Bundesgesetz
über die Stromversorgung
(Stromversorgungsgesetz, StromVG)

Die Kantone bezeichnen die Netzgebiete der auf ihrem Gebiet tätigen Netzbetreiber. Die Zuteilung eines Netzgebietes muss diskriminierungsfrei und transparent erfolgen; sie kann mit einem Leistungsauftrag an den Netzbetreiber verbunden werden.¹¹

Netzbetreiber sind verpflichtet, in ihrem Netzgebiet alle Endverbraucher innerhalb der Bauzone und ganzjährig bewohnte Liegenschaften und Siedlungen ausserhalb der Bauzone sowie alle Elektrizitätserzeuger an das Elektrizitätsnetz anzuschliessen.

Die Kantone können auf ihrem Gebiet tätige Netzbetreiber dazu verpflichten, Endverbraucher auch ausserhalb ihres Netzgebietes an das Netz anzuschliessen.

Die Kantone können Bestimmungen über Anschlüsse ausserhalb der Bauzone sowie über deren Bedingungen und Kosten erlassen.

Der Bundesrat legt transparente und diskriminierungsfreie Regeln für die Zuordnung von Endverbrauchern zu einer bestimmten Spannungsebene fest. Er kann entsprechende Regeln für Elektrizitätserzeuger und Netzbetreiber festlegen. Er kann die Endverbraucher und Netzbetreiber beim Wechsel von Anschlüssen zur anteilsmässigen Abgeltung von Kapitalkosten nicht mehr oder nur noch teilweise genutzter Anlagen und zeitlich befristet zum Ausgleich der Beeinträchtigung der Netznutzungsentgelte verpflichten.

Die Verteilnetzbetreiber treffen die erforderlichen Massnahmen, damit sie in ihrem Netzgebiet den festen Endverbrauchern und den Endverbrauchern, die auf den Netzzugang verzichten, jederzeit die gewünschte Menge an Elektrizität mit der erforderlichen Qualität und zu angemessenen Tarifen liefern können.¹³

Als feste Endverbraucher im Sinne dieses Artikels gelten die Haushalte und die anderen Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch von weniger als 100 MWh pro Verbrauchsstätte.

Die Verteilnetzbetreiber bieten in der Grundversorgung als Standard ein Elektrizitätsprodukt an, das insbesondere auf der Nutzung von inländischer erneuerbarer Energie beruht (Standardstromprodukt).¹⁴

Die Verteilnetzbetreiber legen in ihren Netzgebieten für feste Endverbraucher mit gleichartiger Verbrauchscharakteristik, die von der gleichen Spannungsebene Elektrizität beziehen, einen einheitlichen Elektrizitätstarif fest.¹⁵ Die Elektrizitätstarife sind für mindestens ein Jahr fest und sind aufgeschlüsselt nach Netznutzung, Energielieferung, Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen zu veröffentlichen.

Für die Festlegung des Tarifbestandteils der Netznutzung gelten die Artikel 14−15a. Für den Tarifbestandteil der Energielieferung haben die Verteilnetzbetreiber eine Kostenträgerrechnung zu führen.¹⁶ Der Umstand, dass feste Endverbraucher gegebenenfalls auch Energie einspeisen, darf bei der Festlegung des Tarifbestandteils der Energielieferung nicht berücksichtigt werden.¹⁷

Die Verteilnetzbetreiber setzen in der Grundversorgung die folgenden, durch den Bundesrat festzulegenden Mindestanteile an Elektrizität ab:

1. einen Mindestanteil von ihrer erweiterten Eigenproduktion aus erneuerbaren Energien aus dem Inland;

2. einen Mindestanteil Elektrizität aus erneuerbaren Energien aus Anlagen im Inland; reicht ihre erweiterte Eigenproduktion dafür nicht, so beschaffen sie die nötigen inländischen Mengen über mittel- und langfristige Bezugsverträge.¹⁸

Die Verteilnetzbetreiber beachten ausserdem die folgenden Grundsätze:

1. Sie beschaffen die erforderliche Elektrizität mit Beschaffungsstrategien, die sie möglichst gegen Marktpreisschwankungen absichern.

2. Sie trennen die Beschaffungen für die Grundversorgung einerseits und für die Endverbraucher, die von ihrem Netzzugang Gebrauch machen, andererseits; sie weisen die Bezugsverträge, mit der ganzen oder einem Teil der Elektrizitätsmenge, mit Wirkung für die gesamte Laufzeit dem jeweiligen Segment zu und dokumentieren dies.

3. Sie können die Beschaffungen ohne Ausschreibung vornehmen, gewährleisten aber ein transparentes und diskriminierungsfreies Verfahren.

4. In die Grundversorgungstarife dürfen nebst einem angemessenen Gewinn eingerechnet werden:

   1. bei eigenen Anlagen oder beteiligungsbedingten Bezügen: die durchschnittlichen Gestehungskosten dieser ganzen Produktion;

   2. bei Bezugsverträgen: die Beschaffungskosten;

   3. bei Abnahmen nach Artikel 15 EnG¹⁹: die entsprechende Vergütung.²⁰

Die Verteilnetzbetreiber dürfen Kosten aufgrund von Zielvorgaben zur Steigerung der Effizienz nach Artikel 46b EnG nur anteilsmässig den festen Endverbrauchern und den Endverbrauchern, die auf den Netzzugang verzichten, belasten. Der Bundesrat kann diese Kosten begrenzen.²¹

Feste Endverbraucher haben keinen Anspruch auf Netzzugang nach Artikel 13 Absatz 1.

Für den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch gelten die Artikel 17 und 18 EnG.²²

Die Netzbetreiber koordinieren ihre Tätigkeiten. Ihnen obliegt insbesondere:

1. die Gewährleistung eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzes;

2. die Organisation der Netznutzung und die Regulierung des Netzes unter Berücksichtigung des Austausches mit anderen Netzen;

3. die Bereitstellung der benötigten Reserveleitungskapazität;

4. die Erarbeitung der technischen und betrieblichen Mindestanforderungen für den Netzbetrieb. Sie berücksichtigen dabei internationale Normen und Empfehlungen anerkannter Fachorganisationen.

Die Erzeuger, die Endverbraucher und die Speicherbetreiber unterstützen ihren Netzbetreiber bei Massnahmen zur Gewährleistung des sicheren Netzbetriebs. Sie befolgen seine Anweisungen bei Anordnungen nach Artikel 20a. Diese Pflichten gelten sinngemäss auch zwischen Netzbetreibern mit verbundenen Netzen.²⁴

…²⁵

Die Netzbetreiber orientieren die Eidgenössische Elektrizitätskommission (ElCom) jährlich über den Betrieb und die Belastung der Netze sowie über ausserordentliche Ereignisse.²⁶

Der Bundesrat kann für Betreiber kleiner Verteilnetze Erleichterungen in Bezug auf die Pflichten nach Absatz 3 vorsehen.²⁷

Der Bundesrat sieht für Pflichtverletzungen Sanktionen einschliesslich Ersatzvornahmen vor.

Die Netzbetreiber, die Erzeuger und die Speicherbetreiber müssen Massnahmen für einen angemessenen Schutz ihrer Anlagen vor Cyberbedrohungen treffen.

Der Bundesrat kann Ausnahmen vorsehen und, sofern zur Sicherstellung der Versorgung notwendig, die Pflicht nach Absatz 1 auf andere Dienstleister im Bereich der Elektrizitätsversorgung ausdehnen.

Zur Absicherung gegen ausserordentliche Situationen wie kritische Versorgungsengpässe oder -ausfälle kann eine Energiereserve gebildet werden.

An der Bildung der Energiereserve nehmen teil:

1. obligatorisch: die Betreiber von Speicherwasserkraftwerken ab einer Speicherkapazität von 10 GWh, die Wasser vorhalten;

2. aufgrund von Ausschreibungen: die Speicherbetreiber und grössere Verbraucher mit einem Potenzial für Lastreduktion; diese Reserveteilnehmer erhalten ein Entgelt für das Vorhalten von Energie und für die Bereitschaft zur Lastreduktion.

Die ElCom legt die Dimensionierung und die übrigen Eckwerte der Wasserkraftreserve (Abs. 2 Bst. a) und der restlichen Reserve (Abs. 2 Bst. b) fest und überwacht die Umsetzung der Energiereserve.

