Verordnungsänderungen im Bereich des Bundesamts für Energie (BFE) mit Inkrafttreten am 1. Juli 2026

Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK

September 2025

Erläuternder Bericht zur Revision vom Mai 2026 der Energieverordnung

1.3 Prioritätenordnung für Abgeltungen zur ökologischen Sanierung von Wasserkraftanlagen..1 4. Vereinbarkeit mit internationalen Verpflichtungen der Schweiz und Verhältnis zum europäischen

1. Grundzüge der Vorlage

1.1 Herkunftsnachweise für Brenn- und Treibstoffe

Im Vollzug hat sich gezeigt, dass bei den per 1. Januar 2025 in Kraf t getretenen Bestimmungen zum Herkunf tsnachweissystem für Brenn- und Treibstoffe verschiedenen Aspekte präzisiert werden sollten: Dies betrifft die Unterscheidung zwischen dem Import von Brenn- und Treibstoffen mit den zugehörigen Herkunf tsnachweisen und den Import allein von Herkunftsnachweisen für erneuerbare Gase, Entkopp- lungsmöglichkeit zwischen den physischen Flüssen und den Herkunf tsnachweisen innerhalb einer Stoffgruppe und unterschiedliche Entwertungsfristen je nach Verwendung des Energieträgers. Aus die- sen Gründen werden Anpassungen an verschiedenen Stellen in der Energieverordnung vom 1. Novem- ber 2017 (EnV; SR 730.01) vorgenommen.

1.2 Abnahme- und Vergütungspflicht

Im Rahmen der Beratungen zum so genannten Beschleunigungserlass wird das Parlament voraussicht- lich in der Herbstsession 2025 das Energiegesetz vom 30. September 2016 (EnG; SR 730.0) anpassen und Änderungen bei der Abnahme- und Vergütungspflicht nach Artikel 15 beschliessen. Für den Fall, dass sich Netzbetreiber und Produzenten nicht über eine Vergütung einigen können, soll die Vergütung neu dem stündlichen bzw. zukünftig viertelstündlichen Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung ent- sprechen. Die Anpassung ist nötig, da die Schweizer Photovoltaikproduktion stark anwächst. 2024 wurde bereits über 10 Prozent des Schweizerischen Stromverbrauchs mit Elektrizität aus Photovoltaik- anlagen gedeckt und der Branchenverband Swissolar geht für 2025 bereits von 14 Prozent aus. Damit verbunden sind Stromüberschüsse an sonnigen Tagen, insbesondere über Mittag. Dies f ührt aktuell dazu, dass es jedes Jahr mehr Stunden gibt, in denen die Marktpreise negativ sind. Im Jahr 2023 betrug deren Anzahl noch 73 Stunden oder 0,8 Prozent aller Stunden, im Jahr 2024 bereits 292 Stunden bzw. 3 Prozent. Mit der neuen Regelung wird ein Anreiz gesetzt, zu Zeiten negativer Preise weniger einzu- speisen. Gleichzeitig können Produzenten damit Schwankungen des Marktpreises zu ihrem Vorteil aus- nutzen, indem sie z. B. Elektrizität bei niedrigen Preisen in Batterien speichern und bei hohen Markt- preisen die Batterien wieder entladen. Um die Produzenten mit Anlagen mit einer Leistung von weniger als 150 kW vor zu tief en Marktpreisen zu schützen, gelten die Minimalvergütungen gemäss Artikel 15 Absatz 1bis EnG. Für den Fall, dass der mittlere Marktpreis für eine gewisse Periode («Referenz-Markt- preis») tief er liegt als die jeweilige Minimalvergütung, wird die Differenz zwischen Referenz-Marktpreis und Minimalvergütung vom Netzbetreiber an den Produzenten nach der Periode ausbezahlt. Dieses Prinzip entspricht dem der gleitenden Marktprämie beziehungsweise dem des Einspeisevergütungssys- tems mit Direktvermarktung. Voraussetzung f ür eine Abrechnung zu den sich stündlich und zukünftig viertelstündlich ändernden Marktpreisen ist eine Lastgangmessung und entsprechende Verrechnungs- systeme auf Seiten der Netzbetreiber. Nach Auskunft der Branche können nicht alle Netzbetreiber bis zum voraussichtlichen Inkrafttreten dieser Verordnung am 1. Juli 2026, eine solche Abrechnung sicher-

stellen. Daher sieht der Bundesrat in einer Übergangsbestimmung vor, dass diejenigen Anlagen die noch nicht über ein intelligentes Messsystem verfügen, bis zum 31. Dezember 2027 zum Ref erenz- Marktpreis (beziehungsweise zur Minimalvergütung, f alls diese höher liegt) abgerechnet werden kön- nen. Gleichzeitig werden die Netzbetreiber im Rahmen dieser Revision mit einer Anpassung der Strom- versorgungsverordnung verpflichtet, bei Erzeugungsanlagen, die unter die Abnahme- und Vergütungs- pf licht nach Artikel 15 EnG f allen, bis Ende 2027 intelligente Messesysteme zu installieren.

