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Amends: Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich (SR 730.05, 2006-762), Energieverordnung (SR 730.01, 1999-28)

Basic act of: Stromversorgungsverordnung (SR 734.71, 2008-226)

AS 2008 1223

Stromversorgungsverordnung
(StromVV)

vom 14. März 2008

Der Schweizerische Bundesrat,
gestützt auf Artikel 30 Absatz 2 des Stromversorgungsgesetzes vom23. März 2007 1 2F

(StromVG),
verordnet:

1. Kapitel: Allgemeine Bestimmungen

Art. 1 Gegenstand und Geltungsbereich

Diese Verordnung regelt die erste Phase der Strommarktöffnung, in welcher die festen Endverbraucher keinen Anspruch auf Netzzugang nach Artikel 13 Absatz 1 StromVG haben.

Das mit der Frequenz16,7 Hz und auf der Spannungsebene 132 kV betriebene Übertragungsnetz der schweizerischen Eisenbahnen untersteht dem StromVG, soweit dieses bezweckt, die Voraussetzungen für eine sichere Elektrizitätsversorgung zu schaffen. Anwendbar sind insbesondere Artikel 4 Absatz 1 Buchstaben a und b,8, 9 und 11 StromVG.

Das mit der Frequenz16,7 Hz und auf der Spannungsebene 132 kV betriebene Übertragungsnetz der schweizerischen Eisenbahnen gilt als Endverbraucher im Sinne des StromVG und dieser Verordnung. Seine mit dem 50 Hz-Übertragungsnetz verbundenen Ein- bzw. Ausspeisepunkte gelten als ein einziger Ein- bzw. Ausspeisepunkt.

Das StromVG und diese Verordnung gelten auch für grenzüberschreitende Elektrizitätsleitungen des Übertragungsnetzes, die mit Gleichstrom betrieben werden, und die erforderlichen Nebenanlagen.

Art. 2 Begriffe

In dieser Verordnung bedeuten:

  1. Fahrplan: in Leistungsmittelwerten vereinbarte Zeitreihe über die Lieferung bzw. den Bezug von elektrischer Energie in einem bestimmten Zeitraum;

  2. Ausgleichsenergie: Elektrizität, die zum Ausgleich der Differenz zwischen dem effektiven Bezug bzw. der Lieferung einer Bilanzgruppe und deren Bezug bzw. deren Lieferung nach Fahrplan in Rechnung gestellt wird;

SR 734.71

  1. Ein- bzw. Ausspeisepunkt: Netzpunkt, an welchem ein eingehender bzw. ausgehender Energiefluss erfasst und gezählt oder registriert wird (Messpunkt);

  2. Bilanzmanagement: Gesamtheit der technischen, organisatorischen und abrechnungstechnischen Massnahmen zur ständigen Aufrechterhaltung der elektrischen Energie- und Leistungsbilanz im Elektrizitätssystem; dazu gehören insbesondere Fahrplanmanagement, Messdatenmanagement und Bilanzausgleichsmanagement;

  3. Bilanzgruppe: rechtlicher Zusammenschluss von Teilnehmern am Elektrizitätsmarkt, um gegenüber der nationalen Netzgesellschaft eine gemeinsame Mess- und Abrechnungseinheit innerhalb der Regelzone Schweiz zu bilden;

  4. Endverbraucher mit Grundversorgung: feste Endverbraucher und Endverbraucher, die auf den Netzzugang verzichten (Artikel 6 Absatz 1 StromVG).

Zum Übertragungsnetz gehören insbesondere auch:

  1. Leitungen inklusive Tragwerke;

  2. Kuppeltransformatoren, Schaltanlagen, Mess-, Steuer- und Kommunikationseinrichtungen;

  3. gemeinsam mit anderen Netzebenen genutzte Anlagen, die mehrheitlich im Zusammenhang mit dem Übertragungsnetz genutzt werden oder ohne die das Übertragungsnetz nicht sicher oder nicht effizient betrieben werden kann;

  4. Schaltfelder vor dem Transformator beim Übergang zu einer anderen Netzebene oder zu einem Kraftwerk.

2. Kapitel: Versorgungssicherheit

Art. 3 Netzanschluss

Die Netzbetreiber legen transparente und diskriminierungsfreie Richtlinien für die Zuordnung von Endverbrauchern, Elektrizitätserzeugern und Netzbetreibern zu einer bestimmten Netzebene sowie für die minimale Qualität der Elektrizitätslieferung pro Netzebene fest.

Sielegen entsprechende Richtlinien für die Abgeltung beim Wechsel von Anschlüssen fest.

Über Streitfälle betreffend die Zuordnung von Endverbrauchern, Elektrizitätserzeugern und Netzbetreibern sowie die Abgeltung beim Wechsel von Anschlüssen entscheidet die Elektrizitätskommission (ElCom).

Art. 4 Elektrizitätstarife und Kostenträgerrechnung für Energielieferung

Der Tarifanteil für die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung orientiert sich an den Gestehungskosten einer effizienten Produktion und an langfristigen Bezugsverträgen des Verteilnetzbetreibers. Überschreiten die Gestehungskosten die Marktpreise, orientiert sich der Tarifanteil an den Marktpreisen.

Der Verteilnetzbetreiber ist verpflichtet, gegenüber Endverbrauchern mit Grundversorgung Erhöhungen oder Senkungen der Elektrizitätstarife zu begründen. Aus der Begründung muss hervorgehen, welche Kostenveränderungen zur Erhöhung oder Senkung führen.

Er ist verpflichtet, der ElCom Erhöhungen der Elektrizitätstarife mit der den Endverbrauchern mitgeteilten Begründung zu melden.

Art. 5 Gewährleistung eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzbetriebs

Die nationale Netzgesellschaft, die Netzbetreiber, die Erzeuger und die übrigen Beteiligten treffen vorbereitende Massnahmen zur Gewährleistung des sicheren Netzbetriebs. Dabei berücksichtigen sie internationale Verträge, Normen und Empfehlungen anerkannter Fachorganisationen, namentlich die Vorgaben der «Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE)».

Die nationale Netzgesellschaft vereinbart mit den Netzbetreibern, Erzeugern und den übrigen Beteiligten auf einheitliche Weise die für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit zu treffenden Massnahmen, insbesondere eine Regelung des automatischen Lastabwurfs sowie der Produktionsanpassung bei Kraftwerken im Fall einer Gefährdung des stabilen Netzbetriebs.

Weigert sich ein Netzbetreiber, ein Erzeuger oder einer der übrigen Beteiligten, eine Vereinbarung nach Absatz 2 abzuschliessen, so verfügt die ElCom den Vertragsabschluss.

Bei einer Gefährdung des stabilen Netzbetriebs hat die nationale Netzgesellschaft von Gesetzes wegen alle Massnahmen zu treffen oder anzuordnen, die für die Gewährleistung der Netzsicherheit notwendig sind (Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe c StromVG). Wird eine Anordnung der nationalen Netzgesellschaft nicht befolgt, so kann diese auf Kosten des Adressaten der Anordnung eine Ersatzmassnahme treffen.

Pflichten aus Vereinbarungen nach den Absätzen2 und 3 und die Überbindung von Kosten nach Absatz 4 werden auf dem Zivilweg durchgesetzt.

Das Bundesamt für Energie (BFE) kann technische und administrative Mindestanforderungen an ein sicheres, leistungsfähiges und effizientes Netz festlegen und technische und administrative Bestimmungen der «Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE)» für verbindlich erklären.

Art. 6 Mehrjahrespläne und Orientierung der ElCom

Verteilnetzbetreiber sind für Netze mit einer Spannung von36 kV und weniger von folgenden Pflichten befreit:

  1. Pflicht zur Erstellung von Mehrjahresplänen nach Artikel 8 Absatz 2 StromVG;

  2. Orientierungspflicht gegenüber der ElCom nach Artikel 8 Absatz 3 StromVG.

Alle Netzbetreiber haben der ElCom jährlich die international üblichen Kennzahlen zur Versorgungsqualität einzureichen, wie die durchschnittliche Unterbrechungsdauer («Customer Average Interruption Duration Index», CAIDI), die durchschnittliche Nichtverfügbarkeit des Systems («System Average Interruption Duration Index», SAIDI) und die durchschnittliche Unterbrechungshäufigkeit («System Average Interruption Frequency Index», SAIFI).

3. Kapitel: Netznutzung 1. Abschnitt: Jahres- und Kostenrechnung, Messwesen und Information

Art. 7 Jahres- und Kostenrechnung

Die Betreiber und Eigentümer von Verteil- und Übertragungsnetzen können ihr Geschäftsjahr frei bestimmen. Als Geschäftsjahr kann insbesondere das Kalenderjahr oder das hydrologische Jahr festgesetzt werden.

Die Netzbetreiber und Netzeigentümer erarbeiten eine einheitliche Methode für die Erstellung der Kostenrechnung und erlassen dazu transparente Richtlinien.

In der Kostenrechnung müssen alle für die Berechnung der anrechenbaren Kosten notwendigen Positionen separat ausgewiesen werden, insbesondere:

  1. kalkulatorische Kapitalkosten der Netze;

  2. Anlagen, die auf Basis der Wiederbeschaffungspreise bewertet werden (nach

Artikel 13 Absatz 4);

  1. Betriebskosten der Netze;

  2. Kosten der Netze höherer Netzebenen;

  3. Kosten der Systemdienstleistungen;

  4. Kosten für das Mess- und Informationswesen;

  5. Verwaltungskosten;

  6. Kosten für notwendige Netzverstärkungen zur Einspeisung nach Artikel 7, 7a und 7b des Energiegesetzes vom26. Juni 19982;

  7. Kosten für Netzanschlüsse und Netzkostenbeiträge;

  8. weitere individuell in Rechnung gestellte Kosten;

  9. Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen; und

  10. direkte Steuern.

Jeder Netzbetreiber und Netzeigentümer muss die Regeln ausweisen, nach welchen Investitionen aktiviert werden.

Er muss dem Netz Einzelkosten direkt und Gemeinkosten über verursachergerechte Schlüssel zuordnen. Die zu Grunde gelegten Schlüssel müssen sachgerecht, nachvollziehbar und schriftlich festgehalten sein sowie dem Grundsatz der Stetigkeit entsprechen.

Die Netzeigentümer liefern dem Netzbetreiber die für die Erstellung der Kostenrechnung notwendigen Angaben.

Art. 8 Messwesen und Informationsprozesse

Die Netzbetreiber sind für das Messwesen und die Informationsprozesse verantwortlich.

Sie legen dazu transparente und diskriminierungsfreie Richtlinien fest, insbesondere zu den Pflichten der Beteiligten, zum zeitlichen Ablauf und zur Form der zu übermittelnden Daten. Die Richtlinien müssen vorsehen, dass Dienstleistungen im Rahmen des Mess- und Informationswesens mit Zustimmung des Netzbetreibers auch von Dritten erbracht werden können.

Die Netzbetreiber stellen den Beteiligten die für den Netzbetrieb, das Bilanzmanagement, die Energielieferung, die Anlastung der Kosten, die Berechnung der Netznutzungsentgelte und die Abrechnungsprozesse im Zusammenhang mit dem Energiegesetz vom26. Juni 19983 und der Energieverordnung vom7. Dezember 19984 notwendigen Messdaten und Informationen fristgerecht, einheitlich und diskriminierungsfrei zur Verfügung. Diese Leistungen dürfen den Bezügern nicht zusätzlich zum Netznutzungsentgelt in Rechnung gestellt werden. Werden Leistungen nach diesem Absatz von Dritten erbracht, müssen die Netzbetreiber diese angemessen entschädigen.

Die Netzbetreiber liefern den Verantwortlichen von Bilanzgruppen sowie anderen Beteiligten im Einverständnis mit den betroffenen Endverbrauchern oder Erzeugern auf Begehren und gegen eine kostendeckende Abgeltung zusätzliche Daten und Informationen. Es müssen alle in den letzten fünf Jahren erhobenen Daten geliefert werden.

Alle Endverbraucher, die von ihrem Anspruch auf Netzzugang Gebrauch machen, sowie Erzeuger mit einer Anschlussleistung über30 kVA müssen mit einer Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung ausgestattet sein. Sie tragen die dadurch verursachten Anschaffungskosten und wiederkehrenden Kosten.

Art. 9 Rechnungsstellung

Auf Verlangen des Endverbrauchers stellt der Netzbetreiber die Rechnung für die Netznutzung dem Energielieferanten zu. Schuldner des Netznutzungsentgeltes bleibt der Endverbraucher.

Art. 10 Veröffentlichung der Informationen

Die Netzbetreiber veröffentlichen die Informationen nach Artikel 12 Absatz 1 StromVG und die gesamten Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen bis spätestens am31. August, unter anderem über eine einzige frei zugängliche Adresse im Internet.

2. Abschnitt: Netzzugang und Netznutzungsentgelt

Art. 11 Netzzugang der Endverbraucher

Massgebend für den Anspruch auf Netzzugang von Endverbrauchern ist der innerhalb der letzten 12 Monate vor der letzten Ablesung ausgewiesene Jahresverbrauch. Als Jahresverbrauch gilt die Summe der vom Endverbraucher pro Verbrauchsstätte und Jahr bezogenen elektrischen Energie und der selbst erzeugten elektrischen Energie. Eine Verbrauchsstätte ist eine Betriebsstätte eines Endverbrauchers, die eine wirtschaftliche und örtliche Einheit bildet und einen tatsächlichen eigenen Jahresverbrauch aufweist, unabhängig davon, ob sie über einen oder mehrere Ein- bzw. Ausspeisepunkte verfügt.

Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch von mindestens 100 MWh, die nicht bereits Elektrizität gestützt auf einen schriftlichen, individuell ausgehandelten Liefervertrag beziehen, können dem Betreiber des Verteilnetzes in ihrem Netzgebiet jeweils bis zum31. Oktober mitteilen, dass sie von ihrem Anspruch auf Netzzugang ab1. Januar des folgenden Jahres Gebrauch machen. Damit entfällt die Lieferpflicht des Betreibers des Verteilnetzes nach Artikel 6 StromVG endgültig.

Ein Endverbraucher mit einem geschätzten Jahresverbrauch von mindestens 100 MWh, der neu an das Verteilnetz angeschlossen wird, teilt dem Netzbetreiber 2 Monate vor Inbetriebnahme seines Anschlusses mit, ob er von seinem Anspruch auf Netzzugang Gebrauch macht.

Anspruch auf Netzzugang haben auch Endverbraucher, die an Elektrizitätsleitungen mit kleiner räumlicher Ausdehnung zur Feinverteilung nach Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe a StromVG angeschlossen sind, sofern sie einen Jahresverbrauch von mindestens 100 MWh aufweisen. Die betroffenen Parteien vereinbaren die Modalitäten zur Nutzung dieser Elektrizitätsleitungen.

Art. 12 Anrechenbare Betriebskosten

Als anrechenbare Betriebskosten gelten zusätzlich zu jenen nach Artikel 15 Absatz 2 StromVG die Entgelte an Dritte für Dienstbarkeiten.

Die Netzbetreiber legen transparente, einheitliche und diskriminierungsfreie Richtlinien für die Ermittlung der Betriebskosten fest.

Art. 13 Anrechenbare Kapitalkosten

Die Netzbetreiber legen in transparenten und diskriminierungsfreien Richtlinien für die verschiedenen Anlagen und Anlageteile einheitliche und sachgerechte Nutzungsdauern fest.

Die jährlichen kalkulatorischen Abschreibungen berechnen sich aufgrund der Anschaffungs- bzw. Herstellkosten der bestehenden Anlagen bei linearer Abschreibung über eine festgelegte Nutzungsdauer auf den Restwert Null. Als Anschaffungs- bzw. Herstellkosten gelten nur die Baukosten der betreffenden Anlagen.

Für die jährliche Verzinsung der für den Betrieb der Netze notwendigen Vermögenswerte gilt:

  1. Als betriebsnotwendige Vermögenswerte dürfen höchstens berechnet werden: 1. die Anschaffungs- bzw. Herstellrestwerte der bestehenden Anlagen, die sich aufgrund der Abschreibungen nach Absatz 2 per Ende des Geschäftsjahres ergeben; und 2. das betriebsnotwendige Nettoumlaufvermögen.

