vergleichbare Abnehmern. Heute ist diese Bestimmung nur im Bereich der Elektrizität relevant. Dass jemand sowohl Produzent als auch Bezüger von z. B. Gas oder Wärme ist, dürfte gegenwärtig und in absehbarer Zeit kaum je vorkommen. Aus diesem Grund findet sich diese Bestimmung neu im StromVG in Artikel 6 Absatz 4 und 7 Absatz 3 wieder. Das Benachteiligungsverbot ist dort einerseits eingeschränkt auf den Tarifbestandteil der Energielieferung. Dadurch wird verhindert, dass Netzbetreiber allfällige Umsatz- oder Gewinneinbussen infolge Eigenverbrauchs durch höhere Elektrizitätskosten wettzumachen versuchen. Diese Regelung bildet damit eine Konkretisierung der dort geregel- ten Angemessenheit des Elektrizitätstarifs respektive des Tarifbestandteils der Energieliefe- rung. Andererseits gilt das Benachteiligungsverbot nur für die für Bezüger/Produzenten, die nicht im freien Strommarkt sind, da Preisvorschriften im liberalisierten Markt keine Berechti- gung mehr haben. Das Benachteiligungsverbot umfasst hingegen nicht den Tarifbestandteil der Netznutzung. Die Netznutzungskosten dürfen gemäss Artikel 14 Absatz 1 StromVG die (genau definierten) anrechenbaren Kosten sowie die Abgaben und Leistungen an das Gemeinwesen nicht über- steigen. Ein allfälliger Eigenverbrauch hat damit auf die absolute Höhe der gesamten Netz- kosten in einem Netzgebiet keinen Einfluss und ein Netzbetreiber hat daher auch keine Mög- lichkeit, allfällige Umsatz- oder Gewinneinbussen infolge Eigenverbrauchs durch höhere Netznutzungskosten zu kompensieren. Die Netznutzungstarife sollen zudem die von den Endverbrauchern verursachten Kosten widerspiegeln (Art. 14 Abs. 3 Bst. a StromVG), wes- halb Netzbetreiber betreffend Netznutzungskosten die Möglichkeit haben, verschiedene Kundengruppen zu definieren. In gewissen Fällen des Eigenverbrauch (z.B. sehr hoher Ei- genverbrauch, das Netz wird entsprechend wenig beansprucht, ist aber trotzdem auf die maximal mögliche Ein- bzw. Ausspeisung angelegt), kann die Bildung einer solchen Gruppe gerechtfertigt sein. Aus diesen beiden Gründen bezieht sich das Benachteiligungsverbot nicht auch auf den Tarifbestandteil der Netznutzung.

Art. 15 Anrechenbare Netzkosten In Absatz 1 von Artikel 15 werden neu die Kosten von Anschaffung, Installation und Betrieb gesetzlich vorgeschriebener intelligenter Messsysteme (Smart Meter, vgl. im Detail Art. 17a StromVG) aufgenommen. Damit wird die Finanzierung der Einführung von intelligenten Messsystemen geregelt. Die Kosten einer solchen Einführung gelten als anrechenbare Netz- kosten und können dementsprechend über das Netznutzungsentgelt abgerechnet und den Endkundinnen und -kunden überwälzt werden. Dies fügt sich im Grundsatz nahtlos in die heutige Regelung ein, nach welcher Kosten für das Mess- und Informationswesen nach Arti- kel 8 StromVV als anrechenbare Kosten gelten (Art. 7 Abs. 3 Bst. f StromVV). Der Gesetzestext nennt ausschliesslich die Kosten „gesetzlich vorgeschriebener“ Smart Me- ters als anrechenbar. Damit wird verhindert, dass die Kosten für intelligente Messgeräte, deren Funktionalitäten über die Mindestanforderungen hinausgehen und die allenfalls deutlich höhere Kosten verursachen, vollumfänglich angerechnet werden können. Notwendige Abschreibungen, die entstehen, weil herkömmliche Zähler aufgrund einer bun- desrechtlichen Verpflichtung zur Installation von Smart Meters (vgl. neuer Art. 17a Abs. 2

83 SR 734.7

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StromVG) ausser Betrieb genommen werden müssen, bevor sie vollständig amortisiert sind, sind ebenfalls als Kosten zu werten, die im Zusammenhang mit der Anschaffung und Installa- tion von intelligenten Messsystemen stehen. Sie gelten daher ebenfalls als anrechenbar. Absatz 1bis entspricht geltendem Recht, der Satz wurde einzig aus systematischen Gründen aus dem veränderten Absatz 1 herausgelöst.

Art. 17a Intelligente Messsysteme Aufgrund der bereits erfolgten und weiter voranzutreibenden technischen Entwicklungen im Netzbereich ist ein Regelungsbedarf hinsichtlich intelligenter Messsysteme entstanden, der mit dem neuen Artikel 17a des StromVG abgedeckt werden soll. Absatz 1 definiert, welche technischen Einrichtungen als „intelligente Messsysteme“ im Sinne des StromVG gelten. Ein intelligentes Messsystem misst den tatsächlichen Energiefluss elektrischer Energie inklusive des tatsächlichen zeitlichen Verlaufs. Zentral und zwingend ist, dass der Smart Meter die bidirektionale Datenübertragung unterstützt. Messgeräte, die diese Funktion nicht aufweisen, gelten nicht als intelligente Messsysteme im Sinne des StromVG. In Absatz 2 findet sich eine Delegationsnorm, gemäss welcher der Bundesrat Vorgaben zur Einführung von intelligenten Messsystemen machen kann. Er kann namentlich die Netz- betreiber dazu verpflichten, bis zu einem bestimmten Zeitpunkt für eine teilweise oder flä- chendeckende Einführung intelligenter Messsysteme zu sorgen. Grundsätzlich wäre auch denkbar, diese Entwicklung dem Markt zu überlassen. Im aktuellen Stadium scheinen die Vorteile einer staatlich geregelten Einführung jedoch zu überwiegen (siehe auch Schlussbe- richt der Folgenabschätzung einer Einführung von Smart Metering im Zusammenhang mit Smart Grids in der Schweiz vom 5. Juni 201284), weshalb davon auszugehen ist, dass der Bundesrat von der Kompetenz Gebrauch machen wird. Bei einer solchen Verpflichtung der Netzbetreiber hätten diese nicht nur die Installation der intelligenten Messsysteme zu veran- lassen, sondern sie müssten diese selbstverständlich auch in ein funktionstüchtiges Kommuni- kationsnetz einbinden. Nach Absatz 3 kann der Bundesrat überdies festlegen, welchen technischen Mindestanforde- rungen die intelligenten Messsysteme zu genügen haben. Es geht hier nicht um die Vorgabe messtechnischer Eigenschaften. Diese fallen in den Themenbereich der bundesrechtlichen Vorschriften über das Messwesen und werden als messmittelspezifische Anforderungen entsprechend in diesen Erlassen zu regeln sein (so gehört insbesondere die Regelung der Manipulationserkennung resp. der Schutz gegen Verfälschungen in diese Erlasse). Der Bun- desrat soll hier einzig in grundsätzlicher Weise festhalten können, welche über die Vorgaben des Eichrechts hinausgehenden Eigenschaften, Ausstattungen und Funktionalitäten die intelli- genten Messsysteme aufweisen müssen. Diese Vorgaben sind einerseits wichtig, um zu ver- hindern, dass in eine Smart-Meter-Technologie investiert wird, die nicht in der Lage ist, den gewünschten Nutzen zu generieren. Andererseits stellen die Mindestanforderungen auch die Obergrenze für die anrechenbaren Kosten dar. Das heisst, wer ein Messgerät installiert, das über die Mindestanforderungen hinausgeht, hat die dadurch entstandenen Mehrkosten selbst zu tragen (vgl. Änderung in Art. 15 Abs. 1 StromVG). Absatz 3 beinhaltet neben der Kompe- tenz zur erstmaligen Festlegung von technischen Mindestanforderungen auch die Kompetenz des Bundesrats, bei Bedarf in einem späteren Zeitpunkt Anpassungen vorzunehmen. Der Bundesrat hat damit die Möglichkeit, angemessen auf sich allenfalls verändernde Anforde- rungen des Stromsystems bzw. auf Innovationen zu reagieren.

84 Publiziert im Internet unter http://www.news.admin.ch/NSBSubscriber/message/attachments/27072.pdf (Stand 5. Juni 2012).

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Nach ihrer Formulierung sind die Absätze 2 und 3 voneinander unabhängig. Der Bundesrat kann demnach Mindestanforderungen vorsehen, auch ohne dass er gleichzeitig Vorgaben zur Einführung von intelligenten Messsystemen macht. Umgekehrt ergibt sich hingegen aus Sinn und Zweck der Bestimmungen ohne Weiteres, dass der Bundesrat, sobald er von seiner Kom- petenz nach Absatz 2 Gebrauch macht, gleichzeitig auch die technischen Mindestanforderun- gen festlegt, denen die Smart Meters zu genügen haben. Ohne solche Mindestvorgaben wäre die Einführungspflicht kaum in sinnvoller Weise umsetzbar, da weder klar wäre, auf welche Messgeräte sich die Pflicht bezieht, noch die Kostentragung zweifelsfrei geregelt wäre. Einführung und Betrieb intelligenter Messsysteme können datenschutzrechtlich heikel sein. Absatz 4 betont deswegen, dass beim Erlass von Vorschriften in diesem Bereich in besonde- rem Masse auf deren Vereinbarkeit mit den Bestimmungen über den Datenschutz zu achten sein wird.

2.2.9 Strassenverkehrsgesetz vom 19. Dezember 195885

Art. 104a Fahrzeug- und Fahrzeughalterregister Die Änderungen in Artikel 104a Absatz 2 Buchstabe e und Absatz 5 Buchstabe f SVG betref- fen den Vollzug der neu aufgenommenen Vorschriften zur Verminderung der CO2- Emissionen von Lieferwagen und leichten Sattelschleppern. Beim Vollzug dieser Vorschriften werden Daten benötigt, die im Fahrzeug- und Fahrzeughal- terregister (MOFIS) hinterlegt sind. Entsprechend wird Artikel 104a Absatz 2 SVG, welcher die gesetzlichen Aufgaben auflistet, denen das MOFIS dient, und der bereits heute den Voll- zug der Emissionsvorschriften bei Personenwagen nennt, neu mit Lieferwagen und leichten Sattelschleppern ergänzt. Gleichzeitig wird das dem Bundesamt für Energie (BFE) in Abs. 5 Bst. f eingeräumte Recht, für bestimmte Vollzugsaufgaben Einsicht in das Register zu nehmen, ergänzt, so dass das Einsichtsrecht auch im Rahmen des Vollzugs der Emissionsvorschriften für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper greift. Es handelt sich hierbei nicht um ein umfassendes Zugriffsrecht (kein Online-Zugriff) auf das ganze Datensystem, sondern bloss um das Recht, punktuell die für die Vollzugsaufgaben in den genannten Bereichen benötigten Daten übermittelt zu erhal- ten.