1.3 Prioritätenordnung für Abgeltungen zur ökologischen Sanie-

rung von Wasserkraftanlagen Artikel 31 EnV regelt, nach welcher Reihenf olge Abgeltungen nach Art ikel 34 EnG zur ökologischen Sanierung von Wasserkraftanlagen ausbezahlt werden, wenn die eingereichten Gesuche die verfügba- ren Mittel übersteigen. Bis anhin bestimmt Artikel 31 EnV als alleiniges Kriterium das Datum der Ge-

suchseinreichung bei der kantonalen Behörde als Vorgabe für die Prioritätenordnung, wenn die einge- reichten Gesuche um Entschädigung der Kosten der Sanierungsmassnahmen die verf ügbaren Mittel übersteigen. Neu soll diese Vorgabe dahingehend ergänzt werden, dass die Entschädigung von bereits angef allenen Planungskosten sowie Mehrkosten f ür bereits zugesicherte Massnahmen der Priorisie- rung nach Zeitpunkt der Gesuchseinreichung vorgehen.

2. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf

Bund, Kantone und Gemeinden Die Änderungen haben keine finanziellen, personellen oder weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden.

3. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft

Die Änderungen zur Abnahme- und Vergütungspflicht bedeuten eine stärkere Exposition der Produzen- ten von Elektrizität aus Photovoltaikanlagen gegenüber den Marktpreisen. Einspeisung zu geringen oder negativen Marktpreisen wird bestraft und umgekehrt. Damit wird eine marktgerechte Einspeisung angeregt und die Integration der Elektrizität aus Photovoltaik in das Stromsystem verbessert. Dies be- deutet aber auch einen höheren Auf wand auf Seiten der Produzenten, die ihre Anlagen steuern müs- sen, um auf Marktsignale zu reagieren.

4. Vereinbarkeit mit internationalen Verpflichtungen der

Schweiz und Verhältnis zum europäischen Recht Die Revisionsvorlage enthält keine Bestimmungen, welche mit den bestehenden internationalen Ver- pf lichtungen der Schweiz, einschliesslich den aus den bilateralen Abkommen zwischen der Schweiz und der EU resultierenden Verpf lichtungen, nicht vereinbar sind.

5. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen

Von den Pflichten nach Abs. 2 sind Importeure befreit, die über einen ausländischen Herkunftsnachweis verf ügen. Dies weil die Produktionsanlage im Produktionsland, in dem der ausländische Herkunftsnach- weis ausgestellt wurde, schon registriert ist und die notwendigen Informationen auf den ausländischen Herkunf tsnachweisen ersichtlich sind. Von diesen Pflichten befreit werden sollen neu auch andere aus- ländische Zertif ikate, die dieselben Inf ormationen wie Herkunf tsnachweise enthalten. Nicht nur Importeure von ausländischen Herkunftsnachweisen für erneuerbare Gase und anderen aus- ländischen Zertifikaten f ür erneuerbare Gase ohne den dazugehörigen physischen Import der Waren müssen diese bei der Vollzugsstelle erf assen lassen. Auch Importeure von Brenn- und Treibstoffen, das heisst solche, die die Ware über die Grenze bringen, müssen die ausländischen Herkunftsnach- weise bei der Vollzugsstelle erfassen lassen, wenn bereits HKN für diese importierte Ware im Produk- tionsland ausgestellt wurden. Nur somit kann sichergestellt werden, dass keine Doppelvermarktung der Energiemengen stattf indet. Art. 4c Abs. 1 Bst. abis und b, 3 sowie 4 Der neue Buchstabe abis von Absatz 1 regelt die Entwertung von erneuerbarem und nicht erneuerbarem Wasserstoff. Immer, wenn Wasserstoff an Endverbraucherinnen oder Endverbraucher oder an Tank- stellen abgegeben wird, müssen auch Wasserstoff-HKN entwertet werden. Die HKN und die physische