  2. Der Zinssatz für die betriebsnotwendigen Vermögenswerte entspricht der durchschnittlichen Rendite von Bundesobligationen mit einer Laufzeit von 10 Jahren während der letzten 60 Monate in Prozent, zuzüglich einer risikogerechten Entschädigung. Diese beträgt im Jahr 20091.93 Prozentpunkte. Nach Konsultation der ElCom passt sie das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) bei einer Änderung der Marktrisikoprämie jährlich entsprechend an.

Können die ursprünglichen Anschaffungs- bzw. Herstellkosten für bestehende Anlagen ausnahmsweise nicht mehr festgestellt werden, so sind sie wie folgt zu berechnen: Die Wiederbeschaffungspreise werden transparent mit sachgerechten, offiziell ausgewiesenen Preisindizes auf den Anschaffungs- bzw. Herstellzeitpunkt zurückgerechnet. Bereits in Rechnung gestellte Betriebs- und Kapitalkosten für betriebsnotwendige Vermögenswerte sind dabei in Abzug zu bringen. In jedem Fall ist höchstens der Wert einer vergleichbaren Anlage anrechenbar.

Art. 14 Grenzüberschreitende Netznutzung

Für die Berechnung der durch grenzüberschreitende Lieferungen nach Artikel 16 StromVG verursachten Kosten bleiben internationale Regelungen vorbehalten.

Die Einnahmen aus der grenzüberschreitenden Nutzung des Übertragungsnetzes im Zusammenhang mit dem Ausgleich zwischen europäischen Übertragungsnetzbetreibern («Inter-Transmission System Operator-Compensation», ITC) sind nach Abzug der Aufsichtsabgabe nach Artikel 28 StromVG vollumfänglich für die Deckung der anrechenbaren Kosten des Übertragungsnetzes zu verwenden.

Bei der Berechnung der Einnahmen nach Absatz 2 können nur jene Mindererlöse abgezogen werden, welche nicht einem bestimmten Verursacher zugeordnet werden können oder welche aus einer Ausnahme beim Netzzugang für Netzkapazitäten im grenzüberschreitenden Übertragungsnetz resultieren (Artikel 17 Absatz 6 StromVG). Die übrigen Mindererlöse werden den Verursachern nach Artikel 15 Absatz 1 Buchstabe c in Rechnung gestellt.

Art. 15 Anlastung von Kosten des Übertragungsnetzes

Die nationale Netzgesellschaft stellt individuell in Rechnung:

  1. den Netzbetreibern und den direkt am Übertragungsnetz angeschlossenen Endverbrauchern die Kosten für den Ausgleich von Wirkverlusten und die Lieferung von Blindenergie, die sie verursacht haben;

  2. den Bilanzgruppen die Kosten für die Ausgleichsenergie (inklusive Anteile der Leistungsvorhaltung für die Sekundär- und Tertiärregelung) und das Fahrplanmanagement, die sie verursacht haben;

  3. den Verursachern von Mindererlösen für die grenzüberschreitende Netznutzung den entsprechenden Betrag. Das UVEK kann für die Gewährung von Ausnahmen nach Artikel 17 Absatz 6 StromVG abweichende Regeln vorsehen.

Sie stellt den Netzbetreibern und den am Übertragungsnetz direkt angeschlossenen Endverbrauchern entsprechend der bezogenen elektrischen Energie der Endverbraucher folgende Kosten in Rechnung:

  1. die Kosten für Systemmanagement, Messdatenmanagement, Schwarzstart- und Inselbetriebsfähigkeit von Erzeugern, Spannungshaltung, Primärregelung und die Anteile der Leistungsvorhaltung für die Sekundär- und Tertiärregelung, welche nicht einer Bilanzgruppe zugeordnet werden können;

  2. die Kosten für notwendige Netzverstärkungen zur Einspeisung nach Artikel 7, 7a und 7b des Energiegesetzes vom26. Juni 19985; und

  3. Zuschläge auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze.

Sie stellt den am Übertragungsnetz direkt angeschlossenen Endverbrauchern und Netzbetreibern diskriminierungsfrei und zu einem für die Regelzone Schweiz einheitlichen Tarif die verbleibenden anrechenbaren Kosten sowie Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen wie folgt in Rechnung:

  1. zu 30 Prozent entsprechend der elektrischen Energie, die von am Netz direkt angeschlossenen Endverbrauchern bzw. von allen am Netz der tieferen Netzebenen angeschlossenen Endverbrauchern bezogen wurde;

  2. zu 60 Prozent entsprechend dem jährlichen Mittelwert der tatsächlichen monatlichen Höchstleistungen, die jeder direkt angeschlossene Endverbraucher und jedes Netz der tieferen Netzebene vom Übertragungsnetz beansprucht;

  3. zu 10 Prozent zu einem fixen Grundtarif pro Ausspeisepunkt im Übertragungsnetz.

Art. 16 Anlastung von Kosten des Verteilnetzes

Die nicht individuell in Rechnung gestellten anrechenbaren Kosten, Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen sowie der Anteil für ein Netz der höheren Netzebene werden den am betreffenden Netz direkt angeschlossenen Endverbrauchern und Netzbetreibern wie folgt angelastet:

  1. zu 30 Prozent entsprechend der elektrischen Energie, die von am Netz direkt angeschlossenen Endverbrauchern bzw. von allen am Netz der tieferen Netzebenen angeschlossenen Endverbrauchern bezogen wurde;

  2. zu 70 Prozent entsprechend dem jährlichen Mittelwert der tatsächlichen monatlichen Höchstleistungen, welche direkt angeschlossene Endverbraucher und die Netze der tieferen Netzebene vom Netz der höheren Netzebene beanspruchen.

Das Entgelt für die Netznutzung darf pro Netzebene die anrechenbaren Kosten sowie Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen dieser Netzebene nicht übersteigen.

Entstehen in Verteilnetzen durch Anschluss oder Betrieb von Erzeugungsanlagen unverhältnismässige Mehrkosten, sind diese nicht Teil der Netzkosten, sondern sie müssen in einem angemessenen Umfang von den Erzeugern getragen werden.

Art. 17 Anlastung von Kosten zwischen Netzen und Ermittlung der Höchstleistung

Die Netzbetreiber legen transparente und diskriminierungsfreie Richtlinien für die Anlastung von Kosten zwischen direkt miteinander verbundenen Netzen der gleichen Netzebene und für die einheitliche Ermittlung des jährlichen Mittelwertes der tatsächlichen monatlichen Höchstleistung fest.

Art. 18 Netznutzungstarife

Die Netzbetreiber sind verantwortlich für die Festlegung der Netznutzungstarife.

Der Netznutzungstarif muss bei Spannungsebenen unter1 kV für Endverbraucher in ganzjährig genutzten Liegenschaften ohne Leistungsmessung zu mindestens

Prozent ein nicht-degressiver Arbeitstarif (Rp./kWh) sein.

Art. 19 Effizienzvergleiche, Überprüfung der Netznutzungs- und Elektrizitätstarife

Zur Überprüfung der Netznutzungstarife und -entgelte sowie der Elektrizitätstarife führt die ElCom Effizienzvergleiche zwischen den Netzbetreibern durch. Dabei arbeitet sie mit den betroffenen Kreisen zusammen. Sie berücksichtigt von den Unternehmen nicht beeinflussbare Unterschiede in den strukturellen Verhältnissen sowie die Qualität der Versorgung. Bei Vergleichen der anrechenbaren Kosten berücksichtigt sie zusätzlich den Amortisierungsgrad. Sie bezieht internationale Vergleichswerte in die Überprüfung ein.

Sie verfügt, dass ungerechtfertigte Gewinne aus überhöhten Netznutzungs- bzw. Elektrizitätstarifen durch Senkung der Netznutzungs- bzw. Elektrizitätstarife kompensiert werden.

3. Abschnitt: Engpässe bei grenzüberschreitenden Lieferungen, Ausnahmen beim Netzzugang und bei der Berechnung der anrechenbaren Netzkosten

Art. 20 Verfahren zur Handhabung von Engpässen bei grenzüberschreitenden Lieferungen

Die nationale Netzgesellschaft erstattet der ElCom Bericht über die Handhabung der Vorrangregelung nach Artikel 13 Absatz 3 und 17 Absatz 2 StromVG und stellt ihr einen Antrag für die Verwendung der Einnahmen nach Artikel 17 Absatz 5 StromVG.

Importeure können bei der Zuteilung der Kapazitäten im grenzüberschreitenden Übertragungsnetz den Vorrang für Lieferungen an Endverbraucher mit Grundversorgung nach Artikel 17 Absatz 2 StromVG nur geltend machen, wenn sie nachweisen, dass sie ohne Importe diese Lieferpflicht nicht erfüllen können und dass sie nicht gleichzeitig Lieferungen an Dritte im Ausland angemeldet haben.

Art. 21 Ausnahmen beim Netzzugang und bei der Berechnung der anrechenbaren Netzkosten

Das UVEK erlässt auf Vorschlag der nationalen Netzgesellschaft transparente und diskriminierungsfreie Regeln für die Gewährung von Ausnahmen nach Artikel 17 Absatz 6 StromVG.

Die ElCom entscheidet mit Verfügung über die Gewährung von Ausnahmen.

4. Kapitel: Systemdienstleistungen und Bilanzgruppen

Art. 22 Systemdienstleistungen

Die nationale Netzgesellschaft beschafft die Systemdienstleistungen in einem marktorientierten, diskriminierungsfreien und transparenten Verfahren, sofern sie diese nicht selber erbringt.

Sie legt die Preise für die Systemdienstleistungen so fest, dass deren Kosten gedeckt werden. Resultiert aus dem Verkauf von Systemdienstleistungen ein Gewinn oder ein Verlust, so ist er mit den Kosten nach Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe a zu verrechnen.

Die Netzverstärkungen, welche durch Einspeisungen von Erzeugern von Energie nach Artikel 7, 7a und 7b des Energiegesetzes vom26. Juni 19986 notwendig werden, sind Teil der Systemdienstleistungen der nationalen Netzgesellschaft.

Vergütungen für notwendige Netzverstärkungen nach Absatz 3 bedürfen einer Bewilligung der ElCom.

Die nationale Netzgesellschaft vergütet dem Netzbetreiber gestützt auf die Bewilligung der ElCom die Kosten für die notwendigen Netzverstärkungen nach Absatz 3.

Sieerstattet der ElCom jährlich Bericht über die tatsächliche Erbringung und Anlastung der Kosten der Systemdienstleistungen.

Art. 23 Bilanzgruppen

Alle einer Bilanzgruppe zugeordneten Ein- bzw. Ausspeisepunkte müssen sich in der Regelzone Schweiz befinden. Jeder Ein- bzw. Ausspeisepunkt muss einer einzigen Bilanzgruppe zugeordnet werden.

Die nationale Netzgesellschaft legt in Richtlinien die Mindestanforderung an die Bilanzgruppen nach transparenten und diskriminierungsfreien Kriterien fest. Sie berücksichtigt dabei die Anliegen von kleinen Bilanzgruppen.

Sie schliesst mit jeder Bilanzgruppe einen Vertrag ab.

Jede Bilanzgruppe hat einen beteiligten Teilnehmer zu bezeichnen, der die Bilanzgruppe gegenüber der nationalen Netzgesellschaft und Dritten vertritt (Bilanzgruppenverantwortlicher).

Die Bilanzgruppen sind verpflichtet, der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien für Elektrizität, die nach Artikel 7a des Energiegesetzes vom26. Juni 19987 abgenommen wird, den Marktpreis nach Artikel 3j Absatz 2 der Energieverordnung vom 7. Dezember 19988 zu vergüten.

Art. 24 Bilanzgruppe für erneuerbare Energien

Das BFE bezeichnet nach Anhörung der nationalen Netzgesellschaft den Verantwortlichen der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien.

Der Verantwortliche der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien legt in Richtlinien transparente und diskriminierungsfreie Regeln für die Einspeisung von Elektrizität nach Artikel 7a des Energiegesetzes vom26. Juni 19989 fest. Diese Richtlinien müssen vom BFE genehmigt werden. Der Verantwortliche der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien kann für Technologien mit steuerbarer Produktion fahrplanorientierte Vergütungen festlegen. Der Jahresmittelpreis muss jedoch mindestens den Vergütungen nach den Anhängen1.1–1.5 der Energieverordnung vom 7. Dezember 199810 entsprechen.

Er kann die Vergütung der gemäss Artikel 7a des Energiegesetzes vom26. Juni 1998 abgenommenen Elektrizität verweigern, solange der Erzeuger die benötigten Informationen nicht fristgerecht einreicht oder die Regeln missachtet.

Er erstellt Fahrpläne und stellt diese den anderen Bilanzgruppen und der nationalen Netzgesellschaft zu.

Die Bilanzgruppen sind verpflichtet, die Elektrizität der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien gemäss Fahrplan anteilsmässig entsprechend der bezogenen elektrischen Energie von ihnen zugeordneten Endverbrauchern abzunehmen und der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien den Marktpreis nach Artikel 3j Absatz 2 der Energieverordnung vom7. Dezember 1998 zu vergüten. Bei einer neu gegründeten Bilanzgruppe wird die bezogene elektrische Energie der Endverbraucher geschätzt.

Der Verantwortliche der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien fordert die Differenz zwischen den Einspeisevergütungen nach Artikel 7a des Energiegesetzes vom 26. Juni 1998 und dem Marktpreis nach Artikel 3j Absatz 2 der Energieverordnung vom7. Dezember 1998, die Kosten für die Ausgleichsenergie seiner Bilanzgruppe und seine Vollzugskosten bei der nationalen Netzgesellschaft ein.

Art. 25 Zuordnung der Einspeisepunkte

Einspeisepunkte mit einer Anschlussleistung von höchstens30 kVA, über welche Elektrizität nach Artikel 7a des Energiegesetzes vom26. Juni 199811 abgenommen wird und die nicht mit einer Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung ausgestattet sind, sowie Einspeisepunkte, über welche Elektrizität nach Artikel 28a des Energiegesetzes vom26. Juni 1998 abgenommen wird, sind in diesem Umfang der Bilanzgruppe zugeordnet, welche die festen Endverbraucher in diesem Netzgebiet beliefert.

Einspeisepunkte, über welche Elektrizität nach Artikel 7a des Energiegesetzes vom 26. Juni 1998 abgenommen wird und die mit einer Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung ausgestattet sind, sind in diesem Umfang der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien zugeordnet.

Art. 26 Regel- und Ausgleichsenergie

Die nationale Netzgesellschaft setzt für den Abruf von Regelenergie vorrangig Elektrizität aus erneuerbarer Energie ein.

Die Beschaffung von Regelenergie kann, soweit technisch möglich, auch grenzüberschreitend erfolgen.

Die nationale Netzgesellschaft legt die Preise für die Ausgleichsenergie so fest, dass ein Anreiz für einen gesamtschweizerisch effizienten Einsatz von Regelenergie und Regelleistungsvorhaltung besteht und Missbräuche verhindert werden. Die Preise für Ausgleichsenergie orientieren sich an den Kosten für Regelenergie. Resultiert aus dem Verkauf von Ausgleichsenergie ein Gewinn, ist er mit den Kosten nach

Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe a zu verrechnen.

5. Kapitel: Schlussbestimmungen

1. Abschnitt: Vollzug

Art. 27

Das BFE vollzieht die Verordnung, soweit der Vollzug nicht einer anderen Behörde zugewiesen ist.

Es erlässt die notwendigen technischen und administrativen Vorschriften.

Es erstattet dem Bundesrat regelmässig, erstmals spätestens vier Jahre nach Inkrafttreten der Verordnung, Bericht über die Zweckmässigkeit, Wirksamkeit und Wirtschaftlichkeit der Massnahmen des StromVG und der Verordnung.