Die nationale Netzgesellschaft unterstützt die ElCom und nimmt die operative Abwicklung der Energiereserve vor. Sie schliesst mit den Teilnehmern der Wasserkraftreserve eine Vereinbarung über die Teilnahme an der Reserve. Die betroffenen Betreiber legen selber fest, in welchen Speicherwasserkraftwerken sie die Reservemenge vorhalten, und können Abreden mit anderen Betreibern treffen, damit diese die Vorhaltung vornehmen; sie halten sich für diese Modalitäten an die Vorgaben nach Absatz 7 Buchstabe b. Für die restliche Reserve führt die nationale Netzgesellschaft die nötigen Ausschreibungen durch und schliesst mit den Betreibern und Verbrauchern, denen sie einen Zuschlag erteilt, ebenfalls eine Vereinbarung. Die Reserveteilnehmer erteilen der ElCom und der nationalen Netzgesellschaft die notwendigen Auskünfte und stellen die erforderlichen Unterlagen zur Verfügung.

Die Energiereserve steht zum Abruf frei, wenn an der Strombörse für den Folgetag die nachgefragte Menge Elektrizität das Angebot übersteigt (fehlende Markträumung). Die nationale Netzgesellschaft nimmt den Abruf nach einer durch die ElCom festgelegten Abrufordnung und in deren Rahmen diskriminierungsfrei vor.

Die Bilanzgruppen und die nachgelagerten Händler dürfen aus der Reserve abgerufene Energie nicht mit Gewinn und nicht ins Ausland verkaufen.

Der Bundesrat regelt die Einzelheiten und kann insbesondere Folgendes vorsehen:

1. die Bildung von einzelnen Reserveteilen für länger als ein Jahr, insbesondere bei der Wasserkraftreserve, und die Möglichkeit, zeitweise auf die Bildung eines Reserveteils zu verzichten oder ihn vorzeitig aufzulösen;

2. die Kriterien, nach denen bestimmt wird, welche Betreiber mit wieviel Energie obligatorisch an der Wasserkraftreserve teilnehmen müssen, wie sie die Energie auf ihre Speicherseen verteilen und wie sie ihre Vorhalteverpflichtungen durch andere Betreiber vornehmen lassen können, indem sie entsprechende Abreden treffen;

3. eine moderate Pauschalabgeltung für die Wasservorhaltung, welche die aktuelle Marktsituation, die Preisdifferenz am Strommarkt zwischen den Winter- und den Sommermonaten sowie den Wert der Flexibilität berücksichtigt;

4. Preisobergrenzen bei den Ausschreibungen;

5. Sanktionen bei der Missachtung von Reservepflichten;

6. einen ausnahmsweisen Abruf auch ohne fehlende Markträumung;

7. die Abrufentschädigung, die der Unterschiedlichkeit der Reserveteile Rechnung tragen kann;

8. ein Aufgeld zulasten der Bilanzgruppen, die einen Abruf veranlasst haben;

9. die allfällige Vorhaltung von Leistung.

Der Bundesrat bezeichnet eine Stelle für die Erfassung von Füllstands-, Abfluss- und Zuflussdaten der Speicherseen. Die Kraftwerksbetreiber stellen ihr alle dazu erforderlichen Daten und Informationen zur Verfügung.

Die Stelle gibt die Daten der ElCom, dem Bundesamt für Energie (BFE), der nationalen Netzgesellschaft, der Organisation der wirtschaftlichen Landesversorgung und weiteren Bundesstellen im für deren Aufgabenerfüllung notwendigen Umfang weiter. Der Bundesrat regelt die Grundzüge der Berechtigung zum Zugang zu den Daten.

Die Daten werden vertraulich behandelt. Die Empfänger nach Absatz 2 stellen zudem mit technischen und organisatorischen Massnahmen sicher, dass die Daten ausschliesslich für den bei der Weitergabe angegebenen Zweck verwendet werden.

Ist die sichere und erschwingliche Versorgung mit Elektrizität im Inland trotz der Vorkehren der Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft mittel- oder langfristig erheblich gefährdet, so kann der Bundesrat unter Einbezug der Kantone und der Organisationen der Wirtschaft Massnahmen treffen zur:

1. Steigerung der Effizienz der Elektrizitätsverwendung;

2. Beschaffung von Elektrizität, insbesondere über langfristige Bezugsverträge und den Ausbau der Erzeugungskapazitäten;

3. Verstärkung und zum Ausbau von Elektrizitätsnetzen.

Der Bundesrat kann wettbewerbliche Ausschreibungen für die Steigerung der Effizienz der Elektrizitätsverwendung und die Beschaffung von Elektrizität durchführen. Er legt in der Ausschreibung die Kriterien fest in Bezug auf die Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit.

Bei der Elektrizitätsbeschaffung und beim Ausbau der Erzeugungskapazitäten haben erneuerbare Energien Vorrang.

Entstehen aus den Ausschreibungen nach Absatz 2 Mehrkosten, so werden diese von der nationalen Netzgesellschaft mit einem Zuschlag auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze abgegolten. Die Abgeltung ist zu befristen.

Wird ein Gewinn erwirtschaftet, so müssen allfällige Abgeltungen für Mehrkosten der nationalen Netzgesellschaft ganz oder teilweise zurückerstattet werden. Eine angemessene Verzinsung des eingesetzten Kapitals muss gewährleistet sein. Die Netzgesellschaft verwendet die Rückerstattungen für:

1. die Reduktion der Übertragungskosten der Hochspannungsnetze;

2. die Verstärkung oder den Ausbau der Hochspannungsnetze.

Zur Stärkung der Versorgungssicherheit im Winter soll per 2040 ein Zubau von Kraftwerken zur Erzeugung von erneuerbarer Energie von mindestens 6 TWh realisiert und unterstützt werden. Davon müssen mindestens 2 TWh sicher abrufbar sein.

Dieser Zubau ist in erster Linie mit Speicherwasserkraftwerken nach Anhang 2 sowie mit Solar- und Windkraftanlagen von nationalem Interesse zu erreichen.

Für Speicherwasserkraftwerke nach Anhang 2 sowie für das Wasserkraftwerk Chlus gilt, dass:

1. sie nur planungspflichtig sind, wenn eine Anlage an einem neuen Standort vorgesehen ist; dabei beschränkt sich die Planungspflicht auf die Durchführung eines Richtplanverfahrens nach Artikel 8 Absatz 2 des Raumplanungsgesetzes vom 22. Juni 1979³²;

2. ihr Bedarf ausgewiesen ist;

3. sie standortgebunden sind;

4. das Interesse an ihrer Realisierung anderen nationalen Interessen grundsätzlich vorgeht;

5. zusätzliche Ausgleichsmassnahmen zum Schutz von Biodiversität und Landschaft vorzusehen sind; und

6. ³³wenn eine Ausgleichsmassnahme nach Buchstabe e aus glaubhaft gemachten sachlichen Gründen nicht mit der Projektgenehmigung konkret verfügt werden kann, der Gesuchsteller verpflichtet ist, dem Kanton eine Sicherheitsleistung zu bezahlen; sachliche Gründe sind insbesondere:

   1. Unmöglichkeit oder Verzögerungen bei der Landsicherung,

   2. fehlende Realisierbarkeit aufgrund ausstehender Zusicherungen für die Restkostenfinanzierung,

   3. andere laufende Verfahren,

   4. Gründe, die nicht durch die Gesuchsteller beeinflusst werden können.

Die Sicherheitsleistung nach Absatz 3 Buchstabe f dient zur Realisierung der Massnahme und beträgt mindestens das Eineinhalbfache der voraussichtlichen Kosten. Realisiert der Konzessionär die Massnahme, ist der Betrag zinslos zu erstatten. Hat er aber bis spätestens zur offiziellen Inbetriebnahme der Kraftwerksanlagen die Massnahme nicht realisiert, fällt der Betrag an den Kanton, der diesen zweckgebunden für die Realisierung anderer Massnahmen sowie zur Deckung seiner Kosten verwendet. Der Bundesrat legt die Grundsätze zur Berechnung der Sicherheitsleistung sowie deren maximale Höhe fest.³⁴

Für Solar- und Windkraftanlagen von nationalem Interesse nach Artikel 12 EnG³⁵, die in einem geeigneten Gebiet nach Artikel 10 Absatz 1 EnG und Artikel 8bb des Raumplanungsgesetzes vom 22. Juni 1979, aber ausserhalb von Objekten nach Artikel 5 des Bundesgesetzes vom 1. Juli 1966³⁶ über den Natur- und Heimatschutz vorgesehen sind, gilt dass:

1. ihr Bedarf ausgewiesen ist;

2. sie standortgebunden sind; und

3. das Interesse an ihrer Realisierung anderen nationalen Interessen grundsätzlich vorgeht.