3 Auswirkungen 3.1 Auswirkungen auf den Bund

3.1.1 Finanzielle Auswirkungen Die vorliegenden Massnahmen zur Konkretisierung der Energiestrategie 2050 haben Auswir- kungen auf die Bundesfinanzen, da sie insbesondere zu einem Rückgang des fossilen Ener- gieverbrauchs und damit einhergehend zu einem Rückgang der Steuereinnahmen aus der Mineralölsteuer (MinöSt) sowie der Mehrwertsteuer (MWSt) führen. Auf der Ausgabenseite

85 SR 741.01. Die hiernach aufgeführten Änderungen sind eingefügt im genannten Erlass.

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fallen auf Bundesebene mit der Umsetzung der Energiestrategie neue Aufgaben an, die auch zu neuen Ausgaben führen werden. Auswirkungen auf die Steuereinnahmen Sowohl im Brenn- als auch im Treibstoffbereich werden die vorgesehenen Massnahmen zu einer erhöhten Energieeffizienz und zu einer Stärkung des Anteils der erneuerbaren Energien und damit zu einem reduzierten Verbrauch von fossilen Energieträgern führen. Das Gebäudeprogramm, die CO2-Abgabe auf Brennstoffen sowie das Emissionshandelssys- tem bewirken im Brennstoffbereich mittel- bis langfristig einen Rückgang des Heizöl- verbrauchs. Aufgrund der niedrigen Mineralölsteuertarife für Brennstoffe dürften die Ein- nahmeausfälle aus der Mineralölsteuer im Jahr 2020 nur im einstelligen Millionenbereich liegen. Darüber hinaus wirken sich die Massnahmen im Brennstoffbereich auch auf die Ein- nahmen aus der Mehrwertsteuer aus. Einerseits entstehen Mehreinnahmen, da die CO2- Abgabe und die Erlöse aus der Versteigerung der Emissionsrechte ebenfalls der MWSt unter- liegen. Andererseits führt der Verbrauchsrückgang zu Mindereinnahmen bei der MWSt. Wie das Bundesamt für Umwelt berechnet hat, halten sich bei einem CO2-Abgabesatz von 36 Franken pro Tonne CO2 die beiden Effekte ungefähr die Waage. Bei einer weiteren Anhe- bung, wie sie mit der Energiestrategie geplant ist, resultiert im Nettoeffekt ein Anstieg der MWSt-Einnahmen. Infolge der angestrebten Senkung des Treibstoffverbrauchs werden die Einnahmen aus der Mineralölsteuer zurück gehen. Gegenüber dem Referenzszenario Weiter wie bisher der Ener- gieperspektiven resultiert für die Jahre 2012 bis 2020 eine durchschnittliche Reduktion der CO2-Emissionen von rund 370'000 Tonnen, was einer Treibstoffreduktion von rund 150 Millionen Litern entspricht. Unabhängig vom Treibstoffpreis ergeben sich daraus im Durch- schnitt der Jahre 2012 bis 2020 Ausfälle bei der Mineralölsteuer von rund 110 Millionen Franken pro Jahr. Dabei handelt es sich um zusätzliche Einnahmeausfälle, da auch mit der Weiterführung der bestehenden Energiepolitik mit beträchtlichen Ausfällen bei den Mineral- ölsteuern zu rechnen ist. Dazu kommen Ausfälle bei den von den Treibstoffpreisen abhängi- gen Mehrwertsteuereinnahmen. Geht man von real leicht ansteigenden Treibstoffpreisen aus, so betragen die jährlichen Ausfälle bei der Mehrwertsteuer im Mittel 44 Millionen Franken. Weiter unterliegt auch die neu ausgestaltete Einspeisevergütung (EV) der Mehrwertsteuer. Da dieses Förderinstrument ausgebaut wird, werden in diesem Bereich die Einnahmen aus der MWSt tendenziell ansteigen: Wird der EnG-Zuschlag erhöht, steigen die MWSt.-Einnahmen linear an. Andererseits führt die Reduktion des Stromverbrauchs zu einer ebenfalls linearen Reduktion der MWSt.-Einnahmen aus der Einspeisevergütung. Hinzu kommt, dass auch die Leistungen für den Bau und den Betrieb einer EV-Anlage mehrheitlich MWSt.-pflichtig sind. Auswirkungen auf die Spezialfinanzierung Strassenverkehr Die Spezialfinanzierung Strassenverkehr (SFSV) wird aus Einnahmen der Mineralölsteuern (inklusive Zuschlag) und der Nationalstrassenabgabe (Autobahnvignette) gespeist. Sie dient zur Finanzierung der Bundesaufgaben im Zusammenhang mit dem Strassenverkehr, insbe- sondere der Aufwendungen für die Nationalstrassen, der Einlagen in den Infrastrukturfonds, der Beiträge zur Förderung des kombinierten Verkehrs sowie der Beiträge an die Eisenbahn- grossprojekte (NEAT-Viertel). Zudem erhalten die Kantone einen Anteil an den entsprechen- den Einnahmen des Bundes (10 Prozent). Die SFSV ist grundsätzlich mit zwei entgegengesetzten Trends konfrontiert: Während die Einnahmen sinken, steigen die Ausgaben. was zu einer Finanzierungslücke führt. Mit sinken- den Mineralölsteuereinnahmen ist zur rechnen, weil der spezifische Treibstoffverbrauch pro Fahrzeug aufgrund der im Jahr 2011 beschlossenen Revision des CO2-Gesetzes zur Reduktion

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der CO2-Emissionen bei Personenwagen sinkt. Zusätzlich ist mit einem wachsenden Anteil von Fahrzeugen mit neuen Antriebsenergien zu rechnen. Alleine bei einem CO2-Ziel von 130g CO2/km dürfte gemäss zurzeit vorliegenden Berechnungen bis 2020 ein durchschnittli- cher Rückgang von schätzungsweise 300 Millionen Franken pro Jahr bei den Mineralölsteu- ereinnahmen anfallen. Damit reduzieren sich auch die Einnahmen für die SFSV in erhebli- chem Umfang. Der Bundesrat hat unter anderem bereits in der Botschaft zur Anpassung des Bundesbeschlus- ses über das Nationalstrassennetz und zu deren Finanzierung (BBl 2012 745) auf die sich abzeichnende Finanzierungslücke in der SFSV hingewiesen und neben einer Erhöhung der Nationalstrassenabgabe auch eine Erhöhung des Mineralölsteuerzuschlags in Aussicht ge- stellt, um eine finanzielle Unterdeckung der SFSV zu vermeiden. Die vorgehend dargelegten zusätzlichen Ausfälle bei den Mineralölsteuereinnahmen infolge der in der Vorlage vorgeschlagenen Massnahmen werden somit die Finanzierungslücke noch weiter vergrössern. Dementsprechend sind zur Vermeidung der Finanzierungslücke neue bzw. zusätzliche Massnahmen zu ergreifen, um die Finanzierung der Bundesaufgaben im Zusam- menhang mit dem Strassenverkehr auch mittel- und langfristig zu sichern. Auswirkungen auf das ordentliche Bundesbudget Tabelle 13 gibt einen Überblick über die zusätzlichen Kosten für die Umsetzung der Energie- strategie 2050 ab dem Jahr 2013, die zu einer Mehrbelastung des Bundeshaushalts führen: Bundesamt für Energie Thema Ziffer 2013 2014 2015 2016 (BFE) Mio. CHF Mio. CHF Mio. CHF Mio. CHF

Industrie und Dienstleis- 1.3.1 4,25 4,25 4,25 4.25 tungen, Elektrogeräte, Vorbildfunktion Bund 1.3.6 (Vollzugsaufwand UVEK / BFE) Pilot- & Demonstrations- 1.3.5 5 10 20 20 projekte Leuchtturmprojekte 5 10 10 (befristet bis 2022) Programm Energie 1.3.7 10 20 29 29 Schweiz (befristet bis 2022) Total BFE 24,25 44,25 63,25 63.25 (plafondserhöhend)

Bundesamt für Strassen Thema Ziffer 2013 2014 2015 2016 (ASTRA) / Bundesamt Mio. CHF Mio. CHF Mio. CHF Mio. CHF für Verkehr (BAV)

Mobilität Konzept 1.3.1 2.5 5 5 5 Mobilität Pilotprojekte 1.3.5 5 5 5 5 Total ASTRA/BAV 7.5 10 10 10 Total Bereiche 31.75 54,25 73,25 73.25

Tabelle 13: Umsetzung der Energiestrategie 2050 – Mehrbelastung des Bundeshaushalts im Voranschlag 2013 und in den Finanzplanjahren 2014 bis 2016.

118

Bei einer Anhebung der CO2-Abgabe über das bereits erreichte Niveau von 36 Franken pro Tonne CO2 ergeben sich zusätzliche Staatsausgaben in Form einer erhöhten Rückverteilung. Die am 12. Juni 2009 vom Parlament beschlossene Teilzweckbindung der CO2-Abgabe für Massnahmen im Gebäudebereich hat keinen Einfluss auf die Staatsquote, da damit gleichzei- tig der Rückverteilungsbetrag reduziert wird.

3.1.2 Personelle Auswirkungen Die Konzeptions- und Grundlagenarbeit sowie die Umsetzung des Massnahmenpakets erfor- dern vor allem im Energieeffizienzbereich, im Bereich der erneuerbaren Energien, der Gross- kraftwerke und Netze zusätzliche Mittel. Der Einsatz zusätzlicher personeller Ressourcen ist unabdingbare Voraussetzung für das Gelingen des etappenweisen Umbaus des Energiesys- tems im Nachgang zu den bundesrätlichen und parlamentarischen Richtungsentscheiden zum schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie. Der Ressourcenbedarf lässt sich in die Bereiche Konzeption und Grundlagen sowie Umset- zung gliedern: − Konzeption und Grundlagen: Die Arbeiten an der Energiestrategie 2050 erstrecken sich über mehrere Jahre. Das bedingt, dass im Bundesamt für Energie sowie im Bundesamt für Strassen im Bereich Konzeption und Grundlagen ab 2013 zusätzli- che Ressourcen dafür eingesetzt werden. − Umsetzung: Mit der Umsetzung der Massnahmen zur Energiestrategie 2050 befasst sich insbesondere auch das Programm EnergieSchweiz. Das Programm soll auch in Zukunft als Gefäss für die Umsetzung aller Massnahmen im freiwilligen Bereich dienen. Zusätzlich beziehungsweise neue Aktivitäten können somit im Rahmen be- stehender Strukturen umgesetzt werden. Für die Ausgestaltung neuer und die Be- schleunigung der bestehenden Aktivitäten von EnergieSchweiz, den Ausbau der Partnerschaften sowie eine angemessene Führung durch den Bund, sind zusätzliche personelle Ressourcen – befristet von 2013 bis 2020 – nötig. Für die Umsetzungsak- tivitäten in den Bereichen Leuchttürme (befristet bis 2022), Ausbau Wasserkraft, Vorbildfunktion Bund und Pilotprojekte Photovoltaik Nationalstrassen und öffentli- cher Verkehrsinfrastruktur – sie sind nicht Bestandteil des Programms Ener- gieSchweiz – werden ebenfalls zusätzliche Ressourcen nötig.