Die Netzbetreiber konsultieren vor dem Erlass von Richtlinien nach Artikel 3 Absätze1 und 2, 7 Absatz 2, 8 Absatz 2, 12 Absatz 2, 13 Absatz 1, 17 und 23 Absatz 2 insbesondere die Vertreter der Endverbraucher und der Erzeuger. Sie veröffentlichen die Richtlinien über eine einzige frei zugängliche Adresse im Internet. Können sich die Netzbetreiber nicht innert nützlicher Frist auf diese Richtlinien einigen oder sind diese nicht sachgerecht, so kann das BFE in diesen Bereichen Ausführungsbestimmungen erlassen.

Für den Beizug von privaten Organisationen gelten die Artikel 23–25 der Energieverordnung vom7. Dezember 199812 sinngemäss.

2. Abschnitt: Änderung bisherigen Rechts

Art. 28

Die Änderungen bisherigen Rechts werden im Anhang geregelt.

3. Abschnitt: Übergangsbestimmungen

Art. 29 Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung

Erzeuger mit Anschlussbedingungen nach Artikel 28a des Energiegesetzes vom 26. Juni 199813 sind unabhängig von ihrer Anschlussleistung von der Pflicht zur Installation einer Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung nach

Artikel 8 Absatz 5 befreit.

Art. 30 Anpassung bestehender Vertragverhältnisse

Verstossen Bestimmungen von bestehenden Verträgen gegen die Vorschriften über den Netzzugang oder das Netznutzungsentgelt, sind sie ungültig.

Führt das Wegfallen von nicht mehr rechtmässigen Bestimmungen zu einer unverhältnismässigen Benachteiligung der einen Vertragspartei, so hat sie Anspruch auf einen Ausgleich in Form von Geldzahlungen oder anderen Gegenleistungen.

Art. 31 Einnahmen aus marktorientierten Zuteilungsverfahren

Die Verwendung von Einnahmen aus marktorientierten Zuteilungsverfahren gemäss

Artikel 32 StromVG bedarf einer Bewilligung der ElCom. Der Antrag nach Artikel 20 Absatz 1 an die ElCom muss die weiteren Kosten im Übertragungsnetz ausweisen und darlegen, inwiefern diese nicht durch das Netznutzungsentgelt gedeckt

sind.

Art. 32 Inkrafttreten

Diese Verordnung tritt unter Vorbehalt der Absätze 2–4 am1. April 2008 in Kraft.

Artikel 11 Absätze1 und 4 tritt am1. Januar 2009 in Kraft.

Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe d tritt am1. Januar 2010 in Kraft.

Anhang Ziff. 2 (Energieverordnung) tritt wie folgt in Kraft:

  1. Artikel 1d Absätze1 und 5 und Anhang 2.1 treten am1. April 2008 in Kraft.

  2. Artikel 3b, 3f–3i, 3j Absätze1 und 2, 5 Absatz 1, 17c Absatz 1 und 29 Absätze4 und 5 treten am1. Mai 2008 in Kraft.

  3. Die übrigen Bestimmungen von Anhang Ziff. 2 treten am1. Januar 2009 in Kraft.

14. März 2008 Im Namen des Schweizerischen Bundesrates

Der Bundespräsident: Pascal Couchepin

Die Bundeskanzlerin: Corina Casanova

Anhang

(Art. 28) Änderung bisherigen Rechts Die nachstehenden Bundesgesetze werden wie folgt geändert:

1. Verordnung vom22. November 200614 über die Gebühren und Aufsichtsabgaben des Bundesamtes für Energie Titel Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich (GebV-En) Ingress gestützt auf Artikel 52a des Wasserrechtsgesetzes vom22. Dezember 191615, auf Artikel 24 des Energiegesetzes vom26. Juni 199816, auf Artikel 83 des Kernenergiegesetzes vom21. März 200317, auf Artikel 21 Absatz 5 und 28 des Stromversorgungsgesetzes vom23. März 2007 18 auf Artikel 52 Absatz 2 Ziffer 4 des Rohrleitungsgesetzes vom4. Oktober 196319, auf Artikel 42 des Strahlenschutzgesetzes vom22. März 199120 und auf Artikel 46a des Regierungs- und Verwaltungsorganisationsgesetzes vom21. März 199721,

Art. 1 Abs. 1 Bst. b, Abs. 2 und 4

Diese Verordnung regelt die Gebühren für Verfügungen, Dienstleistungen sowie für Aufsichtstätigkeiten:

b. der im Bereich Energie mit dem Vollzug betrauten Organisationen und Personen des öffentlichen und privaten Rechts (andere Vollzugsorgane).

Sie regelt ferner die Aufsichtsabgaben im Bereich Kernenergie und Stromversorgung.

Vorbehalten bleiben die Artikel 23–25 der Energieverordnung vom7. Dezember 199822.

Art. 4 Abs. 1 Einleitungssatz und Abs. 2

Das Bundesamt und andere Vollzugsorgane können die Gebühren herabsetzen oder erlassen für:

Sie können die Gebühren aus anderen wichtigen Gründen herabsetzen oder erlassen.

Art. 6 Gebührenerhebung durch ein anderes Vollzugsorgan

Sind andere Vollzugsorgane als das Bundesamt mit dem Vollzug betraut, so stellen diese die Gebühren selbst in Rechnung, verfügen bei Streitigkeiten über die Rechnung und besorgen das Inkasso.

Das Bundesamt kann bei der Übertragung einer Vollzugsaufgabe bestimmen, dass es die Gebühren selber in Rechnung stellt, insbesondere wenn das andere Vollzugsorgan zur Erhebung der Gebühr nicht in der Lage ist.

Betraut das Bundesamt andere Vollzugsorgane mit dem Vollzug, vereinbaren diese zwei Parteien, welche Anteile der Gebührenerträge das andere Vollzugsorgan zur Deckung des eigenen Aufwands verwenden kann.

Art. 7 Erhebung von Aufsichtsgebühren und Aufsichtsabgaben

Das Bundesamt oder ein anderes Vollzugsorgan können vom Gebührenpflichtigen die Aufsichtsgebühren und vom Abgabepflichtigen die Aufsichtsabgaben vierteljährlich erheben.

Die definitive Abrechnung erfolgt jeweils mit der vierten Teilrechnung.

Art. 13a Gebühren im Bereich Stromversorgung

Das Bundesamt und die Elektrizitätskommission (ElCom) erheben Gebühren namentlich für Verfügungen und Entscheide im Bereich der Stromversorgung.

Art. 13b Aufsichtsabgabe im Bereich Stromversorgung

Das Bundesamt und die ElCom erheben die Aufsichtsabgabe für die Zusammenarbeit mit ausländischen Behörden. Die Aufsichtsabgabe umfasst namentlich die Kosten für die:

  1. Teilnahme am Forum der europäischen Regulatoren;

  2. Teilnahme an Arbeitsgruppen zu internationalen Aufgaben wie Engpassverfahren;

  3. Kontakte mit der Gruppe der europäischen Elektrizitäts- und Gas- Regulatoren (ERGEG), einzelnen Regulatoren und der Europäischen Kommission betreffend internationalen Aufgaben wie Sicherheitsstandards, Engpassverfahren und Transitkostenabgeltung.

2. Energieverordnung vom7. Dezember 199823

Art. 1 Bst. a–f, h und o

In dieser Verordnung bedeuten:

  1. –e. Aufgehoben

  2. Erneuerbare Energien: Wasserkraft, Sonnenenergie, Geothermie, Umgebungswärme, Windenergie, Energie aus Biomasse und aus Abfällen aus Biomasse;

  3. Wärme-Kraft-Kopplung: gleichzeitige Bereitstellung von Kraft und Wärme aus dem Umwandlungsprozess von Brennstoff in Gasturbinen, Dampfturbinen, Verbrennungsmotoren, anderen thermischen Anlagen und Brennstoffzellen;

  4. Hybridanlage: Anlage, welche mehrere erneuerbare Energieträger zur Stromproduktion nutzt.

Art. 1d Herkunftsnachweis

Wer Elektrizität produziert und ins Netz einspeist, kann durch eine für diesen Fachbereich akkreditierte Konformitätsbewertungsstelle (Ausstellerin) die eingespeiste Elektrizität erfassen und dafür Herkunftsnachweise ausstellen lassen.

Wer Elektrizität produziert und nach Artikel 7a oder gestützt auf Verträge zwischen Produzenten und Netzbetreibern im Rahmen der Zubaumengen nach Artikel 7b Absatz 1 des Gesetzes ins Netz einspeist, muss durch eine Ausstellerin die eingespeiste Elektrizität erfassen lassen.

Ausstellerinnen stellen einen Herkunftsnachweis aus insbesondere über:

  1. die produzierte Elektrizitätsmenge;

  2. die Energieträger, welche zur Produktion der Elektrizität eingesetzt wurden;

  3. den Zeitraum und den Ort der Produktion.

Herkunftsnachweise für Elektrizität aus erneuerbaren Energien nach Artikel 7a des Gesetzes dürfen nicht gehandelt und nicht weitergegeben werden.

Die Ausstellerin muss den Herkunftsnachweis für die weitere Verwendung sperren, wenn er:

  1. für die Stromkennzeichnung nach Artikel 1a verwendet wird;

  2. als schriftliches oder elektronisches Dokument ausgestellt wird; oder

  3. elektronisch ins Ausland weitergegeben wird.

Das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (Departement) kann die Einzelheiten der Anforderungen an den Herkunftsnachweis regeln. Es kann zur Angleichung an internationale Normen zusätzliche Anforderungen festlegen.

Der Herkunftsnachweis kann zur Erfüllung der Informationspflicht nach Artikel 1b verwendet werden.

Art. 1f Meldepflicht

Die Ausstellerin hat dem Verantwortlichen der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien nach Artikel 24 Absatz 1 der Stromversorgungsverordnung vom14. März 200824 (StromVV) zeitgerecht die Erfassung der Anlage von Produzenten von Energie nach Artikel 7a des Gesetzes zu melden.

Die Netzbetreiber haben für Anlagen von Produzenten von Elektrizität nach Artikel 7a des Gesetzes, die nach Artikel 8 Absatz 5 StromVV nicht mit einer Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung ausgerüstet sein müssen, der Ausstellerin zu melden:

  1. die Anlagedaten bei der Inbetriebnahme;

  2. vierteljährlich die produzierte Elektrizitätsmenge.

Art. 1g Berichterstattung

Die Ausstellerin hat dem Bundesamt vierteljährlich insbesondere über die Elektrizitätsmenge, die sie gemäss Artikel 1d Absatz 2 erfasst hat, nach Erzeugungstechnologie, Kategorie und Leistungsklasse Bericht zu erstatten.

2. Kapitel: Anschlussbedingungen für fossile und erneuerbare Energien nach

Artikel 7 des Gesetzes

Art. 2 Allgemeine Anforderungen

Die Produzenten von Energie nach Artikel 7 des Gesetzes und die Netzbetreiber legen die Anschlussbedingungen (wie Anschlusskosten) vertraglich fest.

Die Vergütung für die Abnahme von Elektrizität wird erstattet, wenn diese physisch eingespeist wurde.

Die eingespeiste Elektrizität muss mit einem geeichten Messinstrument erhoben werden. Die Kosten für das Messinstrument und für die Bereitstellung der Messdaten gehen zu Lasten der Produzenten.

Die Produzenten von Energie nach Artikel 7 des Gesetzes sind verpflichtet, auf eigene Kosten Massnahmen zu ergreifen, um störende technische Einwirkungen am Einspeisepunkt zu vermeiden.

Sind die Voraussetzungen nach Absatz 4 erfüllt, sind die Netzbetreiber verpflichtet, die Energieerzeugungsanlage der Produzenten nach Artikel 7 des Gesetzes mit dem technisch und wirtschaftlich günstigsten Einspeisepunkt so zu verbinden, dass die Einspeisung und der Bezug von Energie sichergestellt sind. Die Kosten für die Erstellung der dazu notwendigen Erschliessungsleitungen bis zum Einspeisepunkt sowie allfällig notwendige Transformationskosten gehen zu Lasten der Produzenten. Für die Vergütung der Kosten für notwendige Netzverstärkungen ist Artikel 22 Absatz 3 StromVV25 anwendbar.

Art. 2a Regelmässig produzierte Elektrizität und Nutzung der erzeugten Wärme

Elektrizität aus fossilen Energien nach Artikel 7 des Gesetzes gilt als regelmässig produziert, wenn Energiemenge, Zeitperiode und Zeitdauer der Einspeisung:

  1. innerhalb einer angemessenen Bandbreite vorhersehbar sind; oder

  2. Gegenstand des Vertrages zwischen dem betroffenen Netzbetreiber und dem Produzenten der Energie sind.

Die aus fossilen Energien gewonnene Elektrizität muss abgenommen und vergütet werden, wenn der Gesamtnutzungsgrad der gewonnenen Elektrizität und der genutzten Wärme mindestens 80 Prozent beträgt. Ausgenommen von dieser Anforderung sind Kehrichtverbrennungsanlagen.

Die Mindestanforderungen an den Gesamtnutzungsgrad von mit erneuerbaren Energien betriebenen Anlagen richten sich nach den Anhängen1.4 und 1.5.

Eine Hybridanlage hat als Gesamtsystem die strengste Mindestanforderung der verwendeten Energieträger nach den Anhängen1.4 und 1.5 zu erfüllen.

Art. 2b Marktorientierte Bezugspreise

Die Vergütung nach marktorientierten Bezugspreisen richtet sich nach den vermiedenen Kosten des Netzbetreibers für die Beschaffung gleichwertiger Energie.

Art. 2c Wasserkraftwerke

Die Leistungsgrenze von 10 MW für Wasserkraftwerke nach Artikel 7 Absatz 1 des Gesetzes bezieht sich auf die Bruttoleistung. Für deren Berechnung gilt Artikel 51 des Wasserrechtsgesetzes vom22. Dezember 191626.

2a. Kapitel: Anschlussbedingungen für Elektrizität aus erneuerbaren Energien nach Artikel 7a des Gesetzes 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen, erheblich erweiterte oder erneuerte Anlagen

Art. 3 Allgemeine Bestimmungen

Die allgemeinen Anforderungen nach Artikel 2 und die Definition der Leistungsgrenze für Wasserkraftwerke nach Artikel 2c gelten sinngemäss auch für die Anschlussbedingungen für Elektrizität aus erneuerbaren Energien nach Artikel 7a des Gesetzes.

Art. 3a Erheblich erweiterte oder erneuerte Anlagen

Als erheblich erweitert oder erneuert gelten Anlagen, bei denen:

  1. die Neuinvestitionen mindestens 50 Prozent der für eine Neuanlage erforderlichen Investitionen ausmachen, nach Abzug der durch behördliche Auflagen bedingten Produktionseinschränkungen mindestens gleichviel Elektrizität wie bisher erzeugt wird und deren Amortisationsdauer nach den Anhängen1.1–1.5 zu zwei Dritteln abgelaufen ist; anrechenbar sind die Investitionen der letzten fünf Jahre vor Inbetriebnahme; oder

  2. die Elektrizitätserzeugung gemäss den Anforderungen nach den Anhängen1.1–1.5 gesteigert wird.

2. Abschnitt: Vergütung, ökologischer Mehrwert, Zubaumengen, Verfahren

Art. 3b Gestehungskosten von Referenzanlagen

Die Berechnung der Gestehungskosten und die Vergütung richten sich nach den in den Anhängen1.1–1.5 definierten Referenzanlagen.

Vergütet wird die am Einspeisepunkt gemessene Elektrizität, die von der Ausstellerin erfasst wurde.

Als Erstellungsjahr gilt das Jahr der tatsächlichen Inbetriebnahme der Anlage.

Als effizienteste Technologie gilt diejenige Technologie, die neben der grösstmöglichen Effizienz die nachhaltige Nutzung von Rohstoffen zur Energiegewinnung am besten berücksichtigt.

Die Vergütung von Hybridanlagen berechnet sich aus den Vergütungen der eingesetzten Energieträger gewichtet nach deren anteilsmässigen Energieinhalten.