Ware können dabei separat gehandelt werden. Daher ist es möglich eine Lieferung von nicht erneuer- barem Wasserstoff mit HKN für erneuerbaren Wasserstoff zu «begrünen». Umgekehrt kann eine Liefe- rung von erneuerbarem Wasserstoff ohne ökologischen Mehrwert verkauft werden – in diesem Fall wird ein HKN f ür nicht erneuerbaren Wasserstoff entwertet. Wasserstoff, der ins Gasnetz eingespeist wurde, kann mittels HKN an Endverbraucherinnen und Endverbraucher abgegeben werden, die aus dem Gas- netz Gas in einer anderen Zusammensetzung beziehen. Die Entwertung der Stoffgruppe Wasserstoff wird aus zwei Gründen neu explizit geregelt. Erstens gibt es im Unterschied zu den anderen Brenn- und Treibstoffen im Bereich Wasserstoff eine Vollerfassung. Das heisst, das HKN-System erfasst sowohl erneuerbaren als auch nicht erneuerbaren Wasserstoff. Es braucht also auch eine Entwertungspflicht für nicht erneuerbaren Wasserstoff. Zweitens wird Wasser- stoff neu aus dem Geltungsbereich von Absatz 1 Buchstabe b ausgenommen und muss deshalb neu geregelt werden (vgl. unten).

In Absatz 1 Buchstabe b wird der Begriff «gasförmige Brenn- und Treibstoffe» durch «Biogas und Me- than aus anderen erneuerbaren Energieträgern» ersetzt. Der Begriff «gasförmige Brenn- und Treib- stoffe» umfasste auch Wasserstoff. Es hat sich aber gezeigt, das s die Entkopplung der physischen Flüsse von den HKN auch f ür Wasserstoff möglich ist, der nicht ins Gasnetz eingespeist wird. Wie bei den anderen Energieträgern ist die Entkopplung nur innerhalb der Stoffgruppe möglich. D as heisst mit einem HKN f ür erneuerbaren Wasserstoff kann Wasserstoff nicht erneuerbarer Herkunf t begrünt wer- den. Mit einem HKN f ür erneuerbaren Wasserstoff kann aber beispielsweise kein Erdgas begrünt wer- den.

Die Fristen in Absatz 3 werden auf grund der Erfahrungen im Vollzug angepasst. Es hat sich gezeigt, dass auf grund der Vorgaben im Rahmen des Vollzugs der Mineralölsteuererleichterung eine quartal- weise Entwertung nur f ür erneuerbares Gas zur Verwendung als Treibstoff notwendig ist. Bei den an- deren Energieträgern reicht eine jährliche Entwertung. Eine Entwertung in kürzeren Zeitabständen ist – z.B. auf grund eines Kundenwunsches – natürlich möglich.

Absatz 4 wird gestrichen, weil es mit den neuen Entwertungsfristen in Absatz 3 keine abweichende Entwertungsfristen mehr braucht für Herkunftsnachweise oder Herkunftszertifikate für ausländische er- neuerbare Gase, die auf dem freiwilligen Markt eingesetzt werden. Es gelten die gleichen Fristen wie in Absatz 3. Die Entwertungspflicht für Herkunftsnachweise oder Herkunftszertifikate für ausländische er- neuerbare Gase, die auf dem f reiwilligen Markt eingesetzt werden, ist in Absatz 1 Bst. a geregelt.

Art. 12 Vergütung Artikel 12 wurde mit der Revision der Ausführungsbestimmungen zum Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien per 1. Januar 2026 geändert (noch nicht in Kraft). Nun soll er mit dieser Vorlage erneut revidiert werden, da Artikel 15 EnG – wie er voraussichtlich in der Herbst- session 2025 verabschiedet wird – neu vorsieht, dass der im Rahmen der Abnahme- und Vergütungs- pf licht eingespeiste Strom zum Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung zu vergüten ist. Artikel 12 Absatz 1 EnV präzisiert nun, dass der «Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung» neu für alle Produk- tionsanlagen dem Preis des Spotmarkts im Day-Ahead-Handel für das Marktgebiet Schweiz entspricht. Der neue Artikel 15 Absatz 1bis EnG sieht vor, dass der Produzent Anspruch auf den Differenzbetrag hat, wenn der Ref erenz-Marktpreis nach Artikel 23 EnG unter den Minimalvergütungen liegt. Artikel 12 Absatz 2 EnV präzisiert daher, dass der für die Ermittlung des Differenzbetrags massgebende Referenz- Marktpreis dem vierteljährlich gemittelten Referenz-Marktpreis nach Artikel 15 Absatz 1 der Energieför- derungsverordnung vom 1. November 2017 (EnFV; SR 730.03) entspricht. In Absatz 3 ist der Verweis auf Artikel 8a der Stromversorgungsverordnung nicht mehr korrekt. Gemäss der geltenden Verordnung müsste Absatz 4 auf Artikel 8asexies verweisen. Diese Bestimmung der Strom- versorgungsverordnung wird jedoch per 1. Januar 2026 nochmals verschoben und zu Artikel 8adecies. Zudem muss in Bezug auf die Festlegung der Pauschale neu zusätzlich auf Art. 12a verwiesen werden.