Erhöhungen Departement Kurzbeschrieb Personalkosten Fr. Anzahl Stellen

UVEK Konzeption und Grundlagen 3.2 Mio. 19.5 Energiestrategie 2050 EVD Umsetzung Energiestrategie 0.5 Mio. 2.5 Umsetzung Energiestrategie 2050 2.2 Mio. 12 Total 5.9 Mio.* 34 **

Tabelle 14: Zusätzliche Ressourcen bzw. Personalkosten aufgrund der Energiestrategie 2050. *) von den 34 Stellen werden 8 Stellen haushaltsneutral finanziert **) ab 2014

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3.2 Auswirkungen auf Kantone und Gemeinden

3.2.1 Finanzielle Auswirkungen Abhängig von der erwarteten Zielerreichung gemäss CO2-Gesetz schlägt der Bundesrat zwei Varianten der Finanzierung des Gebäudeprogramms mit unterschiedlicher Höhe der CO2- Abgabe vor (vgl. 1.3.1). Die Zielerreichung soll durch einen zusätzlichen Ausbau des Gebäu- deprogramms unterstützt werden, für welches in beiden Varianten ab 2015 maximal 600 Millionen Franken pro Jahr vorgesehen sind. Aktuell liegt dieser Betrag bei rund 267 Millio- nen Franken pro Jahr. Die Lastenverteilung zwischen Bund und Kantonen ist in den Varianten jedoch verschieden: Variante 1 schlägt eine CO2-Abgabe von mindestens 60 Franken je Tonne CO2 bei gleich hoher Beteiligung der Kantone (300 Millionen Franken) und Variante 2 eine CO2-Abgabe von mindestens 90 Franken je Tonne CO2 vor, bei einer Beteiligung der Kantone von einem Drittel (150 Millionen Franken). Gleichzeitig wird mit der Neuausrichtung der Energiestrategie das Umfeld für Firmen im Bereich Cleantech (Tätigkeitsfeld Energieeffizienz und erneuerbare Energien) erheblich gestärkt. Saubere Technologien sind ein bedeutender Wirtschaftsfaktor in der Schweiz. Zahl- reiche Unternehmen aus allen Bereichen sind in der Entwicklung und Herstellung von Clean- tech-Produkten und Dienstleistungen tätig. Die Unternehmen erwirtschaften bereits heute eine Bruttowertschöpfung von rund 20 Milliarden Franken und leisten damit einen Beitrag von gut drei Prozent an das Bruttoinlandprodukt. Mit dem Masterplan Cleantech86 hat der Bundesrat bereits im Jahr 2011 eine Strategie für Ressourceneffizienz und erneuerbare Energien defi- niert. Er hat sich zum Ziel gesetzt, die Schweizer Wirtschaft im globalen Wachstumsmarkt der ressourceneffizienten Technologien, Produkte und Dienstleistungen sowie erneuerbaren Energien bis 2020 optimal zu positionieren. Mit dem Ausstieg aus der Kernenergie und der damit verbundenen Umgestaltung des Ener- giesystems steigt die Nachfrage nach Cleantech-Lösungen. Von den Investitionen in Effi- zienz, erneuerbare Energien sowie Forschung und Bildung profitieren Klein- und Mittelbe- triebe im ganzen Land. Dies insbesondere auch in den Randregionen, in denen ein grosses Potenzial an Wind- und Solarenergie sowie Biomasse brach liegt.

3.2.2 Personelle Auswirkungen Mit Ausnahme der Gebäudemassnahmen erwachsen den Kantonen keine direkten Voll- zugsaufgaben. Sie leisten jedoch mit ihren kantonalen Programmen einen aktiven Beitrag zu den energiepolitischen Zielen des Bundes und beschäftigen dazu in den verantwortlichen Energie- und Umweltfachstellen über 100 Personen. Die Umsetzung des Gebäudeprogramms erfolgt einerseits über eine Programmvereinbarung mit den Kantonen und andererseits über Globalbeiträge nach dem Energiegesetz, das eine hälftige Co-Finanzierung durch die Kantone verlangt. Bei beiden Teilen müssen die Kantone eigene Ressourcen für die Abwicklung der Gesuche einsetzen. Weitere für die Kantone relevante Massnahmen könnten sich aus der Umsetzung der Energie- strategie 2050 ergeben. Deren Umsetzung erfolgt auch in Zusammenarbeit mit den Kantonen.

86 Masterplan Cleantech, Eidgenössisches Volkswirtschaftsdepartement EVD und Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK, 2011. Im Internet abrufbar unter: www.cleantech.admin.ch.

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3.3 Volkswirtschaftliche Auswirkungen 3.3.1 Abdiskontierte Gesamtkosten Kraftwerkspark – Netzkosten und direkte volkswirtschaftliche Kosten Abdiskontierte Gesamtkosten des schweizerischen Kraftwerksparks Die abdiskontierten Gesamtkosten (Anlagen und Produktionsbetrieb) des schweizerischen Kraftwerksparks (Bestand und Zubau) von 2010 bis 2050 betragen für das Szenario Politische Massnahmen Bundesrat 191 Milliarden Franken. Für die Abdiskontierung wird ein volkswirt- schaftlicher Zinssatz (2,5 Prozent real) verwendet. Rund 125 Milliarden Franken der abdis- kontierten Gesamtkosten fallen auf den bestehenden Kraftwerkspark. Rund 66 Milliarden Franken werden für den Kraftwerkszubau verwendet. Tabelle 15: Gesamtkosten des Kraftwerksparks Szenario Politische Massnahmen Bundesrat, Variante C&E, kumuliert und diskontiert in Milliarden Franken.

Netzkosten Wie in Ziffer 1.3.4 bereits dargelegt worden ist, rechnet der Bundesrat für Ausbau und Erneu- erung im Übertragungsnetz und den Ausbau im Verteilnetz mit Kosten von rund 18 Milliar- den Franken. Das Bundesamt für Energie beziffert die Kosten für den Ausbau des Übertra- gungsnetzes bis 2050 auf 2,3 bis 2,7 Milliarden Franken. Auch fallen bis 2030 rund vier Milliarden Franken für die Erneuerung des Übertragungsnetzes an. Bei den Verteilnetzen ist der Ausbaubedarf bis 2050 noch höher. Der Grund liegt in der zunehmenden dezentralen Einspeisung von erneuerbarem Strom. Je nach Szenario fallen hier Investitionen zwischen 3,9 und 12,6 Milliarden Franken an. Insgesamt belaufen sich die Kosten für den Netzausbau in der Schweiz – ohne Erneuerungsmassnahmen – bis 2050 auf rund 6,2 bis 15,3 Milliarden Franken. Direkte volkswirtschaftliche Kosten und Einsparungen Direkte volkswirtschaftliche Kosten sind die mit der Umsetzung der Massnahmen verbunde- nen, direkten Investitionen (über die technische Lebensdauer mit einem volkswirtschaftlichen

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Zinssatz bewertete Investitionskosten in annuisierter Form), bilanziert mit den Einsparungen, welche sich aufgrund der verringerten Energieimporte ergeben. In der Abschätzung der Kos- ten sind folgende Massnahmen und Elemente berücksichtigt: − Mehrkosten Gebäudestandards Neubauten − Mehrkosten Sanierungen – zusammengesetzt aus Verschärfung der energetischen Standards, Umwandlung von Pinselsanierungen in energetische Sanierungen sowie komplette „Neusanierungen“ − Ausrüstung Haustechnik (Heizungstechnik, Effektivierung von Heizungstechnik, Lüften/Kühlen, Mess- und Regeltechnik) − IKT-Ausstattung und -effektivierung − Elektrogeräte − Produktionstechnik, Industrie − Mehrkosten für Fahrzeugtechnik (Einführung E-Fahrzeuge in mehreren Stufen) − Infrastruktur Elektromobilität (Tankstellen) − Infrastruktur Verkehr Im Szenario Politische Massnahmen Bundesrat wachsen die summierten jährlichen (annui- sierten) Investitionen bis 2050 auf 3,1 Milliarden Franken an (siehe Tab. 16, Politische Mass- nahmen Bundesrat POM). Die resultierende nicht diskontierte Summe beträgt 84,7 Milliarden Franken. Demgegenüber stehen eingesparte Energieträgerimporte, die bis auf 1,9 Milliarden Franken im Jahr 2050 anwachsen (resultierende nicht diskontierte Summe 46,3 Milliarden Franken). Diese Investitionen und eingesparten Importe sind für alle Elektrizitätsangebotsva- rianten des Szenario Politische Massnahmen Bundesrat gleich. Für den Vergleich der Mehr- oder Minderkosten des Kraftwerkparks wird einerseits berücksichtigt, dass durch die tiefere Stromnachfrage auch der benötigte Kraftwerkpark kleiner ausfällt. Zudem werden die Kosten eines starken Ausbaus der erneuerbaren Energien mit einem Kraftwerkspark verglichen, der sich primär auf konventionelle Grosstechnologie (GuD) stützt: - Aufgrund der Reduktion der Nachfrage durch das Szenario Politische Massnahmen Bundesrat werden bis 2050 zwei Gaskraftwerksblöcke eingespart (Zeile Minderkos- ten Kraftwerkspark POM C - WWB C in der Tabelle 16). - Die Einsparungen der Gesamtkosten (Zeile Minderkosten Gaskraftwerke POM C - POM C&E in der Tabelle 16) enthalten Investitionen in Kraftwerke, Brennstoffe und CO2-Kosten. Aufgrund des EE-Pfades werden im Szenario Politische Mass- nahmen Bundesrat bis 2050 drei Gaskraftwerksblöcke eingespart. Die Einsparungen steigen bis auf 1,5 Milliarden Franken in 2050 an und betragen in der nicht diskon- tierten Summe zirka 24,9 Milliarden Franken. - Die Mehrkosten des erhöhten Ausbaus der erneuerbaren Energien (Zeile Mehrkos- ten Ausbau EE in POM C&E im Vergleich zu POM C in der Tabelle 16) wachsen bis 2050 trotz erheblicher Lernkurven und damit verringerter spezifischer Kosten stetig bis 2050 bis zu 1,9 Milliarden Franken an; in der nicht diskontierten Summe betragen sie 36,4 Milliarden Franken. Werden die Mehr- bzw. Minderkosten im Vergleich zur Variante C des Szenarios Weiter wie bisher saldiert, ergibt sich der in der Tabelle 16 ausgewiesene Saldo „Kosten minus Einspa- rungen POM C&E“ in der Höhe von 25,2 Milliarden Franken.

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Tabelle 16: Mehrinvestitionen und eingesparte Energieimporte im Szenario Politi- sche Massnahmen Bundesrat POM der Angebotsvarianten C&E gegenüber dem Szenario Weiter wie bisher Angebotsvariante C, in Millionen Franken.

3.3.2 Auswirkungen auf Wachstum, Wohlfahrt und Beschäftigung Für die Abschätzung der volkswirtschaftlichen Auswirkungen des Szenarios Politische Mass- nahmen Bundesrat (POM) im Vergleich zum Basisszenario Weiter wie bisher (WWB) kam ein gesamtwirtschaftlich berechenbares Gleichgewichtsmodell zur Anwendung, welches wenn-dann Aussagen zu den verschiedenen Szenarien ermöglicht87. Opportunitätskosten, verzerrende Wirkungen von Abgaben und volkswirtschaftliche Rückkopplungseffekte werden unter anderem berücksichtig. Die Energie-, Elektrizitätsnachfrage, die CO2-Entwicklung sowie die Elektrizitätsangebotsvarianten der energiewirtschaftlichen Modellen bilden die Basis der Berechnungen. Zur Erreichung der Vorgaben aus dem Szenario werden eine theoretische CO2-Abgabe und eine theoretische Stromabgabe im Modell implementiert. Auf Brenn- und Treibstoffen wird eine CO2-Abgabe erhoben, die von Privathaushalten und allen Wirtschaftsbranchen, die nicht am Emissionshandelssystem (ETS) teilnehmen, bezahlt werden muss. Die Einnahmen werden gemäss heutiger Regelung an Wirtschaft und Bevölkerung rückverteilt. Wirtschaftsbranchen im ETS haben ein analoges CO2-Ziel, dürfen ihre Verpflichtungen aber im Ausland einlösen (durch Anrechnung von Emissionsrechten aus der EU auf der Basis eines entsprechenden Abkommens). Auf Strom wird eine Abgabe erhoben (belastet wird der Verbrauch von Strom). Die Einnahmen werden analog der CO2-Abgabe rückverteilt. Tabelle 18 zeigt die volkswirtschaftlichen Zusatzkosten im Vergleich zum Basisszenario Weiter wie bisher (WWB) unter der Stromangebotsvariante 2C (siehe dazu Resultate Strom- angebot) für die Zeithorizonte 2020, 2035 und 2050. Die Kosten des Szenarios Politische Massnahmen Bundesrat (POM) entsprechen im volkswirtschaftlichen Modell einer CO2- Abgabe von 70 (Jahr 2020), 140 (Jahr 2035) bis 210 Franken pro Tonne CO2 (Jahr 2050) und einer Stromabgabe, welche einer Strompreiserhöhung von +11 Prozent (Jahr 2020), +23 Produzent (Jahr 2035) und +22 Prozent (Jahr 2050) entspricht. Der beste Indikator der volkswirtschaftlichen Kosten stellt die Änderung der Wohlfahrt inklu- sive Sekundärnutzen dar. Wird der durch die Reduktion von externen Effekten (Schadstoff-

87 Energiestrategie 2050 – volkswirtschaftliche Auswirkungen: Analyse mit einem berechenbaren Gleichgewichtsmodell für die Schweiz. Bundesamt für Energie und Ecoplan AG, Bern.