Art. 3c Übertragung des Herkunftsnachweises, Abgeltung des ökologischen Mehrwerts

Die Produzenten von Energie nach Artikel 7a des Gesetzes haben dem Verantwortlichen der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien die erfassten Herkunftsnachweise zu übertragen.

Der ökologische Mehrwert ist mit der Vergütung abgegolten.

Art. 3d Jährliche Absenkung und Dauer der Vergütung

Die jährliche Absenkung der Vergütung für Neuanlagen richtet sich nach den Anhängen1.1–1.5.

Die Dauer der Vergütung richtet sich nach der Amortisationsdauer der betreffenden Referenzanlage nach den Anhängen1.1–1.5.

Art. 3e Anpassung der Vergütung

Das Departement passt die Berechnung der Gestehungskosten und der Vergütung nach den Anhängen1.1–1.5 spätestens innert fünf Jahren nach Inkrafttreten dieser Verordnung an und berücksichtigt dabei insbesondere die langfristige Wirtschaftlichkeit und die Entwicklung der Technologien, der Preise der Primärenergiequellen, der Wasserzinse, des Kapitalmarktes und bei Wärme-Kraft-Kopplungs-Anlagen der Heizenergiepreise.

Die Berücksichtigung der langfristigen Wirtschaftlichkeit bezieht sich insbesondere auf Korrekturen der Höhe und der jährlichen Absenkung der Vergütung aufgrund der langfristigen Marktchancen.

Art. 3f Periodische Zubaumengen für die Photovoltaikanlagen

Das Bundesamt legt die Zubaumengen für die Photovoltaikanlagen jährlich derart fest, dass sich der Zubau kontinuierlich entwickelt. Es schätzt dabei die Kostenentwicklung, die durch die Zubaumengen verursachten weiteren Zuschläge und die Differenz bis zur Erreichung der maximalen Summe der Zuschläge nach Artikel 7a Absatz 4 Buchstabe b des Gesetzes ab.

Die ungedeckten Kosten nach Artikel 7a Absatz 4 Buchstabe b des Gesetzes entsprechen der Differenz zwischen den Gestehungskosten von Neuanlagen und dem Marktpreis für Elektrizität nach Artikel 3j Absatz 2.

Art. 3g Anmelde- und Bescheidverfahren bei der nationalen Netzgesellschaft

Wer eine Neuanlage bauen will, hat sein Projekt bei der nationalen Netzgesellschaft anzumelden. Die Anmeldung hat insbesondere die folgenden Angaben zu enthalten:

  1. die Unterlagen nach den Anhängen1.1–1.5;

  2. für Erweiterungen und Erneuerungen bestehender Anlagen die Angaben nach Artikel 3a.

AlsAnmeldedatum gilt das Datum, an dem die vollständige Anmeldung der schweizerischen Post übergeben wurde.

Die nationale Netzgesellschaft prüft auf der Grundlage des im Zeitpunkt des Bescheids massgebenden Marktpreises nach Artikel 3j Absatz 2, ob das Projekt in der Zubaumenge nach Artikel 7a Absatz 2 Buchstabe d des Gesetzes oder in der maximalen Summe der Zuschläge nach Artikel 7a Absatz 4 des Gesetzes Platz findet. Die nationale Netzgesellschaft teilt dem Antragsteller das Resultat der Prüfung in einem Bescheid mit.

Ist absehbar, dass die Summe der Vergütungen voraussichtlich die Zubaumenge oder die maximale Summe der Zuschläge erreicht, teilt das Bundesamt der nationalen Netzgesellschaft mit, dass sie keine Bescheide mehr erteilen darf.

Massgebend für die Berücksichtigung eines Projekts ist das Anmeldedatum. Können nicht alle am gleichen Tag angemeldeten Projekte berücksichtigt werden, so berücksichtigt die nationale Netzgesellschaft zuerst die Projekte mit der grössten Leistung.

Die nicht berücksichtigten Projekte werden nach dem Datum der Anmeldung in eine Warteliste aufgenommen.

Hat das Bundesamt eine neue Zubaumenge festgelegt oder ändert der Marktpreis, so berücksichtigt die nationale Netzgesellschaft zuerst die Projekte auf der Warteliste entsprechend dem Anmeldedatum.

Art. 3h Meldepflichten, Inbetriebnahme

Der Antragsteller hat innerhalb der Fristen nach den Anhängen1.1–1.5 der nationalen Netzgesellschaft den Projektfortschritt zu melden.

Er hat die Anlage innerhalb der Fristen nach den Anhängen1.1–1.5 in Betrieb zu nehmen und der nationalen Netzgesellschaft zu melden, dass er die Anlage in Betrieb genommen und die Ausstellerin die Anlage erfasst hat.

Die nationale Netzgesellschaft teilt dem Antragsteller den Vergütungssatz mit.

Hält der Antragsteller die Fristen nach den Absätzen1 und 2 nicht ein oder entspricht die Anlage im Zeitpunkt der Inbetriebnahme nicht den Angaben in der Anmeldung, fällt die Verbindlichkeit des Bescheids dahin; die nationale Netzgesellschaft widerruft den Bescheid. Ausgenommen davon ist, wenn Gründe vorliegen, für die der Antragsteller nicht einzustehen hat. Die nationale Netzgesellschaft verlängert die Frist auf Gesuch hin.

Überträgt der Antragsteller die Anlage auf einen neuen Inhaber, so hat er die Übertragung umgehend der nationalen Netzgesellschaft zu melden. Ohne Meldung wird die Vergütung an den bisherigen Inhaber ausbezahlt.

Art. 3i Meldung des Projektes an den Netzbetreiber

Die Antragsteller von Neuanlagen nach Artikel 7a des Gesetzes haben ihren Netzbetreibern spätestens mit der Anmeldung nach Artikel 3g Absatz 1 ihr Projekt zu melden. Die Netzbetreiber teilen den Antragstellern innert 30 Tagen mit, ob und voraussichtlich bis wann die technischen Voraussetzungen gegeben sind, um die mit der Neuanlage produzierte Elektrizität einspeisen zu können.

3. Abschnitt: Zuschlag für die Übernahme von Elektrizität

Art. 3j Festlegung, Erhebung und Auszahlung des Zuschlags

Das Bundesamt legt jährlich zum voraus fest:

  1. den Zuschlag für die ungedeckten Kosten nach Artikel 15b Absatz 1 Buchstabe a des Gesetzes auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze. Es berücksichtigt dabei den voraussichtlichen nicht durch Marktpreise gedeckten Anteil der den Produzenten nach Artikel 7a und 28a des Gesetzes zu bezahlenden Vergütungen sowie die Vollzugskosten;

  2. die Aufteilung der Zuschläge nach Artikel 15b Absatz 4 des Gesetzes auf die Kosten nach Artikel 15b Absatz 1 Buchstaben b und c des Gesetzes, die Kosten nach Artikel 28a des Gesetzes sowie die Vollzugskosten.

Als Marktpreis gilt der mengengewichtete Durchschnitt der täglich börsengehandelten Spotpreise für Elektrizität für das Marktgebiet Schweiz. Er wird vierteljährlich vom Bundesamt aufgrund der Daten des Vorquartals für das laufende Quartal bestimmt und veröffentlicht.

Die nationale Netzgesellschaft erhebt bei den Netzbetreibern mindestens vierteljährlich den Zuschlag.

Der Verantwortliche der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien bezahlt den Produzenten unabhängig von ihrer Anschlussleistung vierteljährlich die Vergütung. Reichen die finanziellen Mittel des Fonds nach Artikel 3k und aus der Vergütung des Marktpreises durch die Bilanzgruppen für die Zahlung der Vergütungen nicht aus, erfolgt im laufenden Jahr eine anteilmässige Auszahlung. Der Differenzbetrag wird im folgenden Jahr ausbezahlt.

Stimmt die Höhe der Vergütung nicht mit der effektiven Produktion oder mit den Anforderungen nach den Anhängen1.1–1.5 überein, wird der entsprechende Betrag vom Produzenten zurückgefordert oder in der folgenden Zahlungsperiode verrechnet.

Art. 3k Fonds zur Äufnung aus den Zuschlägen

Die nationale Netzgesellschaft führt für die Zuschläge ein separates Konto.

Die darin vorhandenen finanziellen Mittel sind zu einem marktüblichen Zins für risikofreie Anlagen zu verzinsen.

4. Abschnitt: Begrenzung des Zuschlags für Grossverbraucher

Art. 3l Antrag auf Rückerstattung

Endverbraucher, deren Elektrizitätskosten mehr als 10 Prozent der Bruttowertschöpfung ausmachen (Grossverbraucher), können für denjenigen Teil der Zuschläge, der 3 Prozent der Elektrizitätskosten übersteigt, einen Antrag auf Rückerstattung stellen.

Der Antrag hat mindestens folgende Angaben zu enthalten:

  1. die Ermittlung der Bruttowertschöpfung auf der Grundlage der Jahresrechnung des letzten vollen Geschäftsjahres; die Jahresrechnung ist nach den Grundsätzen der Fachempfehlungen zur Rechnungslegung Swiss GAAP FER27 oder anerkannten internationalen Rechnungslegungsstandards zu erstellen;

  2. die Bestätigung eines zugelassenen Revisionsexperten, dass die Bruttowertschöpfung richtig ermittelt wurde; sie kann im Zuge der Prüfung der Jahresrechnung erfolgen;

  3. der Nachweis der Elektrizitätskosten in der Jahresrechnung des letzten vollen Geschäftsjahres;

  4. die im entsprechenden Zeitraum bezogene Strommenge und der dafür entrichtete Zuschlag nach Artikel 15b Absatz 3 des Gesetzes.

Grossverbraucher, welche die Kriterien der ordentlichen Revisionspflicht nach

Artikel 727 Absatz 1 Ziffer 1 des Obligationenrechts28 nicht erfüllen, können die

Bruttowertschöpfung aufgrund der Mehrwertsteuerdeklarationen des letzten vollen Geschäftsjahres berechnen. Eine Bestätigung durch einen zugelassenen Revisionsexperten ist nicht notwendig.

Der Antrag auf Rückerstattung muss bis zum30. Juni des Folgejahres beim Bundesamt gestellt werden.

Art. 3m Bruttowertschöpfung, Elektrizitätskosten

Die Bruttowertschöpfung ist die aus dem Produktions- und Dienstleistungsprozess hervorgehende Wertsteigerung der Güter und Dienstleistungen abzüglich sämtlicher Vorleistungen; Abschreibungen und Finanzierungskosten gehören nicht zu den Vorleistungen.

Sie wird bei einzelnen Gesellschaften und Zweigniederlassungen ausländischer Gesellschaften auf der Grundlage des Einzelabschlusses festgelegt.

Bilden Gesellschaften und Zweigniederlassungen ausländischer Gesellschaften eine wirtschaftliche Einheit und verfügen sie über einen auf die Schweiz begrenzten konsolidierten Abschluss, so ist dieser zur Bestimmung der Bruttowertschöpfung massgebend.

vom1. Januar 2007; die Empfehlungen können beim Verlag SKV, Hans Huber-Strasse4, Postfach 687, 8027 Zürich, bezogen werden; verlagskv@kvschweiz.ch.

Elektrizitätskosten sind die an Grossverbraucher in Rechnung gestellten Kosten für Netznutzung, Stromlieferung sowie Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen ohne Zuschlag nach Artikel 15b Absatz 3 des Gesetzes und ohne Mehrwertsteuer.

Art. 3n Härtefall

Endverbraucher, deren Elektrizitätskosten mindestens 8 Prozent der Bruttowertschöpfung ausmachen, sind den Grossverbrauchern gleichgestellt, wenn sie nachweisen, dass sie:

  1. dem Wettbewerb ausgesetzt sind; und

  2. einen Standortnachteil gegenüber direkten Konkurrenten in der Schweiz, deren Zuschlag begrenzt ist, oder gegenüber ausländischen Konkurrenten haben; bei ausländischen Konkurrenten haben sie den Standortnachteil anhand von vergleichbaren Referenzstrompreisen nachzuweisen.

Art. 3o Abrechnung und Verzinsung

Heisst das Bundesamt den Antrag auf Rückerstattung gut, rechnet die nationale Netzgesellschaft über die zuviel bezahlten Zuschläge ab. Diese sind ab Ende des Geschäftsjahres zu einem marktüblichen Zins für risikofreie Anlagen zu verzinsen.

5. Abschnitt: Meldepflichten, Berichterstattung

Art. 3p Meldepflichten

Der Verantwortliche der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien hat der nationalen Netzgesellschaft vierteljährlich insbesondere die Elektrizitätsmenge und die den Produzenten zu bezahlenden Vergütungen nach Erzeugungstechnologie, Kategorie und Leistungsklasse zu melden.

Art. 3q Berichterstattung

Die nationale Netzgesellschaft hat dem Bundesamt vierteljährlich Bericht zu erstatten über:

  1. die Verwaltung des Fonds nach Artikel 3k;

  2. die Daten nach Artikel 3p;

  3. die Vollzugskosten.

6. Abschnitt: Wettbewerbliche Ausschreibungen

Art. 4 Ausschreibungen

Das Bundesamt führt jährlich wettbewerbliche Ausschreibungen für befristete Effizienzmassnahmen durch, an denen sich private oder öffentliche Trägerschaften von Effizienzprogrammen beteiligen können.

Die Effizienzmassnahmen müssen zum Ziel haben, mit möglichst gutem Kosten- Nutzen-Verhältnis Reduktionen insbesondere des Elektrizitätsverbrauchs von Gebäuden, Fahrzeugen, Geräten oder Wirtschafts- und Dienstleistungsunternehmen und eine möglichst rasche Marktreife von neuen Technologien zu erreichen.

Das Bundesamt kann die Kantone und private Organisationen zum Vollzug beiziehen.

Art. 5 Festlegung des Zuschlags zur Finanzierung der Kosten nach

Artikel 15b Absatz 1 Buchstabe b des Gesetzes

Das Bundesamt legt jährlich zum voraus den Zuschlag zur Finanzierung der Kosten nach Artikel 15b Absatz 1 Buchstabe b des Gesetzes auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze fest. Es berücksichtigt dabei die voraussichtlichen Kosten für die Projektbeiträge und die Vollzugskosten.

Die nationale Netzgesellschaft erhebt mindestens vierteljährlich bei den Netzbetreibern den Zuschlag.

Sie führt für die Zuschläge ein separates Konto. Die darin vorhandenen finanziellen Mittel sind zu einem marktüblichen Zins für risikofreie Anlagen zu verzinsen.

Art. 5a –5c

Aufgehoben 2b. Kapitel: Eintritt in das Modell nach Artikel 7a des Gesetzes und Austritt

Art. 6

Die Bilanzgruppe für erneuerbare Energien ist verpflichtet, Elektrizität von Produzenten, die mit einer bestehenden Anlage ins Modell nach Artikel 7a des Gesetzes (Einspeisemodell) eintreten, ab Beginn eines Kalenderjahres abzunehmen und zu vergüten.

Die Produzenten, die ins Einspeisemodell wechseln wollen, haben sich spätestens drei Monate vor Ende eines Kalenderjahres bei der nationalen Netzgesellschaft anzumelden. Diese stellt den Produzenten den Bescheid spätestens zwei Monate vor Ende des Kalenderjahres zu. Im Übrigen richtet sich das Verfahren sinngemäss nach

Artikel 3g und Artikel 3h Absatz 3.

Die Produzenten nach Artikel 7a des Gesetzes können unter Einhaltung einer Kündigungsfrist von einem Monat auf Ende eines Kalenderjahres aus dem Einspeisemodell austreten.

Sie teilen den Wechsel den betroffenen Bilanzgruppen mindestens einen Monat vor Ende des Kalenderjahres mit.

Für Anlagen von Produzenten nach Absatz 1 richtet sich die Vergütung nach den im Erstellungsjahr geltenden Gestehungskosten.

Gliederungstitel vor Art. 6a 2c. Kapitel: Kommission

Art. 6a

Das Departement ernennt eine Kommission aus Vertretern des Bundes, der Kantone, der Energiewirtschaft und der Produzenten.