Der Bundesrat überprüft die Liste der in Anhang 2 aufgeführten Vorhaben regelmässig, erstmals zwei Jahre nach Inkrafttreten der Änderung vom 29. September 2023, unter Konsultation der Betroffenen, insbesondere der Kantone, der Betreiber und der Verbände, und beantragt der Bundesversammlung bei Bedarf sowie bei Nichtrealisierung von aufgeführten Projekten Ergänzungen der Liste.

Der Bundesrat regelt die Einzelheiten. Er kann insbesondere vorsehen, dass Unternehmen, die Projekte nach Absatz 5 nicht realisieren, die Projektunterlagen anderen Interessierten zugänglich machen müssen.

Zur Stärkung der Versorgungssicherheit im Winter sind Massnahmen der Energieeffizienz umzusetzen, die bis spätestens 2035 zu einer Reduktion des Stromverbrauchs um 2 TWh führen.

Zeichnet sich ab, dass die angestrebten Effizienzgewinne nach Absatz 1 nicht erreicht werden können, so kann der Ausbau erneuerbarer Kraftwerke nach dem EnG³⁸ intensiviert werden.

Das BFE erstellt einen Szenariorahmen als Grundlage für die Netzplanung der Übertragungsnetze und Verteilnetze hoher Spannung. Es stützt sich dabei auf die energiepolitischen Ziele des Bundes und auf die gesamtwirtschaftlichen Rahmendaten und berücksichtigt das internationale Umfeld. Der Szenariorahmen geht von einer Gesamtenergiebetrachtung aus.⁴¹

Bei der Erstellung des Szenariorahmens bezieht das BFE die Kantone, die nationale Netzgesellschaft, die übrigen Netzbetreiber und weitere Betroffene angemessen mit ein. Diese stellen dem BFE die dafür erforderlichen Auskünfte und Unterlagen unentgeltlich zur Verfügung.

Im Szenariorahmen sind maximal drei Szenarien abzubilden, die für einen Zeitraum von mindestens zehn Jahren die Bandbreite wahrscheinlicher energiewirtschaftlicher Entwicklungen aufzeigen. Gestützt auf das wahrscheinlichste der Szenarien ist mindestens ein Szenario für einen Zeitraum von weiteren zehn Jahren zu entwickeln.

Der Szenariorahmen ist dem Bundesrat zur Genehmigung vorzulegen.

Der Szenariorahmen muss periodisch überprüft und nachgeführt werden. Der Bundesrat bestimmt die Periodizität; er kann bei ausserordentlichen Entwicklungen eine vorgezogene Nachführung des Szenariorahmens anordnen.

Der Szenariorahmen ist für Behörden zu Fragen der Elektrizitätsnetze verbindlich.

Jeder Netzbetreiber bestimmt die Grundsätze, die bei der Netzplanung anzuwenden sind.

Bei der Bestimmung der Grundsätze ist namentlich zu berücksichtigen, dass das Netz in der Regel nur dann auszubauen ist, wenn die Gewährleistung eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzes während des gesamten Planungshorizonts nicht durch eine Optimierung, einschliesslich der Nutzung von Flexibilität, oder eine Verstärkung erreicht werden kann.⁴²

Die ElCom kann Minimalanforderungen festlegen.

Der Bundesrat kann die Netzbetreiber verpflichten, ihre Grundsätze zu veröffentlichen.

Die Netzbetreiber koordinieren ihre Netzplanung und stellen einander die dafür erforderlichen Informationen unentgeltlich zur Verfügung.

Sie ziehen die betroffenen Kantone sowie die weiteren Betroffenen angemessen in die Planung mit ein.

Die Netzbetreiber erstellen für ihre Netze mit einer Nennspannung von über 36 kV auf der Grundlage des Szenariorahmens und entsprechend dem weiteren Bedarf für ihr Netzgebiet einen auf den Zeitraum des Szenariorahmens ausgelegten Entwicklungsplan (Mehrjahresplan). Die nationale Netzgesellschaft legt ihren Mehrjahresplan innerhalb von zwölf Monaten nach Genehmigung des letzten Szenariorahmens durch den Bundesrat der ElCom zur Prüfung vor.⁴³

Der vorzulegende Mehrjahresplan enthält folgende Angaben:

1. Er beschreibt die vorgesehenen Projekte und legt dar, inwiefern sie aus wirtschaftlicher und technischer Sicht wirksam und angemessen sind.

2. Er weist aus, welche Netzentwicklungsmassnahmen über die entsprechenden zehn Jahre hinaus vorgesehen sind.

Der Bundesrat regelt die Einzelheiten.

Die nationale Netzgesellschaft veröffentlicht ihren von der ElCom geprüften Mehrjahresplan, soweit:

1. die innere oder äussere Sicherheit der Schweiz nicht gefährdet wird;

2. die aussenpolitischen Interessen oder die internationalen Beziehungen der Schweiz nicht beeinträchtigt werden;

3. keine Berufs-, Geschäfts- oder Fabrikationsgeheimnisse offenbart werden.

Das BFE informiert die Öffentlichkeit über die wichtigen Aspekte der Netzentwicklung und die Möglichkeiten zur Mitwirkung im Verfahren. Es unterstützt die Kantone in ihrer Öffentlichkeitsarbeit.

Die Kantone informieren die Öffentlichkeit über die wichtigen regionalen Aspekte der Netzentwicklung in ihrem Kantonsgebiet. Das BFE schliesst mit den Kantonen, die erhebliche Leistungen erbringen, unter Einbezug der betroffenen Netzbetreiber Leistungsvereinbarungen ab.

Die Elektrizitätsversorgungsunternehmen haben die Unabhängigkeit des Netzbetriebs sicherzustellen. Quersubventionierungen zwischen dem Netzbetrieb und den übrigen Tätigkeitsbereichen sind untersagt.

Wirtschaftlich sensible Informationen, die aus dem Betrieb der Elektrizitätsnetze gewonnen werden, müssen von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen unter Vorbehalt der gesetzlichen Offenlegungspflichten vertraulich behandelt werden und dürfen nicht für andere Tätigkeitsbereiche genutzt werden.

Die Elektrizitätsversorgungsunternehmen müssen die Verteilnetzbereiche mindestens buchhalterisch von den übrigen Tätigkeitsbereichen entflechten.

Die Betreiber und Eigentümer von Verteil- und Übertragungsnetzen erstellen für jedes Netz je eine Jahresrechnung sowie eine Kostenrechnung, die beide von den übrigen Tätigkeitsbereichen entflochten sind. Die Kostenrechnung ist der ElCom jährlich vorzulegen.

Der Bundesrat kann Mindestanforderungen für die Vereinheitlichung der Rechnungslegung und Kostenrechnung erlassen.

Die Netzbetreiber stellen die für die Netznutzung nötigen Informationen leicht zugänglich bereit und veröffentlichen:

1. die Netznutzungstarife;

2. die Elektrizitätstarife;

3. die Messtarife;

4. die Jahressumme der Netznutzungsentgelte;

5. die technischen und betrieblichen Mindestanforderungen für den Netzanschluss;

6. die Grundlagen zur Berechnung allfälliger Netzkostenbeiträge; und

7. die Jahresrechnungen.

Die Rechnungen, die den Endverbrauchern gestellt werden, müssen transparent und vergleichbar sein. In der Rechnung sind gesondert auszuweisen:

1. das Entgelt für die Elektrizität;

2. das Netznutzungsentgelt;

3. das Messentgelt;

4. die Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen;

5. der Netzzuschlag nach Artikel 35 EnG⁴⁵;

6. die Kosten der Energiereserve nach Artikel 8b;

7. die Kosten für Netz- und Anschlussverstärkungen nach Artikel 15b;

8. ⁴⁶die Kosten der Unterstützungsmassnahmen gemäss Artikel 14^bis.

Die Netzbetreiber dürfen den Endverbrauchern bei einem Lieferantenwechsel auf den vertraglich vorgesehenen Kündigungstermin keine Kosten für den Wechsel auferlegen.

Die Netzbetreiber sind verpflichtet, Dritten diskriminierungsfrei den Netzzugang zu gewähren.

Der Netzzugang kann mit schriftlicher Begründung innert zehn Arbeitstagen seit Eingang des Gesuchs verweigert werden, wenn der Netzbetreiber nachweist, dass:

1. der sichere Betrieb des Netzes gefährdet würde;

2. keine freie Kapazität vorhanden ist;

3. bei grenzüberschreitender Netznutzung vom ausländischen Staat kein Gegenrecht gewährt wird; oder

4. eine Ausnahme nach Artikel 17 Absatz 6 vorliegt.