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ausstoss) entstandene Sekundärnutzen berücksichtigt, ergeben sich leicht positive Wohlfahrts- effekte. Die Wohlfahrt ohne Berücksichtigung des Sekundärnutzens des Szenarios POM liegt im Jahre 2050 rund 0,2 Prozent unter demjenigen des Szenarios WWB. Das BIP des Szenari- os POM ist im Jahre 2050 rund 0,6 Prozent tiefer als im Szenario WWB. Wird dieser Niveau- unterschied im BIP in jährliche BIP-Wachstumsraten umgerechnet, so entspricht dies einer Wachstumseinbusse von -0,02 Prozent pro Jahr. Es ist mit leicht negativen Beschäftigungsef- fekten zu rechnen. Diese volkswirtschaftlichen Effekte müssen den nicht-monetarisierten positiven Effekten der Energiewende gegenübergestellt werden. Tabelle 17: Reduktionsziele und volkswirtschaftliche Auswirkungen des Szenarios POM im Vergleich mit dem Referenzszenario WWB (Stromangebotsvariante 2C)

POM

2020 2035 2050

Reduktionsziele [in %]

CO2-Ziel (exkl. Stromproduktion, Fern- -5% -17% -26% wärme)

Stromnachfrage-Ziel -5% -10% -12%

Resultate: Abgabehöhen / Schattenpreise (implizite Kosten) der Politikmassnahmen

CO2-Abgabe 60 140 210 [Franken pro Tonne CO2] Stromabgabe +13% +30% +26% [als %-Zuschlag auf dem Strompreis]

Resultate: Auswirkungen auf die Volkswirtschaft [in %]

Wohlfahrt ohne Sekundärnutzen -0.1% -0.1% -0.2%

Wohlfahrt inklusive Sekundärnutzen +0.0% +0.0% +0.1%

BIP -0.2% -0.5% -0.6%

Beschäftigung -0.1% -0.2% -0.2%

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3.3.3 Auswirkungen einzelner Massnahmen Die energiepolitischen Massnahmen dieser Vorlage wurden einzeln anhand eines einheitli- chen Analyserasters auf volkswirtschaftliche Auswirkungen geprüft88. Dabei wurden die Interdependenzen zwischen den Massnahmen nur teilweise berücksichtigt. Die Wirkung der meisten Massnahmen hängt ab von nicht genau bekannten Reaktionen der Akteure auf Preissignale, von möglichen Mitnahmeeffekten bei Fördermassnahmen, vom Reboundeffekt89 bei Effizienzmassnahmen, vom noch unbekannten, zukünftigen technologi- schen Fortschritt und von der Problematik der asymmetrischen Information bei Zielvereinba- rungen zwischen der Verwaltung und den Unternehmen. Diese Unsicherheiten machen es erforderlich, dass die Wirkung der Massnahmen und deren Kosten künftig regelmässig über- prüft werden (EnG Art. 55). Aus volkswirtschaftlicher Sicht zu priorisierende Massnahmen Bei einer Reihe von Massnahmen treten aus volkswirtschaftlicher und ökologischer Sicht keine bedeutenden negativen Auswirkungen auf. Dazu gehören erstens Massnahmen zur Beschleunigung und Vereinfachung von Bewilligungsverfahren, sofern die Schutzinteressen gewahrt bleiben (EnG Art.12-17, WRG Art. 60 Abs. 3ter), zweitens Massnahmen, welche die verursachergerechte Internalisierung negativer externer Effekte des Energieverbrauchs verfol- gen (insbesondere die Energieabgabe gemäss geplanter Weiterentwicklung der Energiestrate- gie ab 2020) sowie drittens Informationsmassnahmen, hier insbesondere die Verstärkung des Programms EnergieSchweiz. Fördersystem der Einspeisevergütung Der Ausbau des Fördersystems der Einspeisevergütung für erneuerbare Energietechnologien (KEV) führt zu Mehrkosten von 1,1 Milliarden Franken im Jahr 2050 (vgl. Ziffer 1.3.2). Diese Kosten können aber variieren, dies je nach Kostenentwicklung der Technologien und des Marktpreises für Strom im internationalen Handel. Mit den Massnahmen zur Optimierung der KEV-Vergütungssätze (Art. 22), der Einführung von Ausschreibungen (Art. 24 - 26) und der generellen Einführung der Eigenverbrauchsrege- lung (Art. 18 Abs. 2) erfolgt die staatliche Förderung stärker marktbasiert. Die Fördermittel werden damit wirksamer eingesetzt und führen auch zu einer besseren Anreizwirkung zu Gunsten des technologischen Fortschritts. Zur Vermeidung abrupter Strukturanpassungen in energieintensiven Branchen werden die Netzzuschläge den energieintensiven Unternehmen rückerstattet (EnG Art. 40). Die Abga- benbefreiung wird in Grenzen gehalten, weil sie aus volkswirtschaftlicher Sicht Verzerrungen zwischen befreiten und nicht befreiten Energiekonsumenten schafft; ausserdem sind die Ertragsausfälle durch nicht befreite Unternehmen und Haushalte zu finanzieren. Gebäudeprogramm Mit der Verstärkung des Gebäudeprogramms (CO2-G Art. 34) werden neue Förderberechti- gungen geschaffen. Es ist zu erwarten, dass dabei die schwierig zu beziffernden Mitnahmeef-

88 Staatssekretariat für Wirtschaft (SECO), Volkswirtschaftliche Massnahmenanalyse zur Energiestrate- gie 2050. 89 Der sogenannte Reboundeffekt beschreibt den Umstand, dass erzielte Einsparungen, die z.B. durch effizientere Technologien entstehen, durch vermehrte Nutzung oder Mehrkonsum (z.B. Zweitgeräte) wieder zunichte gemacht oder sogar überkompensiert werden (Steigerung statt Senkung des Ener- gieverbrauchs).

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fekte90 zunehmen werden. Mit der Wirksamkeitsüberprüfung des Gebäudeprogramms im Jahr 2015 (CO2-G Art. 34 Abs. 3) wird die Kosteneffizienz der einzelnen Instrumente des Gebäu- deprogramms evaluiert. Weitere Massnahmen im Bereich Energieeffizienz Die Massnahmen zur Erhöhung der Energieeffizienz von Fahrzeugen (CO2-G Art. 10 - 13) und Geräten verursachen ausser den Vollzugskosten keine direkten Finanzierungskosten beim Staat. Es entstehen jedoch Kosten bei den Fahrzeug- und Gerätenutzern durch Sanktionen, Mehrkosten für vorschriftsgemässe Geräte oder durch Nutzenverluste wegen nicht zugelasse- ner Gerätetypen. Zur Sicherstellung eines angemessenen Kosten-Nutzen-Verhältnisses dieser Massnahmen und zur Vermeidung von unerwünschten Auswirkungen orientieren sich die Effizienz- und die Gebrauchsvorschriften am technologischen Fortschritt und an internationa- len Standards. 3.3.4 Auswirkungen auf die einzelnen gesellschaftlichen Gruppen Die Belastung durch die unter Ziffer 3.3.2 beschriebenen Abgaben ist nicht für alle Branchen und für alle Haushalte gleich. Die grössten negativen Effekte ergeben sich für die Branchen Textil und Metalle. Mit einer starken Nachfrageerhöhung kann der öffentliche Personenver- kehr rechnen. Werden energieintensive Branchen von den Abgaben ausgenommen, fällt eine Mehrbelastung auf die übrigen Branchen. Welche Haushalte wie stark betroffen sind, hängt von der Rückverteilung der Einnahmen aus den Abgaben ab. Werden die Einnahmen aus der Abgabe wie heute die CO2-Abgabe über eine Senkung der Lohnnebenkosten an die Wirtschaft und eine Pro-Kopf-Pauschale an die Bevölkerung rückverteilt, profitieren die ärmeren Familienhaushalte, die Rentnerhaushalte weisen tendenziell die grössten Einbussen aus.

3.4 Auswirkungen auf die Umwelt Die Energiestrategie 2050 verstärkt die Umwelt- und Klimapolitik des Bundes nachhaltig. Mit den neuen CO2-Gesetz will der Bundesrat die Emissionen der Treibhausgasen bis 2020 um mindestens 20 Prozent unter das Niveau von 1990 senken. Dafür ist ein Massnahmenmix aus Lenkungsabgabe, Emissionshandel, Förderung und Vorschriften geplant. Die Energiestrategie sieht den Einsatz solcher Instrumente vor (vgl. Ziffer 1.1.3). Der Bundesrat hält nach seinem Grundsatzentscheid, aus der Kernenergie auszusteigen, an den Zielen der Klimapolitik fest. Die bestehenden CO2-Reduktionsziele bis 2020 können jedoch nur mit einer höheren CO2-Abgabe und einem deutlich verstärkten Gebäudeprogramm erreicht werden (vgl. Ziffer 1.3.1). Mit vorliegendem Massnahmenpaket und weiteren Pake- ten, die für den langfristigen und etappenweisen Umbau des Energiesystems bis 2050 voraus- sichtlich nötig sein werden (Szenario Neue Energiepolitik), sollen die energiebedingten CO2- Emissionen bis 2020 um 7,6 Millionen Tonnen (Stand 2010: 40 Millionen Tonnen), bis 2035 um 14,3 und bis 2050 um 31,9 Millionen Tonnen reduziert werden. Die Massnahmen im Bereich der Energieeffizienz (vgl. Ziffer 1.3.1) sind aus Sicht der Um- welt als positiv bis sehr positiv zu bewerten. Insbesondere die Verschärfung der CO2- Zielwerte von Personenwagen hat eine grosse Wirkung. Neben der Verschärfung der CO2- Zielwerte unterstützen übergreifende Massnahmen zur Stärkung der Aus- und Weiterbildung,

90 Mitnahmeeffekte bezeichnet die Förderung von Leistungen, die auch ohne die Förderung erbracht würden.

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Qualitätssicherung sowie Vorbildfunktion der öffentlichen Hand und Technologieforschung die umweltpolitischen Ziele des Bundes. Marktwirtschaftliche Ansätze wie eine Lenkungsab- gabe oder die Ökologische Steuerreform tragen dazu bei, dass externe Umweltkosten verursa- chergerecht angelastet werden. Die Förderung der erneuerbaren Energien unterstützt die Ziele der Luftreinhaltung und der Klimapolitik. Jede neue Anlage zur Energieproduktion wirkt sich aber auch auf die Land- schaft und die Umwelt aus. Soweit der Zubau von erneuerbaren Energien im Umfang der nachhaltig nutzbaren Potenziale erfolgt, sind die Auswirkungen für die Umwelt tragbar. Zu diesem Zweck sind die in der Energiestrategie 2050 vorgesehenen Gebietsausscheidungen für Anlagen zur Produktion von Strom aus erneuerbarer Energie notwendig. Eine sorgfältige Raumplanung setzt die Ziele der Energiestrategie im Bereich der erneuerbaren Energien räumlich um. Auf diese Weise sollen Konflikte mit Schutzinteressen möglichst verhindert werden. Dies gilt insbesondere für Windenergieanlagen in sensiblen Landschaften und bei Kleinwasserkraftwerken in bislang unverbauten Gewässerabschnitten. Im Vordergrund soll eine Optimierung bestehender Wasserkraftwerke im Sinne einer erhöhten Energieproduktion stehen, da hier die Eingriffe in Natur und Landschaft bereits erfolgt sind. Der Netzaus- und -umbau ist für Gewährleistung der Versorgungssicherheit notwendig. Damit Schutzgüter möglichst wenig beeinträchtigt werden, sind auf Stufe Sachplan umfassende Variantenstudien durchzuführen. Bei den Massnahmen zur Bereitstellung fossiler Energien müssen die CO2-Emissionen ge- mäss den Vorgaben des CO2-Gesetzes vollständig kompensiert werden, um die Treibhausgas- bilanz der Schweiz nicht zusätzlich zu belasten. Das Bundesamt für Umwelt hat durch ein externes Büro die Umweltauswirkungen der vorlie- genden Massnahmen in den verschiedenen Bereichen (vgl. Ziffer 1.3) aus wissenschaftlicher Sicht untersuchen lassen. Der Bericht91 liegt als Grundlagendokument den Vernehmlassungs- unterlagen bei.