Die Kommission berät das Bundesamt in Fragen der Anschlussbedingungen nach

Artikel 7, 7a und 28a des Gesetzes. Das Departement regelt die Einzelheiten.

Gliederungstitel vor Art. 11a 3a. Kapitel: Gebäude

Art. 11a

Die Kantone orientieren sich beim Erlass der Vorschriften nach Artikel 9 Absatz 3 des Gesetzes an den unter den Kantonen harmonisierten Anforderungen.

Vorschriften über Zielvereinbarungen mit Grossverbrauchern sind unter den Kantonen bzw. mit dem Bund nach Möglichkeit zu harmonisieren.

Sofern Zielvereinbarungen mit Grossverbrauchern den Anforderungen der Richtlinie über freiwillige Massnahmen zur Reduktion von Energieverbrauch und CO2-Emissionen vom2. Juli 2007 entsprechen oder sich ein Grossverbraucher gegenüber dem Bund gemäss CO2-Gesetz zur Reduktion der CO2-Emissionen verpflichtet, führt das Bundesamt die Audits und das Monitoring durch.

Als wesentliche Erneuerungen nach Artikel 9 Absatz 3 Buchstabe d des Gesetzes gelten insbesondere:

  1. die Totalsanierung des Heizungs- und des Warmwassersystems;

  2. energetische Gebäudesanierungen bei Nahwärmenetzen, in denen die Abrechnung pro Gebäude erfolgt und an einem oder mehreren Gebäuden die Gebäudehülle zu über 75 Prozent saniert wird.

Gliederungstitel vor Art. 12

4. Kapitel: Förderung und Risikoabsicherung

Art. 12 Abs. 2

Das Bundesamt erarbeitet zusammen mit den Kantonen und betroffenen privaten Organisationen Vollzugshilfen zum Gesetz und zu dieser Verordnung, insbesondere Empfehlungen:

  1. für die Berechnung und die Festlegung der Vergütung der eingespeisten Energie (Art. 7 Abs. 1 und 2, 7a Abs. 2 und Art. 28a Abs. 1 EnG);

  2. zu den Anschlussbedingungen für Produzenten von Energie nach Artikel 7, Gliederungstitel vor Art. 17a 2a. Abschnitt: Risikoabsicherung

Art. 17a Grundsatz

1 Bürgschaften zur Risikoabsicherung von Anlagen zur Nutzung von Geothermie können gewährt werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang 1.6 erfüllen.

Die nationale Netzgesellschaft zahlt die Bürgschaft aus, soweit die Bohr- und Testarbeiten gemäss Anhang 1.6 als Teil- oder als Misserfolg beurteilt werden.

Das Bundesamt wird beauftragt, spezifische Mindestanforderungen in Richtlinien zu regeln.

Art. 17b Verfahren, Meldepflichten

Der Antragsteller hat sein Gesuch um Gewährung einer Bürgschaft zur Risikoabsicherung bei der nationalen Netzgesellschaft einzureichen.

Das Bundesamt setzt ein Expertengremium ein, welches das Gesuch zuhanden der nationalen Netzgesellschaft begutachtet und das Projekt begleitet. Das Expertengremium kann zur Erfüllung seiner Aufgaben weitere Fachleute beiziehen.

Die Anforderungen an das Gesuch, das Verfahren und die Aufgaben des Expertengremiums richten sich nach Anhang 1.6.

Die nationale Netzgesellschaft hat die Gesuche um Gewährung einer Bürgschaft zur Risikoabsicherung, die Bürgschaftsverpflichtungen und -verluste und die realisierten Anlagen umgehend dem Bundesamt zu melden.

Art. 17c Zuschlag für Verluste aus Bürgschaften

Das Bundesamt legt zum voraus jährlich den Zuschlag nach Artikel 15b Absatz 1 Buchstaben c des Gesetzes für die Verluste aus Bürgschaften auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze fest. Es berücksichtigt dabei die vorgesehenen und realisierten Anlagen zur Nutzung von Geothermie und die Vollzugskosten.

Die nationale Netzgesellschaft erhebt bei den Netzbetreibern mindestens vierteljährlich den Zuschlag.

Sie führt für die Zuschläge ein separates Konto. Die darin vorhandenen finanziellen Mittel sind zu einem marktüblichen Zins für risikofreie Anlagen zu verzinsen.

Art. 21 Abs. 1

Die Kantone vollziehen mit Unterstützung des Bundesamtes Artikel 11a.

Art. 22 Abs. 1 und 2

Das Bundesamt kontrolliert, ob die Kennzeichnung von Elektrizität, die Berechnung, Erstattung und Überwälzung von Kosten sowie die in Verkehr gebrachten Anlagen und Geräte den Vorschriften dieser Verordnung entsprechen. Es führt zu diesem Zweck Stichproben durch und verfolgt begründete Hinweise auf Unregelmässigkeiten.

Es ist insbesondere befugt, die für den Nachweis der Konformität, die Kontrolle der Anschlussbedingungen für fossile und erneuerbare Energien und für Elektrizität aus erneuerbaren Energien, die Kontrolle der wettbewerblichen Ausschreibungen und der Risikoabsicherung erforderlichen Unterlagen und Informationen zu verlangen, Muster zu erheben und Prüfungen zu veranlassen.

Art. 23 Abs. 1

Soweit diese Verordnung nichts anderes bestimmt, müssen sich die nach dem Gesetz und dieser Verordnung beigezogenen privaten Organisationen selbst finanzieren. Das Bundesamt kann im Rahmen seiner Vollzugskompetenzen die Aufwendungen für einzelne, vereinbarte Aufgaben ganz oder teilweise entschädigen. Zur Anwendung gelangen die jeweils gültigen Ansätze der Bundesverwaltung für den Beizug von Experten und Beauftragten.

Art. 26 Abs. 1

Aufgehoben

Art. 28 Bst. e–g

Nach Artikel 28 des Gesetzes wird bestraft, wer vorsätzlich oder fahrlässig:

  1. Vorschriften über den Herkunftsnachweis verletzt (Art. 1d);

  2. im Anmelde- oder Bescheidverfahren Angaben, die für die Beurteilung des Projekts wesentlich sind, unrichtig oder unvollständig macht (Art. 3g

Art. 28a Änderung der Anhänge1.1–1.6

Das Departement kann die Anhänge1.1–1.6 der technischen und wirtschaftlichen Entwicklung anpassen.

Art. 29 Übergangsbestimmungen zur Änderung vom14. März 2008

Für bestehende Verträge nach Artikel 28a Absatz 1 des Gesetzes gelten die Artikel 1 Buchstaben a–f und h, 2–5 und 5a Absatz 1 der Energieverordnung in der Fassung vom7. Dezember 199829 und Artikel 1d Absätze2, 6 und 7, 1g, 3b Absatz 2, 3k und 3q dieser Verordnung sinngemäss.

Die nationale Netzgesellschaft bezahlt den Netzbetreibern für Anlagen nach Artikel 28a Absatz 1 des Gesetzes vierteljährlich die Mehrkosten nach Artikel 5a Absatz

der Energieverordnung in der Fassung vom7. Dezember 1998 gemäss den Empfehlungen des Bundesamtes nach Artikel 12 Absatz 2 dieser Verordnung. Reichen die finanziellen Mittel des Fonds nach Artikel 3k dieser Verordnung für die Zahlung der Mehrkosten nicht aus, so erfolgt im laufenden Jahr eine anteilmässige Auszahlung. Der Differenzbetrag wird im folgenden Jahr ausbezahlt.

Für Anlagen mit bestehenden Verträgen nach Artikel 2 Absatz 1 der Energieverordnung in der Fassung vom7. Dezember 1998, die nach dem31. Dezember 2005 in Betrieb genommen wurden, gelten die Bestimmungen von Artikel 3–3q sowie

Artikel 6 dieser Verordnung.

Das Bundesamt legt am1. Mai 2008 für das Jahr 2008 folgende Zubaumengen für Photovoltaikanlagen fest:

  1. eine Zubaumenge für Anlagen, für die am1. Mai 2008 die für die Anmeldung und die Projektfortschrittsmeldung verlangten Angaben vorhanden sind;

  2. eine Zubaumenge für Anlagen, für die voraussichtlich bis am31. Dezember 2008 ein zustimmender Bescheid erteilt werden kann.

Das Bundesamt legt den Zuschlag auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze nach Artikel 3j Absatz 1, Artikel 5 Absatz 1 und Artikel 17c Absatz 1 erstmals in der ersten Hälfte September 2008 fest.

AS 1999 207

Die Elektrizitätskommission nach Artikel 21 des Stromversorgungsgesetzes vom 23. März 200730 beurteilt Streitigkeiten im Zusammenhang mit den Anschlussbedingungen für Energieerzeugungsanlagen und den Zuschlägen auf die Übertragungskosten nach Artikel 7 des Gesetzes in der Fassung vom26. Juni 1998, zu welchen am1. Januar 2009 noch kein erstinstanzlicher Entscheid einer kantonalen Behörde ergangen ist.

Art. 30 Bst. c

Es werden aufgehoben:

c. Anhang 3.3 auf den31. Dezember 2008.

Anhänge

Die bisherigen Anhänge1.1 und 1.2 werden neu als Anhänge2.1 und 2.2 nummeriert. Anhang 2.1 wird gemäss Beilage geändert.

Der Anhang 3.6 (betrifft nur französischen Text) wird geändert und Anhang 4 erhält die neue Fassung gemäss Beilage.

Diese Verordnung erhält die zusätzlichen Anhänge1.1–1.6 und 2.3 gemäss Beilage.

Anhang 1.1

Anschlussbedingungen für Kleinwasserkraftanlagen Kleinwasserkraftanlage: jede selbständige technische Einrichtung zur Erzeugung von Strom aus Wasserkraft an einem bestimmten Standort. Dazu gehören insbesondere Stauanlage, Wasserfassung, Druckleitungen, Turbinen, Generatoren, Einspeisestelle, Steuerung. Dotierkraftwerke gelten als selbständige Anlagen. gelten Anlagen, die:

  1. verglichen mit dem Durchschnitt der2 letzten vollen Betriebsjahre vor dem1. Januar 2006 ihre Elektrizitätsproduktion um mindestens 20 % steigern; oder

  2. vor dem1. Januar 2006 stillgelegt wurden und bei der Wiederinbetriebnahme ihre Elektrizitätsproduktion verglichen mit den letzten2 vollen Betriebsjahren vor der Stilllegung um mindestens 10 % steigern.

1.3 Mindestanforderungen Das Bundesamt kann ökologische und energetische Mindestanforderungen in Richtlinien regeln.

Die Kategorien sind in die Berechnung nach Ziffer 3 integriert.

3.1 Die Vergütung setzt sich aus einer Grundvergütung und aus Boni zusammen. Es können mehrere Boni zur Anwendung kommen. 3.2 Grundvergütung: Die für die Festlegung der Vergütung massgebliche Leistung der Anlage ist die äquivalente Leistung. Diese entspricht dem Quotienten aus der im entsprechenden Kalenderjahr am Einspeisepunkt gemessenen Elektrizität in kWh und der Stundensumme des jeweiligen Kalenderjahres abzüglich der vollen Stunden vor Inbetriebnahme oder nach Stilllegung der Anlage. Die Höhe der Grundvergütung wird nach der äquivalenten Leistung der Anlage anteilmässig nach folgenden Leistungsklassen berechnet:

Leistungsklasse Grundvergütung (Rp./kWh) ≤10 kW 26 ≤50 kW 20 ≤300 kW14.5 ≤1 MW 11 ≤10 MW7.5 3.3 Druckstufen-Bonus: Die Höhe des Druckstufen-Bonus bestimmt sich nach der Brutto-Fallhöhe der Anlage anteilmässig nach folgenden Fallhöhenklassen:

Fallhöhenklasse (m) Bonus (Rp./kWh) ≤54.5 ≤102.7 ≤20 2 ≤501.5 3.4 Wasserbau-Bonus: Beträgt der Anteil des nach dem Stand der Technik realisierten Wasserbaus (inkl. Druckleitungen) weniger als 20 % der gesamten Investitionskosten des Projektes, so entfällt der Anspruch auf den Wasserbau-Bonus. Beträgt er mehr als 50 %, so besteht Anspruch auf den vollen Bonus. Zwischen 20 % und 50 % wird gemäss der unten stehenden Grafik linear interpoliert. Der Bonus wird nach der äquivalenten Leistung der Anlage anteilmässig nach Leistungsklassen berechnet. Dotierwasserkraftwerke haben keinen Anspruch auf diesen Bonus.

100

80 Anspruch auf WB-Bonus [%]

60

40

20

0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Anteil Wasserbau an Gesamtinvestition [%] Wasserbau-Bonus nach Leistungsklassen:

Leistungsklasse (kW) Wasserbau-Bonus (Rp./kWh) ≤105.5 ≤50 4 ≤300 3 3.5 Die effektive Vergütung wird pro Kalenderjahr aufgrund der tatsächlich am Einspeisepunkt gemessenen Elektrizität folgendermassen berechnet:

  1. bis Ende des ersten vollen Kalenderjahres, in dem die Anlage in Betrieb ist, gestützt auf die erwartete Brutto-Stromproduktion nach Ziffer 5.1 Buchstabe c;

  2. in den folgenden Kalenderjahren gestützt auf die effektive Produktion des jeweiligen Vorjahres.

3.6 Die maximale Vergütung inklusive Boni beträgt 35 Rp./kWh.

4.1 Die jährliche Absenkung beträgt 0 %. 4.2 Die Amortisations- und Vergütungsdauer beträgt 25 Jahre. Die Vergütungsdauer beginnt nach Inbetriebnahme der Anlage und endet am31. Dezember

  1. Zustimmung der Grundeigentümer;

  2. mittlere mechanische Bruttoleistung;

  3. erwartete Brutto-Stromproduktion in kWh pro Kalenderjahr;

  4. Brutto-Fallhöhe in m;

  5. Art des genutzten Gewässers (Fliessgewässer / übrige Gewässer) und Kraftwerkstyp;

  6. geplantes Inbetriebnahmedatum;

  7. für Erneuerungen und Erweiterungen die Produktionszahlen der letzten 2 vollen Betriebsjahre vor dem1. Januar 2006;

  8. bei still gelegten Anlagen: Stilllegungsdatum und die Produktionszahlen der letzten2 vollen Betriebsjahre vor der Stilllegung;

  1. Gesamtinvestitionskosten des Projektes mit Aufteilung auf die Hauptkomponenten; separat aufzuführen sind insbesondere die Investitionskosten für den Wasserbau (inkl. Druckleitungen). Die Projektfortschrittsmeldung ist spätestens 4 Jahre nach der Anmeldung

  2. Baubewilligung, Konzession;

  3. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 5.1; Die Inbetriebnahmemeldung ist spätestens 6 Jahre nach der Anmeldung

  4. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 5.1.

Der Anlagebetreiber hat dem Bundesamt auf Verlangen Einsicht in die Betriebsdaten der Anlage zu gewähren.

Anhang 1.2

Anschlussbedingungen für Photovoltaik Photovoltaikanlagen bestehen aus einem Modulfeld, einem oder mehreren Wechselrichtern und einer Einspeisestelle. Das Modulfeld kann aus mehreren ähnlichen Teilfeldern zusammengesetzt sein. Teilfelder, welche verschiedenen Kategorien nach Ziffer 2 angehören, gelten bezüglich der Vergütung als eigenständige Anlagen. gelten Anlagen, die verglichen mit letzten5 vollen Betriebsjahren ihre Elektrizitätsproduktion um mindestens 50% steigern.

2.1. Freistehende Anlagen Anlagen, welche keine konstruktive Verbindung zu Bauten haben. Beispiele: In Gärten oder auf Brachland aufgeständerte Anlagen. 2.2. Angebaute Anlagen Anlagen, welche konstruktiv mit Bauten oder sonstigen Infrastrukturanlagen verbunden sind und einzig der Stromproduktion dienen. Beispiele: Auf Flachdächern mittels Befestigungssystemen oder auf einem Ziegeldach montierte Module. 2.3. Integrierte Anlagen Anlagen, welche in Bauten integriert sind und eine Doppelfunktion wahrnehmen. Beispiele: Photovoltaik-Module anstelle von Ziegeln oder Fassadenelementen, in Schallschutzwänden integrierte Module.