Art. 12a Minimalvergütungen Die Höhe der Minimalvergütungen für Anlagen mit einer Leistung von weniger als 150 kW wird inhaltlich nicht angepasst, sondern in einen eigenen Artikel 12a ausgelagert. Der Vollständigkeit halber sei hier erwähnt, dass die Minimalvergütung nicht als effektiver Betrag pro kWh eingespeiste Elektrizität vergü- tet wird. Vielmehr wird in einem ersten Schritt die Elektrizität zum Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspei- sung vergütet. Lag der Ref erenz-Marktpreis (im vorangehenden Quartal) unter der Minimalvergütung nach diesem Artikel, hat der Produzent zusätzlich Anspruch auf den Differenzbetrag zwischen der Mi- nimalvergütung und dem Referenz-Marktpreis (Art. 15 Abs. 1bis 4. Satz EnG in der Fassung der Fahne zum Geschäf t 23.051 n Energiegesetz. Änderung [Beschleunigungserlass] vom 24. Juni 2025).

Art. 31 Prioritätenordnung Artikel 31 EnV regelt, nach welcher Reihenfolge Abgeltungen nach Artikel 34 EnG ausbezahlt werden, wenn die eingereichten Gesuche die verf ügbaren Mittel übersteigen. Das Subventionsgesetz vom 5. Oktober 1990 (SR 616.1) spricht in diesem Zusammenhang von einer Prioritätenordnung, weshalb die Sachüberschrift von Artikel 31 von «Auszahlungsplan» in «Prioritätenordnung» geändert wird. Bis anhin bestimmt Artikel 31 EnV als alleiniges Kriterium das Datum der Gesuchseinreichung bei der kantonalen Behörde als Vorgabe für die Prioritätenordnung, wenn die eingereichten Gesuche um Ent- schädigung der Kosten der Sanierungsmassnahmen die verfügbaren Mittel übersteigen. Neu soll diese Vorgabe dahingehend ergänzt werden, dass die Entschädigung von bereits angefallenen Planungskos- ten oder Mehrkosten f ür bereits zugesicherte Massnahmen der Priorisierung nach Zeitpunkt der Ge- suchseinreichung vorgehen. Sind Gesuche innerhalb dieser Priorisierung gleichzeitig eingereicht wor- den, entscheidet das BAFU nach sachgerechten Kriterien. Dies ist insbesondere die wirtschaftliche Zu- mutbarkeit für den Kraftwerkinhaber, die bereits angefallen Kosten weiter vorzufinanzieren. Dabei wird beurteilt, ob der betreffende Betrag im Hinblick auf die finanzielle Liquidität des Kraftwerkinhabers oder der Kraf twerkinhaberin unter Berücksichtigung seiner bzw. ihrer Grösse und/oder Rechtsform eine grös- sere oder geringere Belastung darstellt. Wurde bereits mit der Projektierung begonnen, werden diese Kosten in den meisten Fällen von den Kraf twerksinhabern vorfinanziert. Übersteigen die eingereichten Gesuche die verfügbaren Mittel, kön- nen wenige teure Projekte, deren zukünftige Kosten zugesichert werden, über einen längeren Zeitraum eine Auszahlung dieser Projektierungskosten blockieren und die Vorfinanzierung über mehrere Jahre andauern. Daher ist eine Ausnahmeregelung sinnvoll, welche die Zusicherung von bereits entstandenen Kosten durch die Prioritätenordnung privilegiert. Dasselbe gilt für begründete und wesentliche Mehrkos- ten bei bereits zugesicherten Sanierungsmassnahmen, wenn sich die Massnahme bereits in Umset- zung bef indet. Für die vorgeschlagene Privilegierung von angefallenen Planungskosten und unvorhergesehen Mehr- kosten soll ein Kontingent von 50 Millionen Schweizer Franken bereitgestellt werden.

Art. 80c Übergangsbestimmung zur Änderung vom xx. Monat 2026 Für diejenigen Anlagen, die beim Inkrafttreten der Änderung von Artikel 12 noch nicht mit einem intelli- genten Messsystem ausgestattet sind, muss die Vergütung nicht dem Preis des Spotmarkts im Day- Ahead-Handel für das Marktgebiet Schweiz entsprechen. Die Abrechnung der Einspeisung dieser An- lagen erf olgt stattdessen zum Ref erenz-Marktpreis, d.h. dem vierteljährlich gemittelten Marktpreis, be- ziehungsweise zur Minimalvergütung. Dies entspricht der Regelung, die am 1. Januar 2026 in Kraft tritt. Sobald jedoch ein intelligentes Messsystem installiert ist, erfolgt die Vergütung nach neuem Recht. Da Erzeugungsanlagen gestützt auf den neuen Artikel 8adecies Absatz 7 StromVV spätestens ab dem 1. Ja- nuar 2028 mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sein müssen, gilt diese Übergangsregelung längstens bis Ende 2027.