4 Verhältnis zur Legislaturplanung und zu nationalen Strategien des Bundesrates 4.1 Verhältnis zur Legislaturplanung Die Vorlage ist in der Botschaft vom 25. Januar 2012 zur Legislaturplanung 2011–201592 angekündigt. Die Legislaturplanung 2011-2015 sieht als Ziel 20 vor, dass die Versorgung der Schweiz mit Energie und natürlichen Ressourcen langfristig gesichert und der schrittweise Ausstieg aus der Kernenergie in die Wege geleitet ist. Unter den erforderlichen Massnahmen zur Zielerrei- chung ist auch die Konkretisierung und Umsetzung der Energiestrategie 2050 aufgeführt. Der Bundesrat schreibt dazu in der Botschaft zur Legislaturplanung 2011-2015 vom 25. Januar 2012:„Der Bundesrat will weiterhin eine hohe Stromversorgungssicherheit garantieren – mittelfristig jedoch ohne Kernenergie. Die bestehenden Kernkraftwerke sollen bei Erreichen der sicherheitstechnischen Betriebsdauer stillgelegt und nicht durch neue Kernkraftwerke ersetzt werden. Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, setzt der Bundesrat auf verstärkte Einsparungen (Energieeffizienz), den Ausbau der Wasserkraft und der neuen er-

91 Energiestrategie 2050: Umweltanalyse und Bewertung der Massnahmen, Bundesamt für Umwelt. 92 BBl 2012 481.

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neuerbaren Energien und wenn nötig auf fossile Stromproduktion (Wärme-Kraft-Kopplungs- Anlagen, Gaskombikraftwerke) und auf Importe. Zudem sollen die Stromnetze rasch ausge- baut und die Energieforschung verstärkt werden.“ Mit der vorliegende Botschaft wird die in der Legislaturplanung festgelegte Zielsetzung der Einleitung der Konkretisierung der Energie- strategie 2050 erfüllt (Richtliniengeschäft). Mit dem Ziel, den Verbrauch natürlicher Ressourcen auf ein ökologisch nachhaltiges Niveau zu senken, hat der Bundesrat im Oktober 2010 umfassendere Bestrebungen für eine grüne Wirtschaft initiiert. Die Konkretisierung und Umsetzung der Massnahmen für eine grüne Wirtschaft sind als Richtliniengeschäft in der Legislaturplanung 2011-2015 verankert. Die innerhalb der Energiestrategie 2050 vorgesehenen Massnahmen in den Bereichen der Ener- gieeffizienz sowie der Förderung der erneuerbaren Energien unterstützen den Bundesrat bei der Zielerreichung auf dem Gebiet der grünen Wirtschaft.

4.2 Verhältnis zur Nachhaltigkeitsstrategie des Bundes Die Schweiz hat die Nachhaltige Entwicklung zu einem langfristigen Staatsziel erhoben. In der Bundesverfassung ist die Nachhaltige Entwicklung mehrfach verankert, unter anderem im einleitenden Artikel 2 zum Zweck der Eidgenossenschaft93. Um den Verfassungsauftrag zu erfüllen, formuliert der Bundesrat seine Absichten seit 1997 regelmässig in der Strategie Nachhaltige Entwicklung94. Die Strategie bildet einen Referenzrahmen für das Verständnis von Nachhaltiger Entwicklung und deren Umsetzung in den verschiedenen Politikbereichen des Bundes sowie für die Zusammenarbeit mit den Kantonen, Regionen, Städten und Ge- meinden. Mit der vierten Strategie für die Jahre 2012–2015 bekräftigt der Bundesrat sein Engagement und bezieht bisher gemachte Erfahrungen ein. Die Strategie umfasst fünf Leitlinien, eine politische Bilanz seit 1992, einen überarbeiteten Aktionsplan mit Massnahmen für die laufen- de Legislatur sowie begleitende Aktivitäten, die eine wirksame Umsetzung ermöglichen. Die Energiestrategie 2050 verstärkt die Nachhaltigkeitsstrategie des Bundes. Die vorliegen- den Massnahmen des ersten Pakets zur Umsetzung der Strategie unterstützen und verstärken den bestehenden Aktionsplan zur Umsetzung der Nachhaltigkeitsstrategie 2012-2015. Dieser sieht im Bereich Energie vor, den Verbrauch zu reduzieren und die erneuerbaren Energien zu fördern (Ziffer 2 des Aktionsplans 2012-2015).

4.3 Verhältnis zum Raumkonzept der Schweiz Das Raumkonzept Schweiz ist ein gemeinsames, zwischen 2005 und 2010 erarbeitetes Kon- zept von Bund, Kantonen, Städten und Gemeinden mit dem Ziel, erstmals eine gemeinsame Vorstellung von der künftigen räumlichen Entwicklung der Schweiz zu gewinnen. Es präsen- tiert Ziele, Strategien und Empfehlungen an die drei Staatsebenen für eine nachhaltige Nut- zung des knappen Guts Boden und anderer Ressourcen der Schweiz. Innerhalb der Energiestrategie 2050 sind Gebietsausscheidungen für Anlagen zur Produktion von Strom mit erneuerbaren Energien vorgesehen. Durch eine sorgfältige Raumplanung sollen die Ziele der Energiestrategie räumlich umgesetzt und Konflikte mit Schutzinteressen

93 Bundesverfassung der Schweizerischen Eidgenossenschaft, Art. 2 Zweck; SR 101.0. 94 Strategie Nachhaltige Entwicklung 2012-2015. Bundesamt für Raumentwicklung; Im Internet abrufbar unter: www.are.admin.ch, Rubrik Nachhaltige Entwicklung.

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gelöst werden. Ziel ist die Ausscheidung und Bezeichnung von geeigneten Standorten in kantonale Richtpläne beziehungsweise in Wasser-, Wind- oder anderweitigen Karten.

5 Rechtliche Aspekte 5.1 Verfassungs- und Gesetzmässigkeit Verfassungsmässigkeit Das Energiegesetz stützt sich in erster Linie auf den Energieartikel (Art. 89 BV). Daneben dienen aber auch weitere Verfassungsbestimmungen als Grundlage, so die Artikel 64 BV (Forschung), 74 BV (Umweltschutz), 75 BV (Raumplanung), 76 BV (Wasser) und 91 BV (Transport von Energie), welche alle im Ingress des Gesetzes genannt werden. Artikel 89 Absatz 2 BV (Energiepolitik) überträgt dem Bund den Auftrag zur Grundsatzge- setzgebung in den Themenbereichen der Nutzung einheimischer und erneuerbarer Energien sowie des sparsamen und rationellen Energieverbrauchs. Der Bund verfügt demnach über begrenzte Rechtsetzungskompetenzen. Er ist zuständig für den Erlass von Bestimmungen mit hohem Abstrahierungsgrad und nur ausnahmsweise von konkreten, auf den Einzelfall an- wendbaren Bestimmungen, wenn dies für die Verwirklichung zentraler Anliegen notwendig ist.95 In der neuen Vorlage stellt der Bund insbesondere in den Artikel 1 bis 6, 11 bis 17 und 42 Grundsätze und Ziele in den genannten Bereichen auf. Auch die Massnahmen zur Förde- rung von Projekten und Programmen der Information, Beratung sowie Aus- und Weiterbil- dung finden ihre Verfassungsgrundlage in Artikel 89 Absatz 2 BV.96 Gemäss Artikel 89 Absatz 3 BV erlässt der Bund Vorschriften über den Energieverbrauch von Anlagen, Fahrzeugen und Geräten. Diese Verfassungsbestimmung beinhaltet einen umfassen- den, nicht auf Grundsätze beschränkten Gesetzgebungsauftrag des Bundes, welchem das neue Gesetz, wie zuvor bereits das Energiegesetz von 1998, in Artikel 41 nachkommt. In Artikel 89 Absatz 3 Satz 2 BV wird dem Bund die Kompetenz erteilt, die Entwicklung von Energietech- niken, insbesondere in den Bereichen des Energiesparens und der erneuerbaren Energien, zu fördern. Es handelt sich dabei um eine sachlich eng begrenzte Förderungskompetenz, die sich nur auf Entwicklungen vom Neuerungen, nicht aber auf die Unterstützung von Anwendungen bezieht.97 Hierauf sowie auf den allgemeinen Forschungsartikel von Artikel 64 BV stützen sich die Förderung der Grundlagenforschung, der anwendungsorientierten Forschung und der forschungsnahen Entwicklung und die Unterstützung von Pilot- und Demonstrationsanlagen und -projekten (Art. 49 EnG). Artikel 74 BV gibt dem Bund die umfassende Kompetenz, alle zur Erreichung des Ziels des Umweltschutzes erforderlichen Massnahmen treffen.98 Da ein sparsamer Umgang mit Energie und die Förderung erneuerbarer Energien dazu beitragen, die Umweltbelastungen zu mindern, verschafft der Umweltartikel dem Bund erhebliche Eingriffs- und Steuerungsmöglichkeiten im Energiebereich. Artikel 74 BV bildet demnach die verfassungsmässige Grundlage all jener Bestimmungen im Energiegesetz, mit welchen letztlich bezweckt wird, die schädlichen Ein- wirkungen auf den Menschen und die Umwelt zu vermeiden oder zu vermindern (vgl. Art. 74

95 Riccardo Jagmetti, Schweizerisches Bundesverwaltungsrecht, Band VII, Energierecht, Rz. 1321 f. 96 Vgl. Botschaft zum Energiegesetz vom 21. August 1996, BBl 1996 IV 1005, 1154. 97 Jagmetti, a.a.O., Rz. 8202 ff. 98 Reto Morell, in: Ehrenzeller et. al., St. Galler Kommentar zur Schweizerischen Bundesverfassung, Ziff. 14 zu Art. 74.