…⁴⁷

Das Netznutzungsentgelt darf die anrechenbaren Kosten sowie die Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen nicht übersteigen. Deckungsdifferenzen sind zeitnah auszugleichen.⁴⁹

Das Netznutzungsentgelt ist von den Endverbrauchern je Ausspeisepunkt zu entrichten.

Es wird auf der Basis der Netznutzungstarife erhoben. Diese sind für ein Jahr fest und von den Netzbetreibern gemäss den folgenden Grundsätzen festzulegen:⁵⁰

1. ⁵¹Sie müssen nachvollziehbare Strukturen aufweisen und die von den Endverbrauchern verursachten Kosten widerspiegeln.

2. Sie müssen unabhängig von der Distanz zwischen Ein- und Ausspeisepunkt sein.

3. ⁵²Sie müssen sich am Bezugsprofil orientieren und im Netz eines Netzbetreibers pro Spannungsebene und Kundengruppe einheitlich sein.

4. ⁵³…

5. ⁵⁴Sie müssen den Zielen einer effizienten Netzinfrastruktur und Elektrizitätsverwendung Rechnung tragen und Anreize für einen stabilen und sicheren Netzbetrieb setzen.

Kosten, die die Netzbetreiber individuell in Rechnung stellen, dürfen bei der Festlegung der Netznutzungstarife nicht berücksichtigt werden.⁵⁵

Die Kantone treffen die geeigneten Massnahmen zur Angleichung unverhältnismässiger Unterschiede der Netznutzungstarife in ihrem Gebiet. Falls diese Massnahmen nicht ausreichen, trifft der Bundesrat andere geeignete Massnahmen. Er kann insbesondere einen Ausgleichsfonds mit obligatorischer Beteiligung aller Netzbetreiber anordnen. Die Effizienz des Netzbetriebs muss gewahrt bleiben. Bei Zusammenschlüssen von Netzbetreibern besteht eine Übergangsfrist von fünf Jahren ab dem Zusammenschluss.

Die im Zusammenhang mit geltenden Wasserrechtsverleihungen (Konzessionsverträge) vereinbarten Leistungen, insbesondere die Energielieferungen, werden durch die Bestimmungen über das Netznutzungsentgelt nicht berührt.

Für Unternehmen, die mindestens seit dem Jahr 2023 Eisen-, Stahl- oder Aluminium mit einer Jahresproduktion von mindestens 20’000 Tonnen Metall aus mehrheitlich rezykliertem Material herstellen oder verarbeiten, können die Netznutzungsentgelte des Übertragungsnetzes und der Verteilnetze, mit Ausnahme der Anteile der Stromreserve und des Netzzuschlags, während vier Jahren reduziert werden, wenn:

1. sie ihren Sitz in der Schweiz haben;

2. ihre Elektrizitätskosten mindestens 5 Prozent der Bruttowertschöpfung ausmachen;

3. sie am Emissionshandelssystem der Schweiz teilnehmen.

Von der Reduktion ausgeschlossen sind Unternehmen, die im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr ein positives Jahresergebnis ausweisen.

Für die Gewährung der Reduktion müssen folgende Auflagen erfüllt werden:

1. Erhaltung des Produktionsstandorts, die anhand eines Geschäftsplans aufgezeigt wird;

2. Erarbeitung eines Netto-Null- Fahrplans nach Artikel 5 Absatz 2 des Bundesgesetzes vom 30. September 2022⁵⁷ über die Ziele im Klimaschutz, die Innovation und die Stärkung der Energiesicherheit;

3. Verzicht auf die Beschlussfassung über oder die Auszahlung von Dividenden und Tantiemen für die Jahre 2025–2028;

4. Verzicht auf die Beschlussfassung über oder Auszahlung von Sondervergütungen und variablen Vergütungen für die Mitglieder der Geschäftsleitung und des Verwaltungsrats für die Jahre 2025–2028;

5. Verzicht auf andere Mittelabflüsse wie die Gewährung von Darlehen an die und die Rückzahlung von Darlehen der Eigentümerinnen und Eigentümer oder der nahestehenden Personen für die Jahre 2025–2028;

6. Sicherheiten für den Fall der Nichterfüllung der Auflagen.

Die Reduktion kann nur erfolgen, wenn der Standortkanton Finanzhilfen zur Unterstützung von Unternehmen nach Absatz 1 gewährt. Die Finanzhilfen betragen mindestens die Hälfte der jeweiligen Reduktion.

Die Reduktion beträgt:

1. 50 Prozent im ersten Jahr;

2. 37,5 Prozent im zweiten Jahr;

3. 25 Prozent im dritten Jahr;

4. 12,5 Prozent im vierten Jahr.

Die Reduktion wird auf Gesuch hin gewährt. Das Gesuch ist bis spätestens 31. Mai 2025 beim Eidgenössischen Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) einzureichen.

Unternehmen, denen eine Reduktion gewährt worden ist, haben gegenüber dem UVEK jährlich den Nachweis der Einhaltung der Auflagen zu erbringen. Kann der Nachweis nicht erbracht werden, ist der Betrag, um den das Netznutzungsentgelt reduziert wurde, vollständig zurückzuerstatten.

Der Bundesrat kann weitere Kriterien festlegen. Er regelt die Einzelheiten, insbesondere:

1. Transparenzauflagen;

2. Rückzahlungsmodalitäten und Gewinnbeteiligung;

3. Sicherheiten;

4. Datenbearbeitung und Auskunftspflicht.

Die durch die Reduktion entgangenen Netznutzungsentgelte gelten als anrechenbare Kosten des Übertragungsnetzes. Der Bundesrat regelt die Einzelheiten.

Es ist kein Netznutzungsentgelt geschuldet für:

1. Kraftwerke bei den folgenden Elektrizitätsbezügen:

   1. Eigenbedarf eines Kraftwerks,

   2. Antrieb von Pumpen bei Pumpspeicherkraftwerken;

2. Speicher ohne Endverbrauch.

Das mit der Frequenz von 16,7 Hz betriebene Netz der Eisenbahnunternehmen (Bahnstromnetz) gilt beim Elektrizitätsbezug aus dem 50‑Hz-Netz als Endverbraucher.

Beim Bahnstromnetz ist analog zu Absatz 1 kein Netznutzungsentgelt geschuldet, wenn Elektrizität bezogen wird:

1. für den Eigenbedarf eines Kraftwerks;

2. für den Antrieb von Pumpen in Pumpspeicherkraftwerken und die anschliessend erzeugte Elektrizitätsmenge wieder in das 50‑Hz-Netz zurückgespeist wird; oder

3. aus Effizienzgründen ersatzweise aus dem 50‑Hz-Netz anstatt aus einem Pumpspeicherkraftwerk selbst; vorausgesetzt ist, dass dadurch innerhalb des Pumpspeicherkraftwerks ein zeitgleiches Pumpen und Turbinieren vermieden wird.

In den folgenden Fällen erstatten die Netzbetreiber den Betreibern der betreffenden Anlagen das Netznutzungsentgelt auf Antrag zurück, dies höchstens zum massgeblichen Tarif im Zeitpunkt des Bezugs aus dem Netz:

1. bei Speichern mit Endverbrauch: Rückerstattung für die Elektrizitätsmenge, die nach dem Bezug aus dem Netz und nach der Speicherung zurückgespeist wird;

2. bei Anlagen zur Umwandlung von Elektrizität in Wasserstoff oder synthetische Gase oder Brennstoffe: Rückerstattung für die Elektrizitätsmenge, die nach einer Rückverstromung ins Netz zurückgespeist wird;

3. bei Anlagen zur Umwandlung von Elektrizität in Wasserstoff, synthetische Gase, Brenn- oder Treibstoffe: Rückerstattung für die Elektrizitätsmenge, die für die Umwandlung in diese speicherbaren chemischen Substrate aus dem Netz bezogen wird; dieses Recht auf Rückerstattung ist auf Pilot- und Demonstrationsanlagen, die mit Elektrizität aus erneuerbaren Energien betrieben werden und insgesamt höchstens eine Leistung von 200 MW aufweisen, beschränkt.

Messungen, die für den Nachweis der Elektrizitätsmengen nach Absatz 4 Buchstabe a erforderlich sind, dürfen in Abweichung von Artikel 17a und Artikel 17a^bis mit beim Speicher bereits vorhandenen Messgeräten erfolgen. Der Bundesrat regelt die Anforderungen an diese Messgeräte und die Datenübermittlung an die Netzbetreiber.⁵⁹

Der Bundesrat kann:

1. die Kosten für die Messungen, die zum Nachweis der Elektrizitätsmengen nach Absatz 4 erforderlich sind, den Betreibern der Anlagen auferlegen;

2. weitere Einzelheiten des Zusammenspiels zwischen 50‑Hz- und 16,7‑Hz-Netz regeln.

