Änderung des Stromversorgungsgesetzes (volle Strommarktöffnung, Speicherreserve und Modernisierung der Netzregulierung)

Revision des Stromversorgungsgesetzes (volle Strommarkt- öffnung, Speicherreserve und Modernisierung der Netzre- gulierung)

Erläuternder Bericht zur Vernehmlassungsvorlage Oktober 2018

Übersicht

Die Entwicklung der europäischen Strommärkte, die vom Parlament bereits be- schlossene, aber noch nicht umgesetzte vollständige Öffnung des Schweizer Strom- marktes sowie Regulierungsdefizite vor allem im Netzbereich geben Anlass zu An- passungen des Stromversorgungsgesetzes.

Ausgangslage Die Entwicklung der europäischen Strommärkte hat starke Auswirkungen auf Schwei- zer Strom-Geschäftsmodelle und somit potenziell auch auf die Versorgungssicherheit der Schweiz. In den kommenden Jahren wird es zudem zu einem erheblichen Netzaus- bau – vor allem in den Verteilnetzen – kommen. Um diesen möglichst kosteneffizient umzusetzen, sind Anpassungen in der Netzregulierung erforderlich. Auch besteht an verschiedenen Stellen in der Netzregulierung ein Optimierungsbedarf. Vor diesem Hintergrund hat der Bundesrat den gesetzlichen Rahmen des Stromversorgungsgeset- zes überprüft. Im Weiteren ist der gemäss Gesetz vorgesehene zweite Marktöffnungs- schritt weiterhin ausstehend. Mit der Vorlage soll der Schweizer Strommarkt vollständig geöffnet werden. Die Ver- zerrungen der Teilmarktöffnung, welche zu erheblichen Ungleichbehandlungen so- wohl bei den Endverbrauchern als auch bei den Produzenten geführt haben, werden dadurch korrigiert. Die vollständige Marktöffnung unterstützt die Energiestrategie 2050, indem sie Produktinnovationen fördert und neue Geschäftsmodelle ermöglicht. Mittelfristig ist eine volle Marktöffnung hinsichtlich der versorgungswirtschaftlichen Integration in den europäischen Strommarkt ein unverzichtbares Element. Es wird weiterhin eine Grundversorgung gewährleistet, welche kleine Endverbraucher ange- messen vor Preismissbrauch schützt. Grundversorger sollen als Standardprodukt ein Angebot mit Strom aus Kraftwerken in der Schweiz anbieten müssen, welches einen Mindestanteil aus erneuerbaren Energien aufweist. Der Bundesrat erfüllt damit den Auftrag gemäss Artikel 30 Absatz 5 des Energiegesetzes, wonach er dem Parlament bis 2019 ein marktnahes Modell zur Unterstützung der Grosswasserkraft vorlegen muss. Was die Versorgungssicherheit betrifft, beantragt der Bundesrat in Ergänzung zur bestehenden marktbasierten Versorgung die Einführung einer Speicherreserve. Zwar kann gemäss Untersuchungen der Systemsicherheit von einer bis mindestens zum Jahr 2035 gesicherten Versorgungssicherheit ausgegangen werden, jedoch sollte für uner- wartete Situationen als zusätzliche Absicherung (im Sinne eines volkswirtschaftlich angemessenen Versicherungsansatzes) Energie vorgehalten werden. Kernmechanis- mus des Schweizer Strommarktes bleibt damit der sogenannte Energy-Only-Markt, in

welchem durch die Vergütung von produzierter Energie (und nicht etwa Kapazität) sowohl langfristige Investitionen in Kraftwerke als auch der kurzfristige Abgleich von Angebot und Nachfrage koordiniert werden.

Im Netzbereich sollen die Netzbetreiber grössere Möglichkeiten erhalten, leistungs- basierte Tarife zu setzen. Diese entsprechen dem Verursacherprinzip besser. Dabei werden die Ziele der Energiestrategie 2050 mitbeachtet, indem durch einen Mindest- arbeitsanteil von im Regelfall 50 Prozent die grundsätzliche Profitabilität von Eigen- verbrauchslösungen erhalten wird. Zur Stärkung der Transparenz bei den Verteilnet- zen soll eine umfassende Veröffentlichung von vergleichenden Darstellungen durch die Eidgenössische Elektrizitätskommission gesetzlich abgesichert werden. Im Weite- ren soll die Nutzung der Flexibilität von Endverbrauchern, Speicherbetreibern und Erzeugern gesetzlich geregelt werden. Diese Akteure sollen ihre Flexibilität grund- sätzlich frei anbieten können. Netzbetreiber sollen die Flexibilität beim Netzausbau berücksichtigen, damit die Netze nicht übermässig und somit zu teuer ausgebaut wer- den. Dafür erhalten sie limitierte Zugriffsrechte auf die Produktion und den Strom- verbrauch. Im Messwesen werden die Wahlfreiheiten gesetzlich geregelt: Grössere Endverbraucher und die Betreiber grösserer Elektrizitätserzeugungsanlagen können den Anbieter der Messdienstleistungen und des Messstellenbetriebs frei wählen. Im Übrigen bleiben die Netzbetreiber für die Verrechnungsmessung (Messstellenbetrieb und Messdienstleistungen) zuständig. Zudem sind weitere (vorwiegend netzbezogene) Massnahmen von geringerer Trag- weite vorgesehen.