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Abs. 2 BV). Die Kosten der Vermeidung und Beseitigung tragen nach Artikel 74 Absatz 3 BV die Verursacher. Insbesondere basieren die im Energiegesetz vorgesehenen Massnahmen, welche die Förderung der praktischen Anwendung von Verfahren, Materialien und Produkten zum Gegenstand haben, auf dem Umweltartikel, so etwa die Unterstützung von Massnahmen zur Energie- und Abwärmenutzung (Art. 50 EnG), die Förderung von Effizienzmassnahmen (Art. 33 EnG) und von erneuerbaren Energien. Diese Massnahmen sind durch Artikel 89 Absatz 3 nicht gedeckt, da der Energieartikel dem Bund keine Befugnis zur Förderung von zielkonformem Verhalten als solchem verleiht. Auch der im Rahmen des Erlasses des Stromversorgungsgesetzes eingeführte Netzzuschlag und dessen Verwendung (Art. 36 EnG) sowie die CO2-Lenkungsabgabe (Art. 29 CO2-Gesetz) basieren auf der Sachkompetenz des Bundes gemäss Artikel 74 BV. Der Netzzuschlag wurde als Ausgleichsabgabe mit besonderem Verwendungszweck ausgestaltet, mit welcher Sonder- lasten und daraus resultierende Wettbewerbsnachteile ausgeglichen werden sollen, die einzel- ne Wettbewerbsteilnehmer (vorliegend Netzbetreiber) auf sich nehmen, um gesetzlich um- schriebene Ziele oder gesetzliche Pflichten zu erfüllen (hier insbesondere die Abnahmepflicht von Elektrizität aus erneuerbaren Energien). Für die Erhebung einer solchen Ausgleichsabga- be ist keine ausdrückliche Verfassungsgrundlage erforderlich.99 Die CO2-Lenkungsabgabe wird im Rahmen der Energiestrategie 2050 erhöht. Der maximale Anteil des zweckgebundenen Ertrags beträgt aber nach wie vor maximal ein Drittel des Ge- samtertrags, womit sichergestellt wird, dass die CO2-Abgabe ihre Lenkungswirkung weiterhin primär durch die Abgabeerhebung entfaltet und nicht in erster Linie der Finanzbeschaffung dient. Mit dem gebundenen Teil des Ertrags werden neu auch Massnahmen unterstützt, die ihre Wirkung langfristig und zum Teil indirekt entfalten, also etwa Massnahmen bei Gebäu- den zur Erhöhung der Stromeffizienz und des Anteils von Strom, der aus erneuerbaren Ener- gien bezogen wird, sowie Informations- und Beratungsmassnahmen. Diese Förderung trägt dazu bei, langfristig CO2-Emissionen zu reduzieren und ist – in Anbetracht des zunehmenden Verbrauchs von Strom aus nicht CO2-neutraler Produktion – lenkungszielkonform. In Artikel 51 Absatz 3 EnG wird in diesem Zusammenhang auf die Pflicht des Bundes hingewiesen darauf zu achten, dass der Abgabeertrag allein zur Unterstützung zielkonformer Massnahmen verwendet wird. Artikel 76 BV dient als Grundlage für Vorschriften des Bundes zum Schutz der Gewässer und über die Nutzung der Gewässer zur Energieerzeugung. Hierauf stützt sich die in Artikel 35 EnG festgelegte Entschädigung der Inhaber von Wasserkraftwerken für Massnahmen zum Schutz der Gewässer.100 Nach Artikel 91 Absatz 1 BV erlässt der Bund Vorschriften über den Transport und die Liefe- rung elektrischer Energie. Der Bund kann aufgrund dieser umfassenden Gesetzgebungskom- petenz bspw. Regelungen betreffend die Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft treffen, Grundsätze und Massnahmen betreffend Versorgungssicherheit, wie Anschluss- und Liefer- pflichten, vorsehen und das Verhältnis zwischen Stromlieferant und Stromabnehmer – Rechte und Pflichten auf beiden Seiten – regeln. Zu Letzterem gehört auch der Erlass von Tarifvor- schriften im Geltungsbereich von Artikel 91 BV, wobei diese Kompetenz nicht beeinflusst ist

99 Vgl. Gutachten des Bundesamtes für Justiz (BJ) vom 8.8.2011, Verfassungsfragen zum Ausstieg aus der Kernenergie, erstellt zuhanden der Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Ständerates, Ziff. 3.2, mit Verweis auf das Gutachten BJ vom 16.12.2005 „Verfassungsmässigkeit der vom Nationalrat am 22.9.2005 beschlossenen Zuschläge auf die Übertragungskosten der Hoch- spannungsnetze“ (beide nicht publiziert). 100 Vgl. Bericht der Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Ständerates zur Parlamen- tarischen Initiative Schutz und Nutzung der Gewässer (07.492) vom 12. August 2008, Ziff. 6.1, BBl 2008 8043.

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vom Verzicht auf Tarif-Kompetenzen in Artikel 89 BV.101 Es ist aus diesem Grund auch möglich, die Bestimmungen zur WKK-Vergütung auf Artikel 91 Absatz 1 BV zu stützen, insbesondere da die wetterunabhängigen und bedarfsgerecht einsetzbaren WKK-Anlagen zur Netzstabilität, zur Kontinuität im Rahmen des Energietransports und damit zur Gewährung einer möglichst sicheren, gleichmässigen und preisgünstigen Versorgung des Landes mit elektrischer Energie beitragen können.102 Auch der Ausgleichsmechanismus im Rahmen des WKK-Vergütungssystems, der als Ausgleichsabgabe mit besonderem Verwendungszweck ausgestaltet ist und der daher in einer Sachkompetenz des Bundes eine genügende verfas- sungsmässige Grundlage findet, stützt sich auf Artikel 91 Absatz 1 BV. Die raumplanerischen Vorschriften im Energiegesetz sind mit der Kompetenzordnung von Artikel 75 BV vereinbar, zumal die Planung in erster Linie bei den Kantonen liegt. Aufgrund der in dieser Verfassungsbestimmung festgelegten Kompetenz zur Grundsatzgesetzgebung darf der Bund verbindliche Vorgaben machen, welche den Kantonen aufzeigen, auf welche Ziele, mit welchen Instrumenten, mittels welcher Massnahmen und gestützt auf welche Ver- fahren die Aufgabe der Raumplanung an die Hand genommen werden soll.103 In den Artikel 14 und 15 der Vorlage wird des Weiteren neu eine Gewichtung des nationalen Interesses an Produktionsanlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien vorgenommen. Diese Grundsätze sind im Rahmen einer Interessenabwägung zu berücksichtigen. Damit wird kein Widerspruch zum Schutzauftrag des Bundes, der in Artikel 78 Absatz 2 BV (Natur- und Heimatschutz) festgelegt ist, geschaffen, denn bereits aus dem Verfassungswortlaut geht hervor, dass dieser Schutzauftrag stets bezogen auf die jeweiligen Umstände im Rahmen einer Interessenabwä- gung zu konkretisieren ist. Sowohl die Erhaltung bestimmter Gebiete und Objekte als auch die Erfüllung der von der BV vorgesehenen Bundesaufgaben, welche Veränderungen der Gebiete und Objekte bedingen können, entsprechen einem öffentlichen Interesse.104 Es stellt sich schliesslich die Frage, ob für die Umsetzung der von den eidgenössischen Räten angenommenen Motionen betreffend Ausstieg aus der Kernenergie eine Änderung des KEG reicht oder ob dafür eine Änderung der Bundesverfassung nötig wäre. Die Motionen wurden in den eidgenössischen Räten abgeändert.105 Zu dieser Frage ist zunächst festzuhalten, dass Artikel 90 BV eine umfassende Gesetzgebungskompetenz enthält und dem Gesetzgeber einen weiten Spielraum bei der Ausgestaltung der Bestimmungen lässt. Der Wortlaut ist sehr offen formuliert. Jagmetti wendet jedoch ein, Artikel 24quinquies aBV gehe davon aus, dass die Nutzung der Kernenergie innerhalb bestimmter Schranken möglich sei. Ein Verbot würde daher eine Verfassungsänderung bedingen.106 Die Argumentation von Jagmetti beruht offen- sichtlich auf einer historischen Interpretation von Artikel 24quinquies aBV. Diese Interpretation kann jedoch keinen Vorrang beanspruchen. Gestützt auf eine geltungszeitliche und teleologi- sche Auslegung von Artikel 90 BV kann eine sicherheitspolizeilich motivierten Ausstieg aus

101 Vgl. Gutachten des BJ vom 23. Oktober 1996 betreffend die verfassungsmässigen Kompetenzen des Bundes im Bereich der Elektrizitätswirtschaft, mit weiteren Literaturhinweisen, sowie Botschaft zur Änderung des Elektrizitätsgesetzes und zum Stromversorgungsgesetz, BBl 2005, 1611 ff., 1674. 102 Zum Zweck von Art. 91 BV: Botschaft über eine neue Bundesverfassung vom 20. November 1996, BBl 1997 I 1 ff., 270. 103 Martin Lendi, in: Ehrenzeller et. al., St. Galler Kommentar zur Schweizerischen Bundesverfassung, Ziff. 24 zu Art. 75. 104 Arnold Marti, in St. Galler Kommentar, a.a.O., Ziff. 7 zu Art. 78. 105 11.3257 n, Mo. Nationalrat, Fraktion G. Aus der Atomenergie aussteigen; 11.3426 n, Mo. National- rat, Fraktion BD. Keine neuen Rahmenbewilligungen für den Bau von Atomkraftwerken; 11.3436 n, Mo. Nationalrat, Schmidt Roberto. Schrittweiser Ausstieg aus der Atomenergie; AB 2011 S 972 ff. 106 Riccardo Jagmetti, in: Kommentar zur [alten] Bundesverfassung der Schweiz. Eidgenossenschaft, Ziff. 2 zu Art. 24quinquies.

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der nuklearen Stromerzeugung gesetzlich angeordnet werden.107 Dies umso mehr als gemäss den Motionen zwar keine Rahmenbewilligungen zum Bau neuer Kernkraftwerke erteilt wer- den dürfen und das Kernenergiegesetz entsprechend zu ändern ist. Die Motionen halten aber zudem fest, dass damit kein Technologieverbot erlassen wird. Ferner sind Kernkraftwerke (nur) dann stillzulegen, wenn sie den Sicherheitsvorschriften nicht mehr entsprechen (Ziff. 1, 1bis und 2). Was Artikel 89 Absatz 1 BV betrifft, so legt dieser energiepolitische Ziele fest, die untereinander in einem Spannungsverhältnis stehen. Die einzelnen Ziele sind gleichrangig. Es ist in erster Linie Sache des Gesetzgebers, allfällige Zielkonflikte bestmöglich zu lösen. So betrachtet steht Artikel 89 Absatz 1 BV dem Ausstieg aus der Kernenergie nicht entgegen. Die energiepolitischen Ziele nach Artikel 89 Absatz 1 BV behalten aber auch für die Neuaus- richtung der Energiepolitik, die der Ausstieg aus der Kernenergie erfordert, ihre Gültigkeit.108 Zusammenfassend ist festzustellen, dass Artikel 89 und 90 BV eine genügende Verfassungs- grundlage zur Änderung des KEG bieten, umso mehr als kein Verbot der Kerntechnologie gewollt ist. Eine Verfassungsänderung ist nicht nötig. Vereinbarkeit mit Grundrechten Einzelne Bestimmungen und Massnahmen des Energiegesetzes können Einschränkungen der Wirtschaftsfreiheit (Art. 27 und Art. 94 Abs. 1 BV) zur Folge haben.109 Die Eingriffsvoraus- setzungen nach Artikel 36 BV sind erfüllt. Die Regelungen im Energiegesetz liegen im Inte- resse an einer ausreichenden, breitgefächerten, sicheren, wirtschaftlichen und insbesondere umweltverträglichen Energieversorgung sowie an einem sparsamen und rationellen Energie- verbrauch. Die Massnahmen sind geeignet und erforderlich, um diese öffentlichen Interessen zu gewährleisten. Sie gehen nicht über das hinaus, was zum Erreichen der angestrebten Ziele vernünftigerweise getan werden muss und sind gemessen an diesen Zielen zumutbar. Unzu- lässig sind nach bundesgerichtlicher Rechtsprechung „wirtschaftspolitische oder standespoli- tische Massnahmen, die den freien Wettbewerb behindern, um gewisse Gewerbezweige oder Bewirtschaftungsformen zu sichern oder zu begünstigen. Zu vermeiden sind spürbare, durch das öffentliche Interesse nicht gerechtfertigte Wettbewerbsverzerrungen.110 Solche Regelun- gen finden sich im Energiegesetz nicht. Die vorgesehenen Massnahmen sind nicht wirt- schaftspolitisch motiviert. Des Weiteren finden sich in der Vorlage einzelne Regelungen, die Ungleichbehandlungen zur Folge haben können (so etwa die Rückerstattung des Netzzuschlags an Grossverbraucher). Die getroffenen Unterscheidungen beruhen jedoch auf sachlichen Gründen. Nach der Recht- sprechung des Bundesgerichts verletzt ein Erlass das Gebot der rechtsgleichen Behandlung nach Artikel 8 BV, wenn er rechtliche Unterscheidungen trifft, für die ein vernünftiger Grund in den zu regelnden Verhältnissen nicht ersichtlich ist, oder Unterscheidungen unterlässt, die sich auf Grund der Verhältnisse aufdrängen, wenn also Gleiches nicht nach Massgabe seiner Gleichheit gleich und Ungleiches nicht nach Massgabe seiner Ungleichheit ungleich behan- delt wird. Vorausgesetzt ist, dass sich die ungerechtfertigte Gleich- oder Ungleichbehandlung auf eine wesentliche Tatsache bezieht.111 Eine solche Ungleichbehandlung ist in keiner der neu vorgeschlagenen Normen gegeben.