Er erlässt ausserdem die erforderliche Rückerstattungsregelung zu den Pilot- und Demonstrationsanlagen (Abs. 4 Bst. c) und befristet sie so, dass nur Anlagen darunterfallen, die am 31. Dezember 2034 bereits von der Rückerstattung profitieren.

Als anrechenbare Kosten gelten die Betriebs- und Kapitalkosten eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzes.⁶⁰

Als Betriebskosten gelten die Kosten für die mit dem Betrieb der Netze direkt zusammenhängenden Leistungen. Dazu zählen insbesondere:

1. ⁶¹die Kosten für Systemdienstleistungen und die Energiereserve;

2. die Kosten für den Unterhalt der Netze;

3. die Entgelte für die Einräumung von Rechten und Dienstbarkeiten im Zusammenhang mit dem Netzbetrieb;

4. ⁶²die Kosten für die Nutzung von Flexibilität.⁶³

Die Kapitalkosten müssen auf der Basis der ursprünglichen Anschaffungs- beziehungsweise Herstellkosten der bestehenden Anlagen ermittelt werden. Als Kapitalkosten anrechenbar sind höchstens:

1. die kalkulatorischen Abschreibungen;

2. ⁶⁴die kalkulatorischen Zinsen auf den für den Betrieb der Netze notwendigen Vermögenswerten, einschliesslich eines angemessenen Betriebsgewinns.

Der Bundesrat regelt den Umgang mit Deckungsdifferenzen aus vergangenen Tarifperioden, namentlich ob und wie sie verzinst werden und in welchem Zeitraum sie auszugleichen sind. Weiter regelt er, unter welchen Bedingungen und in welchem Umfang folgende Kosten an die Betriebs- und Kapitalkosten anrechenbar und wie sie diesen zuzuordnen sind:⁶⁵

1. ⁶⁶die Kosten intelligenter Steuer- und Regelsysteme;

2. die Kosten für notwendige Informationsmassnahmen, die der Netzbetreiber für genehmigungspflichtige Vorhaben nach Artikel 16 des Elektrizitätsgesetzes vom 24. Juni 1902⁶⁷ projektspezifisch trifft;

3. die Gebühren, die der Netzbetreiber nach Artikel 3a Absatz 2 des Elektrizitätsgesetzes entrichtet;

4. ⁶⁸die Kosten innovativer Massnahmen für intelligente Netze mit bestimmten Funktionalitäten; diese Kosten sind nur ausnahmsweise anrechenbar.⁶⁹

Der Bundesrat legt die Grundlagen fest zur:

1. Berechnung der Betriebs- und Kapitalkosten;

2. einheitlichen und verursachergerechten Überwälzung der Kosten sowie der Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen. Dabei ist der Einspeisung von Elektrizität auf unteren Spannungsebenen Rechnung zu tragen.

Als anrechenbare Betriebskosten des Übertragungsnetzes gelten auch, soweit eine Kostendeckung durch andere Finanzierungsinstrumente nicht möglich ist:

1. die Kosten der bezeichneten Stelle für die Erfassung und Weitergabe der Speicherseedaten (Art. 8c);

2. die Kosten, die den Netzbetreibern, Erzeugern und Speicherbetreibern unmittelbar durch Massnahmen entstehen, die nach dem Landesversorgungsgesetz vom 17. Juni 2016⁷¹ zur Sicherstellung der Elektrizitätsversorgung notwendig sind.

Das Bundesamt für wirtschaftliche Landesversorgung prüft vorab, ob die Voraussetzungen nach Absatz 1 Buchstabe b erfüllt sind. Es entscheidet nach Anhörung der ElCom, ob die Kosten als Übertragungsnetzkosten anrechenbar sind.

Der Bundesrat regelt, wie die dem Übertragungsnetz zugeordneten Kosten auszuweisen sind und wie sie den Berechtigten von der nationalen Netzgesellschaft erstattet werden.

Die Kosten für notwendige Netzverstärkungen im Zusammenhang mit Produktionsanlagen sind anrechenbare Netzkosten des Netzbetreibers.

Lösen Anlagen zur Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien die Netzverstärkungen aus, sind die Kosten als Kosten des Übertragungsnetzes anrechenbar (Art. 15a) und werden von der nationalen Netzgesellschaft vergütet. Der Bundesrat kann Ober- und Untergrenzen vorsehen.

Für solche Anlagen mit Anschluss an das Mittelspannungsnetz und höher erfolgt die Vergütung auf Antrag des Verteilnetzbetreibers und nach Bewilligung der ElCom.

Für solche Anlagen mit Anschluss an das Niederspannungsnetz erhalten die Verteilnetzbetreiber auf Antrag eine pauschale Abgeltung für den generellen Bedarf an Netzverstärkungen, unabhängig von einer effektiven Realisierung.

Die Kosten für notwendige Verstärkungen von Anschlussleitungen von der Parzellengrenze bis zum Netzanschlusspunkt sind ebenfalls als Kosten des Übertragungsnetzes (Art. 15a) anrechenbar, falls die Verstärkungen durch die Einspeisung von Elektrizität aus erneuerbaren Energien aus Produktionsanlagen mit einer Anschlussleistung über 50 kW ausgelöst werden. Der Bundesrat kann ein Maximum der anrechenbaren Kosten pro kW der Anlage festlegen. Verbleibende Verstärkungskosten sind durch den Produzenten zu tragen.

Der Bundesrat regelt die Einzelheiten zu diesen Vorgaben und namentlich zur pauschalen Abgeltung. Für deren Bemessung orientiert er sich an den durchschnittlichen Netzverstärkungskosten je kW neu angeschlossener Anlageleistung. Er regelt ausserdem insbesondere:

1. das Verfahren und den Modus für die Mittelerhebung und die Auszahlungen durch die Netzgesellschaft;

2. Buchführungs- und Abschreibungsvorgaben zulasten der Verteilnetzbetreiber, um mehrfache Anrechnungen zu verhindern;

3. die Informationspflichten der Verteilnetzbetreiber zu den realisierten Netzverstärkungen, deren Kosten und den angeschlossenen Anlagen.

Die nationale Netzgesellschaft stellt individuell in Rechnung:

1. den Bilanzgruppen: die Kosten für Ausgleichsenergie;

2. den Verteilnetzbetreibern und den direkt am Übertragungsnetz angeschlossenen Endverbrauchern: die Kosten, die sie für den Ausgleich von Wirkverlusten und im Zusammenhang mit Blindenergie verursacht haben.⁷⁴

Sie legt die Preise für die Ausgleichsenergie so fest, dass ein Anreiz besteht, gesamtschweizerisch Regelenergie und Regelleistung effizient einzusetzen, und dass Missbräuche verhindert werden. Die Preise für die Ausgleichsenergie orientieren sich an den Kosten für Regelenergie.

Resultiert aus dem Verkauf von Ausgleichsenergie ein Gewinn, so ist er mit den Kosten der Systemdienstleistungen zu verrechnen.

Das Entgelt für die grenzüberschreitende Nutzung des Übertragungsnetzes richtet sich nach den durch die tatsächliche Nutzung verursachten Kosten. Sie sind separat zu ermitteln und dürfen nicht den inländischen Endverbrauchern angelastet werden.

Basis für die Berechnung der Kapitalkosten bilden die langfristigen durchschnittlichen Zusatzkosten der in Anspruch genommenen Netzkapazitäten (long run average incremental costs, LRAIC). Die kalkulatorischen Abschreibungen erfolgen linear über eine je nach Anlagekomponente spezifisch festgelegte Zeitdauer. Die für den Betrieb notwendigen Vermögenswerte werden zu einem angemessenen Zinssatz verzinst.

Der Bundesrat kann die Abschreibungsdauer sowie den angemessenen Zinssatz festlegen und die betriebsnotwendigen Vermögenswerte bezeichnen.

Überschreitet die Nachfrage nach grenzüberschreitender Übertragungskapazität die verfügbare Kapazität, so kann die nationale Netzgesellschaft die verfügbare Kapazität nach marktorientierten Verfahren wie Auktionen zuteilen. Die ElCom kann das Verfahren regeln.