3.1 Die Vergütung für Neuanlagen wird wie folgt berechnet:

Anlagekategorie Leistungsklasse Vergütung (Rp./kWh) Freistehend ≤10 kW 65 ≤30 kW 54 ≤100 kW 51 Angebaut ≤10 kW 75 ≤30 kW 65 ≤100 kW 62 Integriert ≤10 kW 90 ≤30 kW 74 ≤100 kW 67 3.2 Für Anlagen mit Nennleistung >10 kW wird die Vergütung anteilsmässig über die Leistungsklassen berechnet. 3.3 Die normierte DC-Spitzenleistung des Solarstromgenerators wird zur Leistungsklasseneinteilung verwendet.

4.1 Die Vergütungssätze für Neuanlagen nach den Ziffern3.1 und 3.2 sinken ab 2010 um 8 % pro Jahr. 4.2 Die Amortisations- und Vergütungsdauer beträgt 25 Jahre. Die Vergütungsdauer beginnt nach Inbetriebnahme der Anlage und endet am31. Dezember

  1. Kategorie der Anlage;

  2. Nennleistung;

  3. erwartete jährliche Produktion;

  4. Zustimmung der Grundeigentümer;

Die Projektfortschrittsmeldung ist spätestens 6 Monate nach der Anmeldung

  1. Baubewilligung, falls notwendig; Die Inbetriebnahmemeldung ist für integrierte Anlagen spätestens 24 Monate, für alle anderen Anlagen spätestens 15 Monate nach der Anmeldung einzureichen und hat mindestens folgende Angaben zu enthalten:

  2. Abnahmeprotokoll mit detaillierter technischer Beschreibung;

Der Anlagenbetreiber hat dem Bundesamt auf Verlangen Einsicht in die Betriebsdaten der Anlage zu gewähren.

Anhang 1.3

Anschlussbedingungen für Windenergie Windenergieanlagen bestehen aus Rotor, Konversionseinrichtung, Turm, Fundament und Netzanschluss. Stehen mehrere Windenergieanlagen in einer gemeinsamen räumlichen Anordnung (Windpark), so gilt jede Einheit von Rotor, Konversionseinrichtung, Turm und Fundament als selbständige Anlage. gelten Anlagen, die verglichen mit dem Durchschnitt der letzten2 vollen Betriebsjahre vor dem1. Januar 2006 ihre Elektrizitätsproduktion um mindestens 20 % steigern.

2.1 Kleinwindanlagen Windenergieanlagen mit einer elektrischen Nennleistung bis und mit 10kW. 2.2 Grosswindanlagen Windenergieanlagen mit einer elektrischen Nennleistung grösser als 10kW.

3.1 Die Vergütung für Strom aus Kleinwindanlagen beträgt 20 Rp./kWh während der gesamten Vergütungsdauer. 3.2 Die Vergütung für Strom aus Grosswindanlagen beträgt 20 Rp./kWh während 5 Jahren ab dem Zeitpunkt der ordentlichen Inbetriebnahme. 3.3 Nach 5 Jahren wird die mittlere Elektrizitätsproduktion (effektiver Ertrag) mit dem Referenzertrag dieser Anlage nach Ziffer 3.4 verglichen:

a. Erreicht oder übersteigt der effektive Ertrag 150 % des Referenzertrags, so wird die Vergütung sofort bis zum Ende der Vergütungsdauer auf 17 Rp./kWh gesenkt.

b. Unterschreitet der effektive Ertrag 150 % des Referenzertrags, so wird die Zahlung der Vergütung von 20 Rp./kWh um 2 Monate pro 0.75 %, welche der effektive Ertrag 150 % des Referenzertrags unterschreitet, verlängert. Danach beträgt die Vergütung bis zum Ende der Vergütungsdauer 17 Rp./kWh. 3.4 Der Referenzertrag wird auf der Basis der Leistungskennlinie und der Nabenhöhe der effektiv gewählten Windenergieanlage und mit den Merkmalen des Referenzstandorts Schweiz berechnet. Der Referenzstandort Schweiz beinhaltet folgende vier Merkmale: 1. Mittlere Windgeschwindigkeit =4.5 m/s auf 50 m über Grund 2. logarithmisches Höhenprofil 3. Weibull-Verteilung mit k =2.0 4. Rauhigkeitslänge = 0.1 m Das Bundesamt wird beauftragt, die detaillierte Berechnung des Referenzertrags in einer Richtlinie zu regeln.

4.1 Die Vergütungssätze für Neuanlagen nach den Ziffern3.1 und 3.2 sinken ab 2013 um1.5 % pro Jahr. 4.2 Die Amortisations- und Vergütungsdauer beträgt 20 Jahre. Die Vergütungsdauer beginnt nach Inbetriebnahme der Anlage und endet am31. Dezember

  1. Standort der Anlage inkl. Angabe der Höhe über Meer;

  2. Zustimmung der Grundeigentümer;

  3. Nennleistung;

  4. erwartete jährliche Produktion;

Die Inbetriebnahmemeldung ist spätestens 5 Jahre nach der Anmeldung

  1. Typenbezeichnung der Anlage;

  2. elektrische Nennleistung;

  3. Nabenhöhe;

  4. Extraausrüstungen, z.B. Rotorblattheizung;

  5. Inbetriebnahmedatum;

  6. Allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 5.1.

Der Anlagenbetreiber hat dem Bundesamt auf Verlangen Einsicht in die Betriebsdaten der Anlage zu gewähren.

Anhang 1.4

Anschlussbedingungen für Geothermieanlagen 1.1 Geothermieanlagen bestehen aus einem unterirdischen Teil (eine oder mehrere Bohrungen, Reservoir) und einem überirdischen Teil (Konversionseinrichtung, Energieverteilung) und dienen der Produktion von Strom und Wärme. 1.2 Geothermieanlagen dürfen keine fossilen Energieträger zur Energieproduktion gemeinsam mit geothermischer Energie in der gleichen Anlage nutzen. 1.3 Geothermieanlagen müssen einen minimalen Gesamtnutzungsgrad gemäss folgendem Diagramm aufweisen:

Mindestanforderung an den Jahresnutzungsgrad

50 Nutzungsgrad Wärme [%]

30

10

0 1 2 3 4 5 6 Nutzungsgrad Strom [%] Der Gesamtnutzungsgrad bezieht sich auf die jährliche Energie am Bohrlochkopf. Wird der geforderte Gesamtnutzungsgrad im Normalbetrieb während einem Kalenderjahr um mehr als 20 % oder während2 aufeinander folgenden Kalenderjahren unterschritten, besteht kein Anspruch mehr auf die kostendeckende Vergütung, bis der minimale Gesamtenergienutzungsgrad während einem Kalenderjahr wieder erreicht wird. 1.4 Erheblich erweiterte oder erneuerte Anlagen gelten Anlagen, die verglichen mit dem Durchschnitt der letzten2 vollen Betriebsjahre vor dem1. Januar 2006 ihre Elektrizitätsproduktion bei mindestens gleich hohem Wärmenutzungsgrad um mindestens 25 % steigern.

Berechnung der Vergütung 2.1 Die Höhe der Vergütung richtet sich nach der elektrischen Nennleistung Pel der Anlage:

Leistungsklasse Pel Vergütung (Rp./kWh) ≤10 MW 27.0 ≤20 MW21.0 2.2 Für Anlagen mit Nennleistung >5 MW wird die Vergütung anteilsmässig über die Leistungsklassen berechnet.

Jährliche Absenkung, Dauer der Vergütung 3.1 Die Vergütungssätze für Neuanlagen nach den Ziffern2.1 und 2.2 sinken ab 2018 um 0,5 % pro Jahr. 3.2 Die Amortisations- und Vergütungsdauer beträgt 20 Jahre. Die Vergütungsdauer beginnt nach Inbetriebnahme der Anlage und endet am31. Dezember

Anmelde- und Bescheidverfahren 4.1 Anmeldung

  1. Standort der Anlage;

  2. Zustimmung der Grundeigentümer;

  3. elektrische und thermische Nennleistung;

  4. projektierte jährliche Bruttoproduktion (elektrisch und thermisch);

  5. projektierte Wärmenutzung und Zustimmung der voraussichtlichen Wärmeabnehmer;

  6. Rückkühlmedium;

  7. geplantes Inbetriebnahmedatum.

4.2 Projektfortschrittsmeldung Die Projektfortschrittsmeldung ist spätestens 3 Jahre nach der Anmeldung

  1. Anschlussmöglichkeiten für thermische Energie;

  2. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 4.1.

4.3 Inbetriebnahmemeldung Die Inbetriebnahmemeldung ist spätestens 6 Jahre nach der Anmeldung

b. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 4.1.

Betriebsdaten Der Anlagenbetreiber hat dem Bundesamt auf Verlangen Einsicht in die Betriebsdaten der Anlage zu gewähren.

Anhang 1.5

Anschlussbedingungen für Biomasseenergieanlagen

1 Begriffe

1.1 Biomasse: Sämtliches durch Fotosynthese direkt oder indirekt erzeugtes organisches Material, das nicht über geologische Prozesse verändert wurde.

Hierzu gehören auch sämtliche Folge- und Nebenprodukte, Rückstände und Abfälle, deren Energiegehalt aus der Biomasse stammt. 1.2 Energiepflanzen: Pflanzen, die hauptsächlich zum Zwecke der Energiegewinnung angebaut werden. 1.3 Biogenes Gas: aus Biomasse nach Ziffer 1.1 hergestelltes Gas.

2 Anlagendefinitionen

2.1 Kehrichtverbrennungsanlagen (KVA)

Anlagen zur thermischen Verwertung von Siedlungsabfällen aus Haushalten, Gewerbe und Industrie nach Artikel 3 Absatz 1 der Technischen Verordnung über Abfälle vom10. Dezember 199031 (TVA).

2.2 Schlammverbrennungsanlagen

Anlagen zur thermischen Verwertung von Schlämmen aus Biomasse (Klärschlämme, Papierschlämme, Schlämme aus Lebensmittelindustrie).

2.3 Klärgas- und Deponiegasanlagen

Anlagen zur Nutzung von Klärgas aus Abwasserreinigungsanlagen oder von Deponiegas.

2.4 Übrige Biomasseanlagen

Jede selbständige technische Einrichtung zur Erzeugung von Elektrizität aus Biomasse. In Anlagen zur Gewinnung von Energie aus Biomasse laufen in der Regel mehrstufige Prozesse ab. Dazu gehören insbesondere:

  1. Brennstoff- bzw. Substrat-Annahme und -Vorbehandlung;

  2. erste Konversionsstufe (Umwandlung der Biomasse mittels thermochemischer, physikalisch-chemischer oder biologischer Verfahren zu einem Zwischenprodukt);

  3. zweite Konversionsstufe (Umwandlung des Zwischenprodukts mittels Wärme-Kraft-Kopplungsanlage zu Strom und Wärme);

  4. Nachbehandlung der Reststoffe und Nebenprodukte.

KVA 3.1 Erheblich erweiterte oder erneuerte Anlagen gelten Anlagen, die verglichen mit dem Durchschnitt der2 vollen Betriebsjahre vor dem1. Januar 2006 ihren Stromnutzungsgrad bei mindestens gleich hohem Wärmenutzungsgrad um mindestens 25 % steigern. 3.2 Erneuerbarer Anteil

% der produzierten Energiemenge wird als erneuerbar angerechnet. 3.3 Energetische Mindestanforderungen Der Gesamtenergienutzungsgrad muss einen Minimalwert gemäss folgendem Diagramm erfüllen: 70.0 65.0 60.0 Minimaler Gesamtenergienutzungsgrad 55.0 Wärmenutzungsgrad in % 50.0 45.0 40.0 35.0 30.0 25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 0.0 0.05.0 10.015.020.025.0 Stromnutzungsgrad in % Wird der geforderte Wärmenutzungsgrad während einem Kalenderjahr um mehr als 20 % oder während2 aufeinander folgenden Kalenderjahren unterschritten, besteht kein Anrecht mehr auf die kostendeckende Vergütung, bis der minimale Gesamtenergienutzungsgrad während einem Kalenderjahr wieder erreicht wird. Die Nutzungsgrade werden immer über ein ganzes Kalenderjahr bestimmt. Berechnung Stromnutzungsgrad: Die gesamte Stromproduktion (ab Generator) wird durch den Energieinput in den Kessel dividiert. Der Energieinhalt des Kehrichts wird aus der Dampfmenge und den Dampfparametern berechnet. Berechnung Wärmenutzungsgrad: Die gesamte genutzte Wärmemenge (Bestimmung durch Messung) wird durch den Energieinput in den Kessel dividiert. Der Energieinhalt des Kehrichts wird aus der Dampfmenge und den Dampfparametern berechnet. 3.4 Ökologische Mindestanforderungen 3.5 Vergütung Die Vergütung wird nach der folgenden Formel bestimmt: Vergütung = 2 × Stromgestehungskosten – Marktpreis Die Vergütung wird jährlich für das Folgejahr anhand der Jahresmittelwerte des Wärmenutzungsgrads des Vorjahres festgelegt.

Wärmenutzungsgrad Stromgestehungskosten (Rp./kWh) 0%10

%12.5 Die Stromgestehungskosten für andere Wärmenutzungsgrade werden aus den oben stehenden Werten linear interpoliert. 3.6 Jährliche Absenkung, Dauer der Vergütung – Die jährliche Absenkung beträgt 0 %. – Die Amortisations- und Vergütungsdauer beträgt 20 Jahre. Die Vergütungsdauer beginnt nach Inbetriebnahme der Anlage und endet am 3.7 Verbrennung von Altholz in KVA Wird einer KVA mindestens 5 Massenprozente zusätzliches Altholz (bezogen auf den Abfallinput) zugeführt, erhält die KVA für die daraus produzierte Elektrizität anteilmässig die Vergütung für übrige Biomasseanlagen, wenn die KVA die energetischen Mindestanforderungen für Dampfprozesse bei den übrigen Biomasseanlagen erfüllt. 3.8 Anmelde- und Bescheidverfahren 3.8.1 Anmeldung

  1. Projekt, welches aufzeigt, ob die Bedingungen nach Artikel 3a und Ziffer 3 erfüllt werden; b Eingesetzte Brennstoffmengen;

  2. installierte elektrische Leistung (kWel);

  3. erwartete Brutto-Strom- und Wärmeproduktion (kWh) pro Kalenderjahr;

3.8.2 Projektfortschrittsmeldung

  1. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 3.8.1;

  2. Inbetriebnahmedatum.

3.8.3 Inbetriebnahmemeldung

a. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 3.8.1; 3.9 Betriebsdaten

Schlammverbrennungsanlagen 4.1 Erheblich erweiterte oder erneuerte Anlagen Als erheblich erweitert oder erneuert im Sinne von Artikel 3a, Buchstabe b gelten Anlagen, die verglichen mit dem Durchschnitt der2 vollen Betriebsjahre vor dem1. Januar 2006 ihren Stromnutzungsgrad bei mindestens gleich hohen Wärmenutzungsgrad um mindestens 25 % steigern. 4.2 Anforderungen an den Schlamm und die Verbrennung Es darf nur entwässerter Schlamm oder Schlamm, der mit erneuerbaren Energien getrocknet wurde, eingesetzt werden. Als Zusatzbrennstoffe dürfen nur erneuerbare eingesetzt werden. 4.3 Energetische Mindestanforderungen Es gelten die Anforderungen nach Ziffer 3.3. 4.4 Ökologische Mindestanforderungen 4.5 Vergütung Die Vergütung wird jährlich für das Folgejahr anhand der Jahresmittelwerte des Wärmenutzungsgrads des Vorjahres festgelegt.

Wärmenutzungsgrad Vergütung (Rp./kWh) 0%10

%12.5 Die Vergütungen für andere Wärmenutzungsgrade werden aus den oben stehenden Werten linear interpoliert.