107 Vgl. Gutachten des Bundesamtes für Justiz vom 8.8.2011, a.a.O., S. 9. 108 Gutachten des Bundesamtes für Justiz vom 8.8.2011, a.a.O., S. 2. 109 Vgl. dazu bereits die Botschaft zum Energiegesetz 1998, a.a.O., BBl 1996 IV 1154. 110 BGE 118 Ia 175 E. 1 sowie BGE 130 I 26 E. 6.3.3.1 111 BGE 125 II 326 E. 10b

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Verhältnis zu kantonalem Recht Gemäss Artikel 89 BV sind für gewisse energiepolitische Aufgaben vor allem die Kantone (Massnahmen im Gebäudebereich), für andere ausschliesslich der Bund (Energieverbrauchs- vorschriften für Anlagen, Fahrzeuge und Geräte) zuständig. Weitere Aufgaben fallen in den Kompetenzbereich sowohl der Kantone als auch des Bundes (Förderungsmassnahmen wie Information und Beratung oder Aus- und Weiterbildung sowie die verbraucherorientierte Förderung im Bereich rationeller und sparsamer Energieverwendung). Bund und Kantone müssen ihre energiepolitischen Aktivitäten daher aufeinander abstimmen und auf ein gemein- sames Ziel ausrichten.112 Der Grundsatz der Koordination wird in Artikel 5 Absatz 1 der Vorlage ausdrücklich genannt. Vermehrt soll auch die Planung im Bereich der Nutzung und des Ausbaus erneuerbarer Ener- gien koordiniert werden. Damit wird bezweckt, Standorte für Anlagen zu finden, die auf gesamtschweizerischem Konsens beruhen. Die Planung wird von den Kantonen gemeinsam vorgenommen; das UVEK wirkt koordinierend mit (Art. 12 Abs. 1 EnG). In Artikel 16 EnG werden die Kantone neu angewiesen, rasche Bewilligungsverfahren für den Bau von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien vorzusehen. Dieser Grundsatz, wie auch die anderen auf der Basis von Artikel 89 Absatz 2 BV getroffenen und im Energiegesetz festgelegten Leitli- nien in den Bereichen der Nutzung einheimischer und erneuerbarer Energien sowie des spar- samen und rationellen Energieverbrauchs, belassen den Kantonen erhebliche Gestaltungs- spielräume in der konkreten Ausgestaltung ihrer Gesetzgebung. Für Massnahmen betreffend den Verbrauch von Energie in Gebäuden sind vor allem die Kantone zuständig. Artikel 42 EnG beschränkt sich daher auf wenige Rechtssetzungsaufträge zu Handen der Kantone. Die Förderung der Kantone im Gebäudebereich umfasst die rationel- le Energienutzung und Gebäudetechnik, die Förderung der erneuerbaren Energien sowie die vermehrte Nutzung von Abwärme. Seit dem Jahr 2009 müssen die Kantone auch Vorschriften über Zielvereinbarungen mit Grossverbrauchern erlassen. Mit den Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich (MuKEn 2008) besteht ein von den Kantonen gestützt auf ihre Vollzugserfahrung gemeinsam erarbeitetes „Gesamtpaket“ energierechtlicher Vorschriften in diesen Bereichen. Der Bund unterstützt die Kantone bei der Umsetzung ihrer Aufgaben u.a. durch Finanzierung (mittels Globalbeiträgen), Koordination und die Erarbeitung von Grund- lagen und gesetzlichen Rahmenbedingungen. Ein Kanton erhält nur dann Globalbeiträge, wenn er über ein eigenes kantonales Förderprogramm verfügt. Diese Voraussetzung ist in allen Kantonen erfüllt. Insbesondere in den Bereichen Mobilität und Geräte ist dagegen die Unterstützung der Aktivi- täten des Bundes durch die Kantone mit geeigneten kantonalen Massnahmen wichtig. Die meisten Kantone verfügen über rechtliche Grundlagen oder ein Programm zur Unterstützung des öffentlichen Verkehrs. Im Bereich des Energieverbrauchs durch Elektrogeräte liegt es in der Zuständigkeit kantonaler (bzw. kommunaler) Behörden, Gebrauchsvorschriften, z.B. zeitliche Limiten und Leistungsgrenzen bei Beleuchtungen, beim Betrieb von elektrischen Anlagen oder bei der elektrischen Beheizung von Aussenräumen, zu erlassen.

5.2 Vereinbarkeit mit internationalen Verpflichtungen der Schweiz Die Schweiz ist im Bereich des Energierechts und des Handels mit Energieträgern an ver- schiedene multilaterale und bilaterale Verträge und Übereinkommen gebunden. Zu nennen ist

112 Botschaft zum Energiegesetz von 1998, a.a.O., BBl 1996 IV 1086.

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etwas der 1998 in Kraft getretenen Vertrag über die Energiecharta113, welcher die Schweiz verpflichtet, bei einer Wirtschaftstätigkeit im Energiebereich Marktverzerrungen und Wett- bewerbsbeschränkungen zu verringern und zu diesem Zweck Gesetze zu erlassen. Gemäss einem Zusatzprotokoll, dem Energiechartaprotokoll über Energieeffizienz und damit verbun- dene Umweltaspekte114, soll die Schweiz Strategien und politische Ziele zur Verbesserung der Energieeffizienz erarbeiten, die Umsetzung neuer Ansätze und Methoden zur Finanzierung von Investitionen in den Bereichen Energieeffizienz und energiebezogener Umweltschutz unterstützen und geeignete Energieeffizienzprogramme entwickeln. Im Bereich des Handels mit Energieträgern, Energie-Ausrüstungsgütern und Energiedienstleistungen gelten die grund- legenden Prinzipien der Welthandelsorganisation (WTO115) bzw. des allgemeinen Zoll- und Handelsabkommens (GATT116), so das Prinzip der Meistbegünstigung und der Inländerbe- handlung. Für den Handel Schweiz-EU mit Energieträgern und Energieausrüstungsgütern ist das Freihandelsabkommen mit der EG von 1972117 relevant. Es sieht insbesondere Zollfrei- heit auf Industrieprodukten vor und verbietet quantitative Einschränkungen und Massnahmen gleicher Wirkung sowie Diskriminierungen fiskalischer Natur. Die EFTA-Konvention118 enthält Regelungen zum freien Warenverkehr, zum Dienstleistungshandel und zum Schutz des geistigen Eigentums zwischen der Schweiz und den übrigen EFTA-Staaten. Zudem ver- fügt die Schweiz über ein Netz von 26 Freihandelsabkommen mit 35 Partnern ausserhalb der EU. Vorschriften bezüglich staatlicher Subventionen finden sich des Weiteren im Überein- kommen über Subventionen und Ausgleichsmassnahmen, welches Teil des Regelwerks der WTO bildet. Im Bereich des Klimaschutzes hat sich die Schweiz im Rahmen des Kyoto-Protokolls ver- pflichtet, ihre Treibhausemissionen im Zeitraum 2008 bis 2012 um acht Prozent gegenüber den Werten von 1990 zu senken. Ein Nachfolgeregime für das 2012 auslaufende Kyoto- Protokoll konnte bisher nicht beschlossen werden. Auf der UN-Klimakonferenz in Durban wurde entschieden, dass das Kyoto-Protokoll zunächst ab 1. Januar 2013 mit einer zweiten Verpflichtungsperiode verlängert werden soll, Reduktionsziele und Dauer der zweiten Ver- pflichtungsperiode sollen auf der 18. UN-Klimakonferenz in Katar Ende 2012 festgelegt werden. Das Schweizer Parlament verabschiedete am 23. Dezember 2011 die gesetzliche Grundlage für die Klimapolitik der Schweiz von 2013 bis 2020. Danach sind die Treibhaus- gasemissionen im Inland bis zum Jahr 2020 gegenüber 1990 gesamthaft um 20 Prozent zu verringern. Die Energiestrategie 2050 ist auf die Erfüllung und Einhaltung dieser internationalen Ver- pflichtungen ausgerichtet. Im neuen Energiegesetz werden bereits bestehende Massnahmen, mit welchen die Energieeffizienz und der Umweltschutz im Energiebereich gefördert werden, weitergeführt und zum Teil ausgebaut. Den Klimaschutz betreffend ist insbesondere darauf hinzuweisen, dass mit der Förderung von WKK-Anlagen kein Widerspruch zu den Verpflich- tungen in diesem Bereich geschaffen wird. Denn neu müssen WKK-Anlagen, die zur Teil- nahme am WKK-Vergütungssystem (vgl. Art. 31 EnG) berechtigt sind, ihre CO2-Emissionen grundsätzlich vollumfänglich kompensieren (Art. 22 Abs. 4bis CO2-Gesetz).

113 SR 0.730.0 114 SR 0.730.01 115 Abkommen vom 15. April 1994 zur Errichtung der Welthandelsorganisation, SR 0.632.20. 116 SR 0.632.21 117 Abkommen vom 22. Juli 1972 zwischen der Schweizerischen Eidgenossenschaft und der Europäi- schen Wirtschaftsgemeinschaft; SR 0.632.401. 118 Übereinkommen vom 4. Januar 1960 zur Errichtung der Europäischen Freihandelsassoziation, SR 0.632.31.

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Die internationalen Verpflichtungen im Bereich des grenzüberschreitenden Handels und des Beihilferechts stehen den Fördermechanismen des Energiegesetzes grundsätzlich nicht entge- gen. Im Übereinkommen über Subventionen und Ausgleichsmassnahmen wird zudem festge- legt, dass Subventionen nur dann anfechtbar sind, wenn sie spezifisch sind, d.h. der Zugang zur Subvention ausdrücklich auf bestimmte Unternehmen und Sektoren beschränkt ist. Die Beurteilung der handelsrechtlichen Konformität der verschiedenen Massnahmen muss daher im Einzelfall erfolgen. Beim Erlass von Ausführungsbestimmungen und beim Vollzug des Gesetzes ist darauf zu achten, dass die Konformität mit den internationalen Regeln gewahrt bleibt.

5.3 Erlassform Die Vorlage beinhaltet wichtige rechtsetzende Bestimmungen, die nach Artikel 164 Absatz 1 BV in der Form des Bundesgesetzes zu erlassen sind. Das Energiegesetz folgt demzufolge dem Verfahren der einfachen Gesetzgebung.