Bei der Zuteilung von Kapazitäten im grenzüberschreitenden Übertragungsnetz haben Lieferungen aufgrund von internationalen Bezugs- und Lieferverträgen, die vor dem 31. Oktober 2002 abgeschlossen worden sind, Vorrang. Vorrang haben auch Lieferungen aus Grenzwasserkraftwerken, soweit die grenzüberschreitende Übertragung zur Sicherstellung der jeweiligen Hoheitsanteile nötig ist.⁷⁵

Die Nutzung zugeteilter Kapazität darf nur eingeschränkt werden, wenn die Sicherheit des Übertragungsnetzes gefährdet ist und die nationale Netzgesellschaft keine anderen zumutbaren und wirtschaftlich vertretbaren Massnahmen zum Ausgleich der Netzbelastung ergreifen kann.

Wird zugeteilte Kapazität nicht in Anspruch genommen, so muss sie erneut nach marktorientierten Verfahren zugeteilt werden.

Einnahmen aus marktorientierten Zuteilungsverfahren sind zu verwenden für:

1. die Deckung von Kosten grenzüberschreitender Elektrizitätslieferungen, die nicht einzelnen Verursachern direkt angelastet werden, insbesondere für Kosten zur Gewährleistung der Verfügbarkeit der zugeteilten Kapazität;

2. Aufwendungen für den Erhalt oder den Ausbau des Übertragungsnetzes;

3. die Deckung der anrechenbaren Kosten des Übertragungsnetzes nach Artikel 15.

Der Bundesrat kann zur Förderung des Ausbaus der Kapazitäten im grenzüberschreitenden Übertragungsnetz zeitlich befristete Ausnahmen beim Netzzugang und bei den anrechenbaren Netzkosten vorsehen.⁷⁶

Die Netzbetreiber sind in ihrem Netzgebiet für das Messwesen zuständig.

Sie legen verursachergerechte Messtarife fest.

Auf der Basis dieser Tarife erheben sie je Messpunkt das Messentgelt. Das erhobene Messentgelt darf die anrechenbaren Messkosten nicht übersteigen. Deckungsdifferenzen sind zeitnah auszugleichen.

Anrechenbar sind die Betriebs- und Kapitalkosten, die durch die zuverlässige und effiziente Messung bei Endverbrauchern, Erzeugern und Speicherbetreibern anfallen; die Kapitalkosten enthalten einen angemessenen Betriebsgewinn.

Der Bundesrat legt die Grundlagen zur Berechnung der anrechenbaren Messkosten fest. Er kann Tarifobergrenzen festlegen und regeln, ob und wie Deckungsdifferenzen aus vergangenen Tarifperioden verzinst werden.

Ein intelligentes Messsystem beim Endverbraucher, Erzeuger oder Speicherbetreiber ist eine Messeinrichtung zur Erfassung elektrischer Energie, die eine bidirektionale Datenübertragung unterstützt und den tatsächlichen Energiefluss und dessen zeitlichen Verlauf erfasst.

Der Bundesrat kann Vorgaben zur Einführung solcher intelligenten Messsysteme machen. Er berücksichtigt dabei internationale Normen und Empfehlungen anerkannter Fachorganisationen. Er verpflichtet die Netzbetreiber dazu, ab einem bestimmten Zeitpunkt bei allen Endverbrauchern, Erzeugern und Speicherbetreibern oder bei gewissen Gruppen davon intelligente Messsysteme zu verwenden.

Die Netzbetreiber müssen die Teilnehmer eines Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch oder für eine lokale Elektrizitätsgemeinschaft sowie Speicherbetreiber auf deren Verlangen mit einem intelligenten Messsystem ausstatten. Der Bundesrat legt für diese Ausstattung, ungeachtet der Ausführungsbestimmungen des bisherigen Rechts, eine angemessene Frist von wenigen Monaten fest.

Er kann unter Berücksichtigung der Bundesgesetzgebung über das Messwesen festlegen, welchen technischen Mindestanforderungen die intelligenten Messsysteme zu genügen haben und welche weiteren Eigenschaften, Ausstattungen und Funktionalitäten sie aufweisen müssen, insbesondere im Zusammenhang mit:

1. der Übermittlung von Messdaten, einschliesslich des Abrufs der eigenen Messdaten und deren Qualität;

2. der Unterstützung von Tarifsystemen;

3. der Unterstützung weiterer Dienste und Anwendungen.

Der Bundesrat legt mindestens fest, dass bei der Einführung der intelligenten Messsysteme den Endverbrauchern eine kundenfreundliche digitale Übersicht über ihre Lastgangwerte, ein Vergleich mit Endverbrauchern mit einem ähnlichen Profil und dem Verbrauch in den Vorjahren sowie eine Identifikation möglicher Einsparpotenziale zur Verfügung stehen.

Endverbraucher, Erzeuger und Speicherbetreiber müssen ihre Messdaten zum Zeitpunkt ihrer Erfassung über eine Schnittstelle am intelligenten Messsystem in einem international üblichen Datenformat abrufen können.

Diejenigen, bei denen der Abruf der eigenen Messdaten mit dem vom Netzbetreiber eingesetzten intelligenten Messsystem nicht in der gesetzlich vorgeschriebenen Form gewährleistet ist, haben Anspruch, das Messsystem auf dessen Kosten, für die der Bundesrat eine Obergrenze festlegt, durch einen zusätzlichen Elektrizitätszähler zu ergänzen. Diese Kosten sind keine anrechenbaren Messkosten des Netzbetreibers.

Die Zählerergänzung bedarf der Bewilligung durch die ElCom. Diese setzt dem Netzbetreiber vorgängig eine Frist von 30 Tagen zur Mängelbehebung.

Intelligente Steuer- und Regelsysteme sind Einrichtungen, mit denen ferngesteuert auf den Verbrauch, die Erzeugung oder die Speicherung von Strom, namentlich zur Optimierung des Eigenverbrauchs oder zur Sicherstellung eines stabilen Netzbetriebs, Einfluss genommen werden kann.

Der Bundesrat kann Vorgaben zum Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen bei Endverbrauchern, Erzeugern und Speichern machen. Er kann festlegen, unter welchen Bedingungen sie verwendet werden dürfen, welchen technischen Mindestanforderungen sie genügen und welche weiteren Eigenschaften, Ausstattungen und Funktionalitäten sie aufweisen müssen. Er berücksichtigt dabei internationale Normen und Empfehlungen anerkannter Fachorganisationen. Der Bundesrat kann weitere Bestimmungen erlassen, insbesondere über:

1. die Übermittlung von Steuer- und Regeldaten;

2. die Unterstützung von weiteren Diensten und Anwendungen;

3. die Steuerung des Leistungsbezugs und der Leistungsabgabe.

Der Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen bei Endverbrauchern, Erzeugern und Speichern bedarf der Zustimmung der Betroffenen. Der Bundesrat kann Ausnahmen vorsehen.

Die Endverbraucher, die Erzeuger und die Speicherbetreiber sind die Inhaber der Flexibilität (Flexibilitätsinhaber), die sich dank der Steuerbarkeit des Bezugs, der Speicherung oder der Einspeisung von Elektrizität nutzen lässt. Wer Flexibilität nutzen will, erschliesst sich die Nutzung durch Vertrag.

Die Verteilnetzbetreiber können in ihrem Netzgebiet die Flexibilität netzdienlich nutzen. Dazu schliessen sie mit den Flexibilitätsinhabern diskriminierungsfreie Verträge ab, einschliesslich Vergütung.

Der Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen durch die Verteilnetzbetreiber ist in Abweichung von Artikel 17b Absatz 3 für bestehende Flexibilitäten möglich, solange die Flexibilitätsinhaber diesen Einsatz nicht untersagen. Der Bundesrat regelt, wie die Verteilnetzbetreiber die Flexibilitätsinhaber über diesen Einsatz informieren und die Modalitäten für ein Untersagen. Zeigt sich, dass die Zugriffsmöglichkeiten der Verteilnetzbetreiber und deren effektive Flexibilitätsnutzung dazu beitragen, dass das Potenzial für andere Flexibilitätsnutzungen nur wenig erschlossen ist, so kann der Bundesrat Massnahmen für die bessere Erschliessung dieses Potenzials vorsehen. Diese Massnahmen können zulasten der Verteilnetzbetreiber gehen und insbesondere in einer Beschränkung der Abweichung von Artikel 17b Absatz 3 oder der Einführung geeigneter Vermarktungsformen für Flexibilität bestehen. Der Bundesrat erstattet darüber jährlich Bericht.

Den Verteilnetzbetreibern stehen in ihrem Netzgebiet die folgenden garantierten Nutzungen netzdienlicher Flexibilität zu:

1. Abregelung eines bestimmten Anteils der Einspeisung am Anschlusspunkt;

2. Nutzung bei einer unmittelbaren erheblichen Gefährdung des sicheren Netzbetriebs.

Die garantierten Nutzungen stehen ihnen auch bei entgegenstehenden Nutzungsrechten Dritter zu sowie gegen den Willen des Flexibilitätsinhabers. Die Verteilnetzbetreiber informieren die ElCom jährlich über die getätigten Nutzungen nach Absatz 4 Buchstabe b.