4.6 Jährliche Absenkung, Dauer der Vergütung – Die jährliche Absenkung beträgt 0 %. – Die Amortisations- und Vergütungsdauer beträgt 20 Jahre. Die Vergütungsdauer beginnt nach Inbetriebnahme der Anlage und endet am 4.7 Anmelde- und Bescheidverfahren Es gelten die Anforderungen nach Ziffer 3.8. 4.8 Betriebsdaten Es gelten die Anforderungen nach Ziffer 3.9.

Klärgas- und Deponiegasanlagen 5.1 Erheblich erweiterte oder erneuerte Anlagen gelten Anlagen, die verglichen mit dem Durchschnitt der2 vollen Betriebsjahre vor dem1. Januar 2006 ihre Elektrizitätsproduktion um mindestens

% steigern. 5.2 Energetische Mindestanforderungen Die Heizung des Faulturmes muss mit Abwärme erfolgen. Die WKK-Anlage muss einen minimalen elektrischen Wirkungsgrad gemäss folgendem Diagramm erreichen:

252 kW, 38%

elektrischer Wirkungsgrad [%]

34

minimaler elektrischer Wirkungsgrad

28

0 kW, 24%

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 elektrische Leistung WKK-Anlage [kW] Der Wert muss gemäss Herstellerangaben für Klärgas und unter Einhaltung der Anforderungen von Anhang 2, Ziffer 82 der Luftreinhalte-Verordnung vom16. Dezember 198532 (LRV) erreicht werden. 5.3 Das Bundesamt kann weitergehende ökologische Anforderungen für die energetische Nutzung von Co-Substraten in Richtlinien regeln. 5.4 Vergütung für Klärgas Die Vergütung wird nach der folgenden Formel berechnet: Vergütung in Rp./kWh = 193.29 ·x-0.2012 (x = Anzahl Einwohnerwerte der Abwasserreinigungsanlage) Die maximale Vergütung beträgt 24 Rp./kWh. 5.5 Vergütung für Deponiegas Die Vergütung wird nach der folgenden Formel berechnet: Vergütung in Rp./kWh = 60.673 ·x-0.2853 (x = elektrische Leistung des Blockheizkraftwerks in kW) Die maximale Vergütung beträgt 20 Rp./kWh. 5.6 Wird Klär- oder Deponiegas ins Erdgasnetz eingespeist und an einem anderen Ort als dem Ort der Gaserzeugung zur Elektrizitätsproduktion verwendet, richtet sich die Vergütung nach Ziffer 6.6. 5.7 Jährliche Absenkung, Dauer der Vergütung Die Vergütungssätze für Neuanlagen sinken ab 2010 um 1 % pro Jahr. Die Amortisations- und Vergütungsdauer beträgt 20 Jahre. Die Vergütungsdauer beginnt nach Inbetriebnahme der Anlage und endet am31. Dezember 5.8 Anmelde- und Bescheidverfahren 5.8.1 Anmeldung

  1. Projekt, welches aufzeigt, ob die Bedingungen gemäss Artikel 3a, Ziffer 5.1–5.3 erfüllt werden;

  2. Art und Menge der energetisch eingesetzten Biomassen;

  3. installierte elektrische Leistung (kWel);

  4. erwartete Brutto-Strom- und Wärmeproduktion (kWh) pro Kalenderjahr;

  5. geplantes Inbetriebnahmedatum;

  6. Einwohnerwerte der Kläranlage.

5.8.2 Projektfortschrittsmeldung

c. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 5.8.1; 5.8.3 Inbetriebnahmemeldung

a. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 5.8.1; 5.9 Betriebsdaten

Übrige Biomasseenergieanlagen 6.1 Erheblich erweiterte oder erneuerte Anlagen gelten Anlagen, die verglichen mit dem Durchschnitt der2 vollen Betriebsjahre vor dem1. Januar 2006 bei mindestens gleich hohem Wärmenutzungsgrad:

  1. bei Dampfprozessen: ihren Stromnutzungsgrad um mindestens 25 % steigern;

  2. bei übrigen Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen: ihre Elektrizitätsproduktion um mindestens 25 % steigern. Als nicht erheblich erweitert oder erneuert gelten Anlagen, in denen von fossilen auf erneuerbare Brennstoffe umgestellt wird, ohne dass Investitionen nach Artikel 3a Buchstabe a getätigt werden.

6.2 Allgemeine Mindestanforderungen

  1. Zugelassene Biomasse: Biomasse gemäss Ziffer 1.1, sofern nicht Stoffe nach Buchstabe b verwendet werden.

  2. Nicht zugelassene Biomasse: 1. Biomasse, welche mit fossilen Energien getrocknet wurde, 2 Torf, 3. gemischte Siedlungsabfälle aus privaten Haushaltungen, Gewerbe und Industrie sowie ähnliche Abfälle, die in KVA verwertet werden, 4. Gewässerschlämme und -sedimente, 5. Textilien, 6. Deponiegas, 7. Klärgas, Rohschlamm aus ARA.

6.3 Energetische Mindestanforderungen Wird der geforderte Gesamtenergienutzungsgrad während einem Kalenderjahr um mehr als 20 % oder während2 aufeinander folgenden Kalenderjahren unterschritten, besteht kein Anrecht mehr auf die kostendeckende Vergütung, bis der minimale Gesamtenergienutzungsgrad während einem Kalenderjahr wieder erreicht wird.

a. Dampfprozesse: 1. Dampfprozesse, insbesondere Organic-Rankine-Cycle, Dampfturbinen und Dampfmotoren, müssen einen minimalen Gesamtenergienutzungsgrad gemäss folgendem Diagramm erreichen:

Mindestanforderung an den Jahresnutzungsgrad

70 Wärmenutzungsgrad [%]

50

30

10

0 5 10 15 20 25 30 35 40 Stromnutzungsgrad [%] 2. Für die Berechnung des Gesamtenergienutzungsgrades wird der untere Heizwert Hu des eingesetzen Brennstoffs verwendet. Berechnung Stromnutzungsgrad: Die gesamte Stromproduktion wird durch den Energieinput dividiert. Berechnung Wärmenutzungsgrad: Die genutzte Wärmemenge wird durch den Energieinput dividiert.

b. Übrige Wärme-Kraftkopplungsanlagen, insbesondere Blockheizkraftwerke, (Micro-) Gasturbinen, Brennstoffzellen und Stirlingmotoren: 1. Anlagen, die mehrheitlich biogene Abfälle, Reststoffe, Hofdünger und Ernterückstände verwerten: – Der elektrische Wirkungsgrad der WKK-Anlage richtet sich nach Ziffer 5.2. – Der Wärmebedarf der Energieanlage (z.B. Fermenterbeheizung) ist durch die Abwärmenutzung der WKK-Anlage oder durch den Einsatz von anderen erneuerbaren Energien zu decken.

2. Übrige Anlagen: – Der elektrische Wirkungsgrad der WKK-Anlage richtet sich nach Ziffer 5.2. – Der Anteil der extern (d.h. ohne Eigenverbrauch der Energieanlage) genutzten Wärme (bezogen auf die Brutto-Wärmeproduktion) beträgt mindestens 50 %. 6.4 Ökologische Mindestanforderungen 6.5 Berechnung der Vergütung

  1. Die für die Festlegung der Vergütung massgebliche Leistung ist die äquivalente Leistung der Anlage. Sie entspricht dem Quotienten aus der im entsprechenden Kalenderjahr abzunehmenden elektrischen Energie in kWh und der Stundensumme des jeweiligen Kalenderjahres, abzüglich der vollen Stunden vor Inbetriebnahme oder nach Stilllegung der Anlage.

  2. Die am Einspeisepunkt gemessene Elektrizität ist massgebend für die Berechnung der äquivalenten Leistung; diese wiederum dient der Berechnung der Grundvergütung. Der Strom-Eigenbedarf der Anlage ist in den Vergütungssätzen berücksichtigt.

  3. Die Höhe der Grundvergütung wird nach der äquivalenten Leistung der Anlage anteilmässig nach folgenden Leistungsklassen berechnet:

Leistungsklasse Grundvergütung (Rp./kWh) ≤50 kW 24 ≤100 kW21.5 ≤500 kW 19 ≤5 MW16

  1. Holzbonus: für die energetische Nutzung von Holz werden 3 Rp./kWh gewährt.

  2. Bonus für landwirtschaftliche Biomasse wird dann gewährt, wenn: 1. Hofdünger (Gülle und Mist aus der Tierhaltung) oder Hofdünger zusammen mit Ernterückständen, Reststoffen aus der landwirtschaftlichen Produktion oder deklassierten landwirtschaftlichen Produkten eingesetzt werden; und 2. der Anteil nicht landwirtschaftlicher Co-Substrate und Energiepflanzen ≤20 % (bezogen auf Frischmasse) beträgt.

f. Die Höhe des landwirtschaftlichen Bonus wird nach der äquivalenten Leistung der Anlage anteilmässig nach folgenden Leistungsklassen berechnet:

Leistungsklasse Landwirtschaftsbonus (Rp./kWh) ≤50 kW 15 ≤100 kW13,5 ≤500 kW 11 ≤5 MW4

  1. Die Boni nach den Buchstaben d und e können nicht kumuliert werden.

  2. Für übrige WKK-Anlagen gemäss Ziffer 6.3 Buchstabe b wird ein Bonus für externe Wärmenutzung (WKK-Bonus) von 2 Rp./kWh gewährt, wenn die externe Wärmenutzung die Mindestanforderungen wenigstens um 20 % (bezogen auf die Bruttowärmeproduktion) übersteigt.

6.6 Wird biogenes Gas ins Erdgasnetz eingespeist und an einem anderen Ort als dem Ort der Gaserzeugung zur Elektrizitätsproduktion verwendet, beträgt die Vergütung 15 Rp./kWh; es gelten die Mindestanforderungen nach Ziffer 6.3 Buchstabe b Ziffer 2 und nach Ziffer 6.4; zudem muss sichergestellt sein, dass eine private Organisation über die Herkunft des Gases, die Einhaltung der Mindestanforderungen, die eingespeisten Mengen und den Verwendungszweck Buch führt. 6.7 Effektive Vergütung Die effektive Vergütung wird pro Kalenderjahr aufgrund der tatsächlich am Einspeisepunkt gemessenen Elektrizität folgendermassen berechnet:

  1. bis Ende des ersten vollen Kalenderjahres, in dem die Anlage in Betrieb ist, gestützt auf die erwartete Brutto-Stromproduktion nach Ziffer 6.9.1 Buchstabe c;

  2. in den folgenden Kalenderjahren gestützt auf die effektive Produktion des jeweiligen Vorjahres.

6.8 Jährliche Absenkung, Dauer der Vergütung

  1. Die jährliche Absenkung beträgt 0%.

  2. Die Amortisations- und Vergütungsdauer beträgt 20 Jahre. Die Vergütungsdauer beginnt nach Inbetriebnahme der Anlage und endet am 6.9 Anmelde- und Bescheidverfahren 6.9.1 Anmeldung

  3. Projekt, welches aufzeigt, ob die Bedingungen nach Artikel 3a und Ziffer 6.2–6.4 erfüllt werden;

  4. Nennleistung elektrisch und thermisch;

  1. erwartete Brutto-Strom- und Wärmeproduktion (kWh) sowie erwartete extern genutzte Wärme (kWh) pro Kalenderjahr;

  2. Art und Menge der energetisch eingesetzten Biomassen;

  3. Art, Menge und durchschnittlicher unterer Heizwert des Zwischenproduktes;

  4. geplantes Inbetriebnahmedatum.

6.9.2 Projektfortschrittsmeldung

c. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 6.9.1; 6.9.3 Inbetriebnahmemeldung

a. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 6.9.1; 6.10 Betriebsdaten

Anhang 1.6

Risikoabsicherung für Geothermieanlagen

1 Mindestanforderungen an Geothermieanlagen

1.1 Geothermieanlagen müssen den minimalen Gesamtnutzungsgrad nach

Anhang 1.4 Ziffer 1.3 aufweisen.

1.2 Geothermieanlagen müssen im Jahresmittel einen Stromnutzungsgrad von mindestens1.5 % aufweisen.

Der Stromnutzungsgrad bezieht sich auf die Energie am Bohrlochkopf.

1.3 Geothermieanlagen dürfen keine fossilen Energieträger gemeinsam mit geothermischer Energie in der gleichen Anlage nutzen.

2 Abgesicherte Kosten

2.1 Die Bürgschaft zur Risikoabsicherung von Geothermieanlagen deckt höchstens 50 % der Bohr- und Testkosten des Projekts. 2.2 An die Bohr- und Testkosten anrechenbar sind die Kosten für:

  1. Bohrplatzvorbereitung und Bohrplatzabbau;

  2. Bohrkosten inklusive Verrohrung und Zementation für alle geplanten Produktions-, Injektions- und Horchbohrungen;

  3. Bohrlochmessungen inklusive Instrumentierung;

  4. Pumpversuche;

  5. Reservoirstimulation;

  6. Zirkulationstests;

  7. chemische Analysen;

  8. geologische Begleitung.

3 Verfahren

3.1 Gesuch

Das Gesuch muss insbesondere Auskunft geben über:

  1. den Anlagenstandort und die lokalen geologischen und hydrogeologischen Verhältnisse und deren Grundlagen;

  2. die prognostizierten Aquifer- oder Reservoireigenschaften und die zu Grunde liegenden Untersuchungen;

  1. die prognostizierte Förderrate, Fluidtemperatur und –mineralisation und die zu Grunde liegenden Untersuchungen;

  2. die Definition der Kriterien für Erfolg, Teilerfolg oder Misserfolg bezüglich Förderrate, Fluidtemperatur und -mineralisation;

  3. das detaillierte Bohr- und Testprogramm;

  4. die projektierte Anlagenleistung und Energieproduktion (thermisch und elektrisch);

  5. die projektierte Energienutzung und deren Machbarkeit für den Erfolgs- und Teilerfolgsfall;

  6. die geplanten Abnehmer für Strom und Wärme im Erfolgs- und Teilerfolgsfall;

  7. die geplante Verwendung der Bohrungen im Misserfolgsfall;

  8. die vorgesehene juristische Form und Identität der Betreibergesellschaft;

  9. die Finanzierung des Projekts in der Bohr- und Testphase, Ausbauphase und im Betrieb.

3.2 Gesuchsbehandlung a. Die nationale Netzgesellschaft meldet den Eingang des Gesuchs dem

Bundesamt.

  1. Das Bundesamt bezeichnet ein unabhängiges Expertengremium.

  2. Das Expertengremium prüft und beurteilt das Gesuch insbesondere hinsichtlich: 1. der prognostizierten Förderrate, Fluidtemperatur und -mineralisation; 2. des technischen Standes des Bohr-, Stimulations- und Testprogramms; 3. der Machbarkeit der geplanten Energienutzung im Erfolgs- und Teilerfolgsfall.

  3. Das Expertengremium gibt zuhanden der nationalen Netzgesellschaft eine Empfehlung über die Gewährung oder Ablehnung des Gesuchs ab. Bei einer positiven Beurteilung des Gesuchs gibt es zuhanden der nationalen Netzgesellschaft eine Empfehlung ab über die anzunehmenden Erfolgs-, Teilerfolgs- oder Misserfolgskriterien (Förderrate, Fluidtemperatur und -mineralisation) und über die Höhe der zu gewährenden Bürgschaft.

  4. Die nationale Netzgesellschaft prüft, ob das Projekt innerhalb der maximalen Summe der Zuschläge nach Artikel 7a Absatz 4 des Gesetzes Platz findet.

  5. Sie gibt dem Gesuchsteller einen verbindlichen Grundsatzbescheid, ob ihm im Falle eines Teil- oder Misserfolgs eine Bürgschaft gewährt wird und wie hoch diese je nach Teil- oder Misserfolg ausfallen würde.

  6. Sie meldet dem Bundesamt den Bescheid.

3.3 Projektdurchführung und Bürgschaftsentscheid a. Das Bundesamt bestimmt eine unabhängige Fachperson als Projektbegleiter für das Projekt.