5.4 Unterstellung unter die Ausgabenbremse Gemäss Artikel 159 Absatz 3 Buchstabe b BV bedürfen Subventionsbestimmungen sowie Verpflichtungskredite und Zahlungsrahmen, die neue einmalige Ausgaben von mehr als 20 Millionen Franken oder neue wiederkehrende Ausgaben von mehr als zwei Millionen Franken nach sich ziehen, der Zustimmung der Mehrheit der Mitglieder beider Räte. Gemäss den Empfehlungen zur Umsetzung der Ausgabenbremse des Eidgenössischen Finanzdepartements soll die Ausgabenbremse neue Ausgaben ohne Rücksicht auf deren Finanzierung erfassen. Eine Privilegierung von Ausgaben, die durch zweckgebundene Einnahmen gedeckt werden können, ist nicht gerechtfertigt. Auch wenn solche Ausgaben das Ergebnis der Finanzrech- nung nicht verschlechtern, auferlegen sie doch dem Bürger und der Wirtschaft eine zusätzli- che Last. Bei der Finanzierung der nicht durch Marktpreise gedeckten Kosten für die Vergütung im Einspeisevergütungssystem nach Artikel 18, der Kosten der wettbewerblichen Ausschreibun- gen nach Artikel 33 und der Verluste aus Geothermie-Garantien nach Artikel 34 entfällt der Kostendeckel (vgl. Art. 36 EnG), wodurch mit neuen wiederkehrenden Ausgaben von weit mehr als zwei Millionen Franken zu rechnen ist. Mit den Fördermassnahmen nach den Artikeln 47 bis 53 des Energiegesetzes wird das bishe- rige Fördersystem weitergeführt. Indessen fliessen gemäss dem neuen Artikel 34 CO2-Gesetz, Variante 2, höhere Beträge aus dem Ertrag der CO2-Abgabe in die Globalbeiträge des Bundes an die Kantone. Diesbezüglich handelt es sich um neue wiederkehrende Ausgaben von bis zu 150 Millionen Franken.

5.5 Einhaltung der Grundsätze des Subventionsgesetzes Einmalvergütung Photovoltaik Einmalige Beiträge für kleine Photovoltaik-Anlagen nach Artikel 28 EnG (Einmalvergütun- gen) sind Finanzhilfen nach Artikel 3 Absatz 1 des Subventionsgesetzes. Im Rahmen der Energiestrategie 2050 soll die Nutzung von einheimischen erneuerbaren Energien massiv gesteigert werden. Photovoltaik-Anlagen können in Zukunft einen nicht unerheblichen Bei-

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trag zur Erfüllung der Ausbauziele gemäss Artikel 2 Absatz 1 des Energiegesetzes leisten. Die Förderung ist aufgrund des Marktversagens in Bezug auf erneuerbare Energien notwendig Die Einmalvergütungen treten bei kleine Photovoltaik-Anlagen an die Stelle des vorher gel- tenden Modells der Einspeisevergütung. Die Beitragsgewährung soll in einem schlanken Verfahren erfolgen, das gegenüber dem bisherigen System effizienter und einfacher zu hand- haben ist. Gleichzeitig werden mit einmaligen Beiträgen die Höhe der Subvention wie auch die Kosten des Vollzugs reduziert. Die Anforderungen an die zu unterstützenden Anlagen werden vom Bundesrat nach transparenten Kriterien festgelegt. Die Mittel, die jährlich für Einmalvergütungen eingesetzt werden, sind begrenzt. Die Kontingente werden vom Bundes- amt für Energie festgelegt. Es orientiert sich dabei an Richtwerten, die für das Jahr 2020 gesetzlich bestimmt sind und für die Jahre 2035 und 2050 vom Bundesrat festgelegt werden. Die Einmalvergütung beträgt höchstens 30 Prozent der bei der Inbetriebnahme massgeblichen Investitionskosten von Referenzanlagen. Die Empfänger der Finanzhilfe müssen demnach eine Eigenleistung im Umfang von mindestens 70 Prozent erbringen. Förderung der Information, Beratung, Aus- und Weiterbildung, Energie- und Abwärmenutzung Die Fördermassnahmen nach den Artikeln 47 bis 53 haben im Vergleich zur bisher geltenden Fassung des Energiegesetzes nur geringfügige inhaltliche Änderungen erfahren. Gemäss dem Subventionsbericht des Bundesrates vom 30. Mai 2008119 sind diesbezüglich die Grundsätze des Subventionsrechts eingehalten. Es werden Projekte und Programme unterstützt, die der Information und Beratung von Öffent- lichkeit und Behörden über die umweltverträgliche und wirtschaftliche Energieversorgung, über rationelle Energienutzung sowie über die Nutzung der erneuerbaren Energien dienen (Art. 47 EnG). Zudem fördert der Bund die entsprechenden Aus- und Weiterbildungspro- gramme (Art. 48 EnG). Im Rahmen von Artikel 50 Energiegesetz werden in erster Linie Förderprogramme der Kantone für rationelle Energienutzung und erneuerbare Energien unterstützt. Diese Subventionen sind ein integraler Bestandteil des Programms Ener- gieSchweiz; seit dem Jahr 2010 erfolgt die Förderung vorwiegend mittels eines Teils des Ertrags der CO2-Abgabe. Die Förderung soll einen Beitrag zur Erreichung der Verbrauchszie- le, der Ausbauziele für Elektrizität aus erneuerbaren Energien sowie der Klimaziele leisten. Die Finanzierung erfolgt in erster Linie im Rahmen von Globalbeiträgen an die Kantone. Die gewährten Globalbeiträge werden gemäss einem Verteilschlüssel zugeteilt, der – soweit möglich – die Wirksamkeit der Massnahmen berücksichtigt. Sie unterliegen einem Verwen- dungsnachweis und einer Evaluation. Die Kantone müssen die Beiträge um mindestens den gleichen Betrag erhöhen. Bei der Finanzierung von Einzelprojekten belaufen sich die Beiträge auf 40 Prozent, ausnahmsweise 60 Prozent der anrechenbaren Kosten. Die Bedingungen für die subventionierten Leistungen werden durch Verfügung festgelegt und vom Bundesamt für Energie periodisch ausgewertet. Forschungsförderung Im Bereich der Grundlagenforschung, der anwendungsorientierten Forschung und der for- schungsnahen Entwicklung neuer Energietechnologien (Art. 49 EnG) wird die Förderung, wie sie bisher stattgefunden hat, weitergeführt. Auch bezüglich diesen Subventionen besteht gemäss dem Subventionsbericht 2008120 kein Handlungsbedarf, da die Grundsätze des Sub- ventionsrechts eingehalten sind.

119 BBl 2008 6229 ff., 6708 und 6714 120 BBl 2008 6710 f.

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Die Energieforschung ist langfristig von Bedeutung, weil durch die Entwicklung neuer Tech- nologien Umweltbelastungen reduziert und zudem auch volkswirtschaftliche Impulse gesetzt werden. Da die Energiepreise heute die externen Kosten (Klimawandel, Gesundheitskosten, usw.) ungenügend berücksichtigen und die Entwicklung und Einführung neuer Energietech- nologien in der Regel lange dauern, ist das Risiko für die Wirtschaft oft zu gross, Forschung im Energiebereich zu betreiben. Die Steuerung der Bundesbeiträge erfolgt über die jährlichen Kredite. Berücksichtigt werden nur Projekte, die dem Energieforschungskonzept des Bundes sowie den diesbezüglichen Richtlinien entsprechen und für die nur ungenügende andere Finanzierungsquellen zur Verfü- gung stehen. Die Leistungen des Bundes sind subsidiär. Forschungsprojekte gemäss Artikel 49 Absatz 2 Energiegesetz (insbesondere Pilot- und Demonstrationsanlagen und -projekte) werden mit Beiträgen von 40 Prozent, ausnahmsweise 60 Prozent, der anrechenbaren Kosten unterstützt.

5.6 Delegation von Rechtsbefugnissen Das neue Energiegesetz enthält, wie bereits das Energiegesetz von 1998, gestützt auf Artikel 182 BV verschiedene Delegationsnormen zum Erlass von Verordnungsrecht. Diese Rechtset- zungsermächtigungen beschränken sich jeweils auf einen bestimmten Regelungsgegenstand und sind nach Inhalt, Zweck und Ausmass hinreichend konkretisiert.121 Dies gilt auch für die neuen Delegationsbestimmungen. Solche finden sich insbesondere im Bereich der Ausbau- und Verbrauchsziele und anderer Zielvorgaben (Art. 2 Abs. 3, Art. 4 Abs. 3, Art. 43), der Festlegung von (Grenz-)Werten, Vergütungssätzen und Vergütungshöhen (Art. 14 Abs. 4,

Art. 20 Abs. 2, Art. 21 Abs. 3 und 4, Art. 29 Abs. 1, Art. 32 Abs. 3 und 4), der Erhebung und Bearbeitung von Daten (Art. 39 Abs. 3, Art. 61, Art. 62) und in Bezug auf den Erlass von Detailregelungen im Rahmen des Einspeisevergütungssystems, der Auktionen, der Einmal- vergütung Photovoltaik, des WKK-Vergütungssystems und der Rückerstattung des Netzzu- schlags (Art. 18 Abs. 4, Art. 22 Abs. 2, Art. 25 Abs. 4, Art. 29 Abs. 1, Art. 31 Abs. 3, Art. 39 Abs. 3, Art. 38 Abs. 5). Mit diesen Delegationen soll der Gesetzestext von Bestimmungen mit hohem Konkretisie- rungsgrad entlastet werden. Bei den vom Bundesrat festzulegenden Regelungen handelt es sich zudem zum grossen Teil um Inhalte, bei denen rasche Anpassungen nötig sein können, um den sich ändernden Marktverhältnissen oder technischen Entwicklungen Rechnung zu tragen. Der Gesetzesentwurf wird deswegen in den genannten Bereichen darauf beschränkt, den Regelungsgegenstand zu umschreiben. Artikel 15 Absatz 1 und Artikel 55 Absatz 1 EnG beinhalten zusätzlich begrenzte Subdelega- tionsmöglichkeiten an das Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK). Schliesslich enthält die Vorlage auch einige Subdelegationen an das Bundesamt für Energie in technischen Angelegenheiten.

5.7 Datenschutz Das Bundesamt für Energie trägt bei seiner Tätigkeit den verfassungsmässig garantierten Persönlichkeitsrechten, die im Bundesgesetz über den Datenschutz (DSG122) konkretisiert

121 Vgl. Botschaft zum Energiegesetz von 1998, a.a.O., BBl 1996 IV 1155. 122 SR 235.1

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werden, Rechnung. Gemäss Artikel 17 DSG dürfen Organe des Bundes Personendaten bear- beiten, wenn dafür eine gesetzliche Grundlage besteht. Für die Bearbeitung besonders schüt- zenswerter Personendaten sowie von Persönlichkeitsprofilen bedarf es in der Regel einer ausdrücklichen Regelung in einem Gesetz im formellen Sinn. Die Berechtigung des Bundes- amts für Energie zur Bearbeitung von Personendaten unter Einschluss von besonders schüt- zenswerter Daten über strafrechtliche Verfolgungen und Sanktionen sowie zu deren elektroni- scher Aufbewahrung wird in Artikel 61 der Vorlage verankert. Dies Bestimmung wird redaktionell und inhaltlich leicht angepasst. Artikel 39 Absatz 2 und 3 EnG enthält zusätzlich eine spezifische Rechtsgrundlage für die Erhebung und Bearbeitung von Daten, die für den Vollzug des WKK-Vergütungssystems notwendig sind. Die Norm bildet namentlich auch die Grundlage für den „Zugriff“ auf solche Daten, was insbesondere von Bedeutung sein wird, wo für den Vollzug die im Rahmen des Herkunftsnachweises erhobenen Daten beigezogen werden sollen. Auch für die Bekanntgabe von Personendaten durch Bundesorgane bedarf es gemäss Artikel 19 DSG einer gesetzlichen Grundlage. Diese muss sich ausdrücklich auf die Bekanntgabe, also auf die Weitergabe oder Veröffentlichung der Daten an Dritte, beziehen. Artikel 19 DSG gilt sowohl für den Datenaustausch zwischen Bundesorganen wie auch für die Weitergabe von Daten an kantonale, kommunale und ausländische Behörden und an private Personen im In- und Ausland.123 Eine solche spezifische Rechtsgrundlage wird neu in Artikel 62 EnG betreffend die Herausgabe und Veröffentlichung von Daten der Unternehmen der Energie- wirtschaft eingeführt. (■)

123 Vgl. Botschaft zum Bundesgesetz über den Datenschutz, BBl 1988 II 413, 469.

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