Der Bundesrat regelt die Einzelheiten in Bezug auf die Absätze 3−5.

Endverbraucher, Erzeuger von Elektrizität aus erneuerbaren Energien und Speicherbetreiber können sich zu einer lokalen Elektrizitätsgemeinschaft zusammenschliessen und die selbst erzeugte Elektrizität innerhalb dieser Gemeinschaft absetzen.

Vorausgesetzt ist, dass die Teilnehmer:

1. im gleichen Netzgebiet, auf der gleichen Netzebene und örtlich nahe beieinander am Elektrizitätsnetz angeschlossen sind;

2. alle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind; und

3. gemeinsam eine vom Bundesrat festgelegte Mindestgrösse an Elektrizitätserzeugung im Verhältnis zur Anschlussleistung aufweisen.

Der Bundesrat legt die zulässige geografische Ausdehnung einer lokalen Elektrizitätsgemeinschaft und damit die erforderliche örtliche Nähe der Teilnehmer fest. Die Ausdehnung kann maximal das Gebiet einer Gemeinde umfassen.

Der Verteilnetzbetreiber stattet jeden Teilnehmer einer lokalen Elektrizitätsgemeinschaft mit einem intelligenten Messsystem aus.

Die Teilnehmer der lokalen Elektrizitätsgemeinschaft regeln das Verhältnis untereinander, insbesondere die Versorgung aus selbst erzeugter Elektrizität. Sie ernennen eine Person, die die Gemeinschaft gegenüber dem Verteilnetzbetreiber vertritt.

Der Bundesrat regelt die Einzelheiten, insbesondere zum Verhältnis der Teilnehmer untereinander und zur Aufteilung von Verwaltungs- und Vertriebskosten zwischen dem Verteilnetzbetreiber, der lokalen Elektrizitätsgemeinschaft und ihren Teilnehmern.

Die selbst erzeugte Elektrizität kann innerhalb der lokalen Elektrizitätsgemeinschaft frei abgesetzt werden. Dazu darf das Verteilnetz genutzt werden.

Zur Deckung des verbleibenden Elektrizitätsbedarfs können die netzzugangsberechtigten Endverbraucher ihren Anspruch auf Netzzugang selbstständig ausüben. Die Deckung des verbleibenden Elektrizitätsbedarfs der festen Endverbraucher und der Endverbraucher, die auf den Netzzugang verzichten, erfolgt in der Grundversorgung.

Für die Inanspruchnahme des Verteilnetzes können die Teilnehmer der lokalen Elektrizitätsgemeinschaft einen reduzierten Netznutzungstarif beanspruchen mit einem Abschlag für den Bezug der selbst erzeugten Elektrizität. Der Abschlag beträgt maximal 60 Prozent des sonst üblichen Tarifs. Der Bundesrat legt, abgestuft für die verschiedenen netztopologischen Konfigurationen von lokalen Elektrizitätsgemeinschaften, die Höhe des Abschlags fest; der Abschlag fällt tiefer aus, je mehr Netzebenen bei den betreffenden Konfigurationen involviert sind.

Das Netznutzungsentgelt und das Entgelt für Elektrizitätslieferungen in der Grundversorgung sind dem Verteilnetzbetreiber von den einzelnen Endverbrauchern geschuldet.

Für die Rechnungstellung ermittelt der Verteilnetzbetreiber die Anteile der selbst erzeugten Elektrizität, die innerhalb der lokalen Elektrizitätsgemeinschaft unter Inanspruchnahme des Verteilnetzes abgesetzt wurde, und der gesamten übrigen Bezüge der Gemeinschaft. Unter Anwendung dieses Verteilschlüssels berechnet er bei jedem Endverbraucher die für dessen Bezüge geschuldeten Beträge. Die Endverbraucher können untereinander eine davon abweichende Aufteilung dieser Kosten vereinbaren.

Auf Verlangen des Verteilnetzbetreibers oder der lokalen Elektrizitätsgemeinschaft erfolgt die Rechnungstellung sowohl für die Netznutzung als auch für die Elektrizitätslieferungen in der Grundversorgung, aufgeschlüsselt nach den Bezügen der einzelnen Endverbraucher, an die Gemeinschaft. Die einzelnen Endverbraucher bleiben Schuldner gegenüber dem Netzbetreiber.

Die Netzbetreiber geben einander, den Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft, den Bilanzgruppen, der nationalen Netzgesellschaft und der Vollzugsstelle nach Artikel 64 EnG⁸³ unmittelbar, unentgeltlich, diskriminierungsfrei und in der notwendigen Qualität alle Daten und Informationen bekannt, soweit dies für eine ordnungsgemässe Elektrizitätsversorgung nötig ist.

Der Zugang der Endverbraucher, der Erzeuger und der Speicherbetreiber zu ihren eigenen Messdaten richtet sich nach Artikel 17a^bis Absätze 4 Buchstabe a, 5 und 6.

Der Austausch von Mess- und Stammdaten zwischen den Beteiligten nach Artikel 17f Absatz 1 erfolgt für die folgenden Zwecke über eine zentrale Datenplattform:

1. Abwicklung der Lieferantenwechsel;

2. Abrechnung der Netz-, der Elektrizitäts- und der Messkosten;

3. Prognose im Rahmen des Bilanzmanagements;

4. Erfassung der Elektrizität mittels Herkunftsnachweisen.

Die Stammdaten nach Absatz 1 werden auf der Datenplattform in der Schweiz gespeichert. Der Datenplattformbetreiber verwaltet die gespeicherten Daten und gewährleistet den Austausch der Mess- und Stammdaten zwischen den Beteiligten.

Den Bundesbehörden und den kantonalen Behörden wird nach Massgabe ihrer Berechtigung Zugang zur Datenplattform gewährt.

Der Bundesrat regelt die Prozesse des Datenaustausches und die näheren Aufgaben des Datenplattformbetreibers. Er kann die Datenplattform um folgende Funktionalitäten und Prozesse erweitern:

1. Analyse der Qualität des über die Datenplattform erfolgenden Datenaustausches;

2. Speicherung von Messdaten;

3. Bekanntgabe anonymisierter Mess- und Stammdatenaggregate an Dritte zum Zwecke der Forschung, der Versorgungssicherheit, der Stärkung des Wettbewerbs auf dem Elektrizitätsmarkt und der Erbringung von Energiedienstleistungen;

4. Austausch von Mess- und Stammdaten für die Nutzung der Flexibilität;

5. Gewährleistung des Rechts der Endverbraucher, der Erzeuger und der Speicherbetreiber auf Datenherausgabe und -übertragung.

Zur Errichtung und zum Betrieb der Datenplattform können Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft und anderer Wirtschaftszweige den Datenplattformbetreiber in Form einer privatrechtlichen Kapitalgesellschaft oder Genossenschaft mit Sitz in der Schweiz konstituieren.

Die Statuten des Datenplattformbetreibers und deren Änderungen bedürfen der Genehmigung durch das UVEK. Das UVEK prüft dabei, ob die Statuten und deren Änderung den Anforderungen dieses Gesetzes genügen.

Wird der Datenplattformbetreiber nicht innert einer vom Bundesrat vorgegebenen Frist konstituiert, so überträgt der Bundesrat die Errichtung und den Betrieb der Datenplattform einer öffentlich-rechtlichen Stelle.

Die Kosten der Errichtung der Datenplattform werden vom Datenplattformbetreiber zurückerstattet.

Der Datenplattformbetreiber muss von den einzelnen Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft unabhängig sein. Er ist schweizerisch beherrscht.

Er beschränkt sich auf die Erfüllung der in diesem Gesetz und seinen Ausführungsbestimmungen vorgesehenen Aufgaben und ist nicht gewinnorientiert tätig.

Er deckt seine Kosten durch ein verursachergerechtes und kostendeckendes Entgelt, das er pro Messpunkt von den Verteilnetzbetreibern erhebt.

Der Bundesrat erlässt weitere Bestimmungen zur Organisation, zur Unabhängigkeit und zur Finanzierung des Datenplattformbetreibers.

Auf die Bearbeitung von Personendaten im Zusammenhang mit intelligenten Mess‑, Steuer- oder Regelsystemen findet das Datenschutzgesetz vom 25. September 2020⁸⁵ (DSG) Anwendung. Das DSG findet sinngemäss Anwendung auf die Bearbeitung von Daten juristischer Personen.