  1. Der Projektant führt die geplanten Bohr- und Testarbeiten durch. Der Projektbegleiter begleitet das Projekt in der Bohr- und Testphase. Er überwacht die Bohr-, Stimulations- und Testarbeiten, evaluiert die Testergebnisse und erstattet dem Expertengremium Bericht.

  2. Nach Abschluss der Arbeiten evaluiert das Expertengremium die Ergebnisse der Bohr- und Testarbeiten und beurteilt die Testergebnisse hinsichtlich Erfolg, Teilerfolg oder Misserfolg.

  3. Die nationale Netzgesellschaft teilt dem Projektanten das Resultat der Prüfung insbesondere hinsichtlich Erfolg, Teilerfolg oder Misserfolg und die Höhe der auszuzahlenden Bürgschaft in einem Bescheid verbindlich mit.

3.4 Das Expertengremium kann weitere Fachleute beiziehen.

Anhang 2.1

Anforderungen für das Inverkehrbringen von Wassererwärmern, Warmwasser- und Wärmespeichern Anhang 2.1 wird wie folgt geändert:

Ziff. 1 .2 und 1.3

1.2 Speziell für die Nutzung mit Sonnenenergie und Umgebungswärme konstruierte Wassererwärmer, Warmwasser- und Wärmespeicher unterliegen keinem energietechnischen Prüfverfahren. Sie müssen jedoch die Anforderungen für das Inverkehrbringen (Ziffern2.1 und 2.2) erfüllen. Die Einhaltung dieser Anforderungen muss nachgewiesen werden. Das Departement regelt die Einzelheiten. 1.3 Keinem energietechnischen Prüfverfahren unterliegen platzgedämmte Wassererwärmer, Warmwasser- und Wärmespeicher, Durchfluss-Wassererwärmer, direkt befeuerte Gas-Speicherwassererwärmer sowie die Verbindungen (Pumpen, Armaturen usw.) zwischen Wärmeerzeugern und den in Ziffer 1.1 aufgeführten Anlagen und Geräten.

Ziff. 2 .1 Einleitungssatz

2.1 Die unter Ziffer 1.1 und 1.2 aufgeführten Anlagen und Geräte dürfen nur in Verkehr gebracht werden, wenn sie die folgenden Anforderungen erfüllen:

Ziff. 2 .3 Einleitungssatz

2.3 Die Messung erfolgt für die unter Ziffer 1.1 aufgeführten Anlagen und Geräte unter folgenden Bedingungen:

Anhang 2.3

Anforderungen an das Inverkehrbringen von netzbetriebenen elektrischen Haushaltslampen (Lichtquellen)

1 Geltungsbereich

1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene elektrische Haushaltslampen (Glühlampen und Leuchtstofflampen mit integriertem Vorschaltgerät) und Haushaltsleuchtstofflampen (einschliesslich ein- und zweiseitig gesockelte Lampen und Lampen ohne integriertes Vorschaltgerät), selbst wenn diese nicht zur Verwendung im Haushalt vermarktet werden. 1.2 Nicht betroffen sind:

  1. Lampen mit einem Lichtstrom von über 6500 Lumen (lm);

  2. Lampen mit einer Leistungsaufnahme von unter 4 Watt (W);

  3. Reflektorlampen;

  4. Lampen, die in erster Linie für den Einsatz mit anderen Energiequellen,

  5. B. Batterien, vermarktet werden;

  6. Lampen, die nicht in erster Linie für die Erzeugung sichtbaren Lichts (im Wellenlängenbereich zwischen 400 und 800 nm) vermarktet werden;

  7. Lampen, die als Teil eines Gerätes vermarktet werden, dessen Hauptverwendungszweck nicht die Erzeugung von Licht ist. Wenn die Lampe jedoch getrennt zum Kauf, zur Vermietung oder zum Ratenkauf angeboten oder ausgestellt wird (z.B. als Ersatzteil), fällt sie unter diesen Anhang.

2 Anforderungen für das Inverkehrbringen

2.1 Lampen nach Ziffer 1.1 dürfen in Verkehr gebracht werden, wenn sie mindestens die Energieeffizienzklasse E entsprechend der Richtlinie 98/11/EG der Europäischen Kommission vom 27. Januar 199833 betreffend die Energieetikettierung von Haushaltlampen erfüllen. 2.2 Nicht betroffen von den Anforderungen gemäss2.1 sind:

a. Lampen zur Verwendung in einem Gerät, dessen Hauptverwendungszweck nicht die Erzeugung von Licht ist;

  1. Dekorationsglühlampen34 mit einer Leistungsaufnahme bis 60 Watt (W); die maximale Stückzahl pro Modell und Jahr ist auf 10 000 limitiert;

  2. Speziallampen35 in kleiner Stückzahl;

  3. Soffittenlampen für den Ersatzbedarf.

2.3 Lampenfassungen, zu denen nur Lampen angeboten werden, die nicht mindestens der Energieeffizienzklasse E entsprechen, dürfen nicht in Verkehr gebracht werden. Dies betrifft insbesondere Fassungen für Soffittenlampen.

3 Energietechnisches Prüfverfahren

Der Energieverbrauch und weitere Eigenschaften der in Ziffer 1.1 genannten Lampen werden entsprechend der europäischen Norm EN 50285 gemessen.

4 Konformitätserklärung

Die Konformitätserklärung muss folgende Angaben enthalten:

  1. Namen und Adresse des Herstellers oder seines in der Schweiz niedergelassenen Vertreters;

  2. eine Beschreibung der Lampe;

  3. eine Erklärung, dass die betreffende Lampe die Anforderungen nach

Ziffer 2 erfüllt;

d. Namen und Adresse der Person, welche die Konformitätserklärung für den Hersteller oder seinen in der Schweiz niedergelassenen Vertreter unterzeichnet.

5 Technische Unterlagen

Die technischen Unterlagen müssen folgende Angaben enthalten:

  1. eine allgemeine Beschreibung der Lampe;

  2. die Entwürfe, Fertigungszeichnungen und -pläne, insbesondere von Bauteilen, Montageuntergruppen und Schaltkreisen;

  3. die Beschreibungen und Erläuterungen, die zum Verständnis der genannten Zeichnungen und Pläne sowie der Funktionsweise der Erzeugnisse erforderlich sind;

Als Dekorationslampen gelten Lampen mit sichtbarer dekorativer Glühwendel, farbige Lampen sowie Lampen in speziell dekorativen Formen.

Als Speziallampen im Sinne dieser Ausnahmeregelung gelten Lampen für spezielle Verwendungszwecke, für die aufgrund geringer Stückzahlen keine Lampen gemäss2.1 angeboten werden.

  1. eine Liste der ganz oder teilweise angewandten Normen sowie eine Beschreibung der zur Erfüllung der Anforderungen nach Ziffer 2 gewählten Lösungen;

  2. die Ergebnisse der Konstruktionsberechnungen und Prüfungen;

  3. die eigenen oder durch Dritte erstellten Prüfberichte.

6 Prüfstelle

Das Bundesamt anerkennt eine Stelle als Prüfstelle (Art. 21a Abs. 1 Bst. c), wenn diese:

  1. frei ist von jeglichen kommerziellen, finanziellen und anderen Einflüssen, welche die Prüfungsergebnisse beeinträchtigen könnten;

  2. ausreichend geschultes und erfahrenes Personal einsetzt;

  3. über geeignete Räumlichkeiten und Einrichtungen verfügt;

  4. ein geeignetes Dokumentationssystem unterhält;

  5. sicherstellt, dass Daten, an deren Geheimhaltung ein schützenswertes Interesse besteht, geheim gehalten werden.

7 Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung

7.1 Die Angabe des Energieverbrauchs und die Kennzeichnung erfolgen gemäss:

  1. der Richtlinie 92/75/EWG des Rates vom22. September 199236 über die Angabe des Verbrauchs an Energie und anderen Ressourcen durch Haushaltsgeräte mittels einheitlicher Etiketten und Produktinformationen; und

  2. der Richtlinie 98/11/EG der Kommission vom 27. Januar 199837 zur Durchführung der Richtlinie 92/75/EWG des Rates betreffend die Energieetikettierung für elektrische Haushaltslampen.

7.2 Wer Lampen in Verkehr bringt, muss dafür sorgen, dass die Energieetikette an den Ausstellungsexemplaren der genannten Geräte, auf der Verkaufsverpackung und in den Verkaufsunterlagen (Prospekt, Bedienungsanleitung usw.) erscheint.

8 Übergangsregelung

Geräte, die die Anforderungen dieses Anhanges nicht erfüllen, sind spätestens bis zum31. Dezember 2008 vom Markt zu nehmen.

Anhang 4

Anforderungen an die Elektrizitätsbuchhaltung und -kennzeichnung

1 Elektrizitätsbuchhaltung für kennzeichnungs- und informationspflichtige Unternehmen

1.1 Die Elektrizitätsbuchhaltung muss die Daten zur Erfüllung der Kennzeichnungs- und Informationspflicht (Art. 1a und 1b) erfassen. 1.2 Bezugsjahr der Elektrizitätsbuchhaltung ist das vorangegangene Kalenderjahr. 1.3 Die Energieträger müssen wie folgt benannt werden:

Obligatorische Hauptkategorien Unterkategorien Erneuerbare Energien – Wasserkraft – Übrige erneuerbare Energien Sonnenenergie Windenergie Biomassea Geothermie Geförderter Stromb Nicht erneuerbare Energien – Kernenergie – Fossile Energieträger Erdöl Erdgas Kohle Abfällec Nicht überprüfbare Energieträger a Feste und flüssige Biomasse sowie Biogas b nach Artikel 7a des Gesetzes c Abfälle in Kehrichtverbrennungsanlagen und Deponien 1.4 Sind in den Hauptkategorien «Übrige erneuerbare Energien» und «Fossile Energieträger» Anteile zu verbuchen, müssen sämtliche dazugehörenden Unterkategorien aufgeführt werden. 1.5 Als Basis für die Zuteilung zu einer Kategorie dient der entsprechende Nachweis, namentlich der Vertrag, der Nachweis nach Artikel 1d, der Herkunftsnachweis, das Zertifikat oder der Zählerstand der Produktionsanlage. Der Nachweis muss bei nachträglichen Kontrollen vorgelegt werden können. 1.6 Die nach Artikel 7a des Gesetzes ausgewiesene Elektrizitätsmenge wird der Hauptkategorie «Geförderter Strom» zugeschlagen. Die Aufteilung der Energieträger muss in einer Fussnote aufgeführt werden. 1.7 Liegt kein Nachweis vor oder lassen sich Art der Produktion und Herkunft nicht eindeutig ermitteln, muss die entsprechende Elektrizitätsmenge der Hauptkategorie «Nicht überprüfbare Energieträger» zugeschlagen werden. 1.8 Jede Kategorie enthält als Angabe der Herkunft die Anteile der im Inland bzw. im Ausland produzierten Elektrizität. Diese Angabe entfällt bei der Hauptkategorie «Nicht überprüfbare Energieträger». 1.9 Ist der Anteil «Nicht überprüfbare Energieträger» höher als 20 %, muss eine Begründung angegeben werden. Das Bundesamt regelt die Einzelheiten in der Vollzugshilfe nach Ziffer 1.11. 1.10 Nicht direkt an die eigenen Endverbraucher gelieferte Elektrizität muss für die Berechnung des Lieferantenmix in Abzug gebracht werden. Dies gilt insbesondere für vertraglich vereinbarte Elektrizitätslieferungen einer oder mehrerer Energieträger-Kategorien an in- oder ausländische Wiederverkäufer oder an ausländische Endverbraucher. 1.11 Das Bundesamt erarbeitet in Zusammenarbeit mit den Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft eine Vollzugshilfe zur Elektrizitätsbuchhaltung.

2 Kennzeichnung für kennzeichnungspflichtige

Unternehmen 2.1 Die Kennzeichnung gegenüber den Endverbrauchern muss mindestens einmal pro Kalenderjahr erfolgen, auf oder zusammen mit der Elektrizitätsrechnung an die Endverbraucher. Zusätzliche Publikationen sind erlaubt. 2.2 Das kennzeichnungspflichtige Unternehmen ist auch dann für die Information der Endverbraucher verantwortlich, wenn das Zustellen der Elektrizitätsrechnung durch ein anderes Unternehmen erfolgt. 2.3 Die Kennzeichnung muss sich spätestens ab1. Juli auf die Daten des vorangegangenen Kalenderjahrs beziehen. 2.4 Die Kennzeichnung erfolgt mittels Tabelle, entsprechend dem Beispiel in Figur1. Deren Masse müssen mindestens 10 ×7 cm betragen.

2.5 Die Tabelle kann ergänzt werden mit Grafiken (Beispiel: Figur 2) oder mit anderen Zusatzinformationen, beispielsweise über Elektrizitätsprodukte, die von bestimmten Kundengruppen bezogen werden (Beispiel: Figur 3), sofern die Verständlichkeit und Lesbarkeit der Tabelle gewährleistet ist.

Beispiel einer Tabelle zur Kennzeichnung von Elektrizität nach den Mindestanforderungen. Figur 1 Kontakt: www.evu-abc.ch; Tel: 044 111 22 33 Bezugsjahr: 2006 in % Total aus der Schweiz Erneuerbare Energien 50.0% 40.0%

cm Wasserkraft 50.0% 40.0% Übrige erneuerbare Energien 0.0% 0.0%

Geförderter Strom1.0%1.0% Nicht erneuerbare Energien 44.0% 29.0% Kernenergie 44.0% 29.0% Fossile Energieträger 0.0% 0.0% Abfälle2.0%2.0% Nicht überprüfbare Energieträger3.0% Total 100.0% 72.0%

Geförderter Strom: 45% Wasserkraft, 7 % Sonnenenergie, 20% Windenergie, 25% Biomasse und Abfälle aus Biomasse, 3% Geothermie Beispiel einer Tabelle zur Kennzeichnung von Elektrizität mit Grafik ergänzt. Figur 2 Kontakt: www.evu-abc.ch; Tel: 044 111 22 33 Nicht überprüfbare Bezugsjahr: 2006 Abfälle 2% Energieträger 3% in % Total aus der Schweiz Erneuerbare Energien 50.0% 40.0%

cm Wasserkraft 50.0% 40.0% Übrige erneuerbare Energien 0.0% 0.0% Erneuerbare Energien Geförderter Strom1 1.0%1.0% Nicht 51% erneuerbare Nicht erneuerbare Energien 44.0% 29.0% Energien 44% Kernenergie 44.0% 29.0% Fossile Energieträger 0.0% 0.0% Abfälle2.0%2.0% Nicht überprüfbare Energieträger3.0% Total 100.0% 72.0%

Geförderter Strom: 45% Wasserkraft, 7 % Sonnenenergie, 20% Windenergie, 25% Biomasse und Abfälle aus Biomasse, 3% Geothermie Beispiel einer Tabelle zur Kennzeichnung von Elektrizität mit Zusatzinformation über das für eine bestimmte Kundengruppe produzierte Elektrizitätsprodukt. Figur 3 Kontakt: www.evu-abc.ch; Tel: 044 111 22 33 Stromprodukt: "ABC-Hydro" Bezugsjahr: 2006 Ihr Stromprodukt "ABC-Hydro" wurde produziert aus: in % Total aus der Schweiz Total aus der Schweiz Erneuerbare Energien 50.0% 40.0% 99.0% 99.0%

cm Wasserkraft 50.0% 40.0% 99.0% 99.0% Übrige erneuerbare Energien 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Geförderter Strom1.0%1.0%1.0%1.0% Nicht erneuerbare Energien 44.0% 29.0% 0.0% 0.0% Kernenergie 44.0% 29.0% 0.0% 0.0% Fossile Energieträger 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Abfälle2.0%2.0% 0.0% 0.0% Nicht überprüfbare Energieträger3.0% 0.0% - Total 100.0% 72.0% 100.0% 100.0%

Geförderter Strom: 45% Wasserkraft, 7 % Sonnenenergie, 20% Windenergie, 25% Biomasse und Abfälle aus Biomasse, 3% Geothermie