Der Datenplattformbetreiber kann zur Erfüllung seiner Aufgaben Daten juristischer Personen sowie Personendaten bearbeiten. Die Beteiligten nach Artikel 17f Absatz 1 erteilen ihm die für den Vollzug seiner Aufgaben notwendigen Auskünfte und stellen die dazu notwendigen Unterlagen zur Verfügung.

Der Bundesrat kann Bestimmungen zum Datenschutz, zur Datensicherheit und zur Prüfung ihrer Einhaltung vorsehen, namentlich für die Datenplattform und für die intelligenten Mess-, Steuer- und Regelsysteme, einschliesslich der damit verbundenen Einrichtungen.

Das Übertragungsnetz auf gesamtschweizerischer Ebene wird von der nationalen Netzgesellschaft betrieben; diese hat die Rechtsform einer privatrechtlichen Aktiengesellschaft mit Sitz in der Schweiz.

Die Netzgesellschaft muss Eigentümerin des von ihr betriebenen Netzes sein. Davon ausgenommen sind durch Dritte erstellte Leitungen, während der Dauer, für die ihnen eine Ausnahme nach Artikel 17 Absatz 6 gewährt wurde.⁸⁷

Die Netzgesellschaft muss sicherstellen, dass ihr Kapital und die damit verbundenen Stimmrechte direkt oder indirekt mehrheitlich Kantonen und Gemeinden gehören.

Werden Aktien der nationalen Netzgesellschaft veräussert, so haben an diesen Aktien in der folgenden Rangordnung ein Vorkaufsrecht:

1. die Kantone;

2. die Gemeinden;

3. die schweizerisch beherrschten Elektrizitätsversorgungsunternehmen mit Sitz in der Schweiz.⁸⁸

Die Statuten der nationalen Netzgesellschaft regeln die Einzelheiten des Vorkaufsrechts.⁸⁹

Die Anteile der Netzgesellschaft dürfen nicht an einer Börse kotiert sein.

Die Netzgesellschaft darf weder Tätigkeiten in den Bereichen Elektrizitätserzeugung, -verteilung oder -handel ausüben noch Beteiligungen an Unternehmen besitzen, die in diesen Bereichen tätig sind. Der Bezug und die Lieferung von Elektrizität aus betriebsnotwendigen Gründen, insbesondere zur Bereitstellung der Systemdienstleistungen, sind zulässig. Ebenfalls zulässig ist die regelzonenübergreifende Beschaffung von Systemdienstleistungen gemeinsam mit ausländischen Übertragungsnetzbetreibern.⁹⁰

Die Mehrheit der Mitglieder und der Präsident des Verwaltungsrates sowie die Mitglieder der Geschäftsleitung dürfen nicht Organen von juristischen Personen angehören, die Tätigkeiten in den Bereichen Elektrizitätserzeugung oder -handel ausüben, oder in einem Dienstleistungsverhältnis zu solchen juristischen Personen stehen.

Den Kantonen ist in den Statuten das Recht einzuräumen, zwei Vertreterinnen oder Vertreter in den Verwaltungsrat abzuordnen. Sie berücksichtigen dabei eine ausgewogene Vertretung der Regionen.

Die Vertretung der verschiedenen Erzeuger- und Verbraucherregionen ist in den Organen sicherzustellen.

Die Statuten und deren Änderung müssen vom Bundesrat genehmigt werden.

Der Bundesrat prüft dabei insbesondere, ob die Statuten oder deren Änderung gewährleisten:

1. die Versorgungssicherheit der Schweiz beziehungsweise der einzelnen Landesteile;

2. die Unabhängigkeit der Netzgesellschaft; und

3. den diskriminierungsfreien Netzbetrieb.

Die Netzgesellschaft sorgt dauernd für einen diskriminierungsfreien, zuverlässigen und leistungsfähigen Betrieb des Übertragungsnetzes als wesentliche Grundlage für die sichere Versorgung der Schweiz. Sie legt die grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten in Koordination mit den Netzbetreibern der Nachbarländer fest.

Insbesondere hat sie folgende Aufgaben:

1. Sie betreibt und überwacht das gesamtschweizerische Übertragungsnetz und führt es als eine Regelzone. Sie hat die Verantwortung für die Planung und Kontrolle des gesamten Übertragungsnetzes.

2. ⁹¹Sie ist für das Bilanzmanagement verantwortlich und stellt die weiteren Systemdienstleistungen einschliesslich der Bereitstellung von Regelenergie sicher; sofern sie die Systemdienstleistungen nicht selber erbringt, beschafft sie diese nach marktorientierten, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren; verbrauchsseitig berücksichtigt sie dabei vorab Angebote mit effizienter Energienutzung.

3. ⁹²Sie begegnet einer Gefährdung des sicheren Betriebs des Übertragungsnetzes mit den notwendigen Massnahmen (Art. 20a).

4. Sie erarbeitet transparente und diskriminierungsfreie Verfahren zur Handhabung von Engpässen.

5. Sie arbeitet mit den ausländischen Übertragungsnetzbetreibern zusammen und vertritt die Interessen der Schweiz in den entsprechenden Gremien.

6. ⁹³Sie beteiligt sich an der Planung der europäischen Übertragungsnetze und stellt unter Berücksichtigung des Szenariorahmens die ausreichende internationale Vernetzung des schweizerischen Übertragungsnetzes sicher.

7. ⁹⁴Sie informiert die Öffentlichkeit über die Begründung und den Stand der von ihr gemäss dem Mehrjahresplan geführten Projekte und legt deren Bedeutung für die Stromversorgung in der Schweiz dar.

8. ⁹⁵Sie erteilt dem BFE und den Kantonen die für die Öffentlichkeitsarbeit nach Artikel 9e notwendigen Auskünfte und stellt ihnen die entsprechenden Unterlagen zur Verfügung.

…⁹⁶

Die nationale Netzgesellschaft kann zur Erfüllung ihrer Aufgaben im Einzelfall bei der ElCom die Enteignung beantragen. Die Verfahrensbestimmungen des Bundesgesetzes vom 20. Juni 1930⁹⁷ über die Enteignung sind nicht anwendbar.

Die nationale Netzgesellschaft vereinbart mit den an das Übertragungsnetz angeschlossenen Verteilnetzbetreibern, Erzeugern, Endverbrauchern und Speicherbetreibern auf einheitliche Weise alle notwendigen Massnahmen, die sie zur Vermeidung oder zur Beseitigung einer Gefährdung des sicheren Betriebs des Übertragungsnetzes ergreift.

Die Verteilnetzbetreiber stellen mit entsprechenden Vereinbarungen sicher, dass sie ihre Verpflichtungen gegenüber der nationalen Netzgesellschaft erfüllen können.

Besteht eine unmittelbare und erhebliche Gefährdung, so ordnet die nationale Netzgesellschaft solche Massnahmen an, insbesondere beim Fehlen einer Vereinbarung. Sie meldet diese Anordnungen umgehend der ElCom.

Die nationale Netzgesellschaft ordnet Ersatzmassnahmen an, wenn Massnahmen nicht wie vereinbart oder angeordnet umgesetzt werden. Die durch Ersatzmassnahmen verursachten Mehrkosten tragen die Säumigen.

Im Übrigen und sofern es keine abweichende Vereinbarung zwischen der nationalen Netzgesellschaft und den Akteuren nach Absatz 1 gibt, sind die Kosten der Vorbereitung und der Durchführung von Massnahmen nach diesem Artikel den Kosten des Übertragungsnetzes zuzuordnen und nach Massgabe von Artikel 15 anrechenbar. Der Bundesrat kann Ausnahmen von der Zuordnung der Kosten vorsehen.

Personen, die von der nationalen Netzgesellschaft in kritischen oder höchstkritischen Funktionen eingesetzt werden, werden zur Beurteilung des Sicherheitsrisikos periodisch auf ihre Vertrauenswürdigkeit hin geprüft.

Der Bundesrat legt fest, welche Personengruppen geprüft werden müssen. Er beschränkt sich dabei auf das erforderliche Mindestmass.

Die Vertrauenswürdigkeitsprüfungen werden von der Fachstelle nach Artikel 31 Absatz 2 des Informationssicherheitsgesetzes vom 18. Dezember 2020¹⁰⁰ (ISG) durchgeführt. Das Verfahren richtet sich sinngemäss nach den entsprechenden Bestimmungen des ISG.

Die nationale Netzgesellschaft ersucht um Prüfung. Das Ergebnis ist ihr mitzuteilen und kurz zu begründen.