Übersicht 2

1 Grundzüge der Vorlage 6

1.1 Ausgangslage 6

1.1.1 Zentrale Regelungen des Stromversorgungsgesetzes und

Regulierungsentwicklung 6

1.1.2 Versorgungssicherheit 6

1.1.2.1 Systemsicht 7

1.1.2.2 Netzsicht 8

1.1.3 Bewertung der Versorgungssicherheit 9

1.1.4 Wettbewerbsentwicklungen 10

1.1.4.1 Eigentumsstrukturen 10

1.1.4.2 Entwicklungen Regelenergie 10

1.1.4.3 Strombeschaffung und Entwicklung

Grosshandelsmarkt 11

1.1.4.4 Exkurs zur wirtschaftlichen Lage der EVU und

der Schweizer Wasserkraft 13

1.1.4.5 Vertragswechsel im freien Markt 18

1.1.4.6 Internationaler Preisvergleich 19

1.1.5 Netzthemen 21

1.1.5.1 Netzinvestitionen 21

1.1.5.2 Netzentgelte 22

1.1.5.3 Die Rolle von Flexibilitäten 23

1.1.5.4 Messwesen 23

1.1.6 Bewertung der Marktentwicklung und der

Wettbewerbssituation unter der Teilmarktöffnung 24

1.1.7 Stromabkommen zwischen der Schweiz und der EU 25

1.2 Ziele der Revision 25

1.3 Die beantragte Neuregelung 27

1.3.1 Vollständige Marktöffnung 27

1.3.2 Speicherreserve 29

1.3.3 Stärkung der Verursachergerechtigkeit der

Netznutzungstarifierung 32

1.3.4 Sunshine-Regulierung 33

1.3.5 Flexibilitäten 34

1.3.6 Verbesserungen bei den Systemdienstleistungen 36

1.3.7 Abbau bestehender Ungleichbehandlungen im Inland 36

1.3.8 Wahlfreiheiten im Messwesen 37

1.3.9 Massnahmen zur Gewährleistung des sicheren

Netzbetriebs 37

1.3.10 Sicherstellung der schweizerischen Beherrschung bei der

Swissgrid 38

1.3.11 ElCom 39

1.3.12 Datenaustausch und Informationsprozesse 40

1.3.13 Datenweitergabe 41

1.3.14 Datensicherheit im Smart-Grid 41

1.3.15 Wassertausch mit Bahnunternehmen 42

1.4 Begründung und Bewertung der vorgeschlagenen Lösung 43

1.5 Abstimmungen Aufgaben und Finanzen 46

1.6 Rechtsvergleich, insbesondere mit dem europäischen Recht 46

1.7 Umsetzung und Evaluation 50

1.8 Erledigung parlamentarischer Vorstösse 51

2 Erläuterungen zu einzelnen Artikeln 52

3 Auswirkungen 85

3.1 Finanzielle und personelle Auswirkungen auf den Bund 85

3.2 Auswirkungen auf Kantone und Gemeinden 85

3.3 Auswirkungen auf die Volkswirtschaft 85

3.3.1 Abschätzungen zu den wirtschaftlich bedeutsamsten

Massnahmen 86

3.3.2 Auswirkungen auf die Beschäftigung und

Verteilungseffekte 90

3.3.3 Auswirkungen auf die Branchen 91

3.4 Auswirkungen auf die Gesellschaft und Umwelt 93

4 Verhältnis zur Legislaturplanung und zu nationalen Strategien des

Bundesrates 93

4.1 Verhältnis zur Legislaturplanung 93

4.2 Verhältnis zu nationalen Strategien des Bundesrates 93

5 Rechtliche Aspekte 95

5.1 Verfassungsmässigkeit 95

5.1.1 Rechtsgrundlagen 95

5.1.2 Vereinbarkeit mit Grundrechten 95

5.1.3 Verhältnis zu kantonalem Recht 96

5.2 Vereinbarkeit mit internationalen Verpflichtungen der Schweiz 97

5.3 Erlassform 98

5.4 Unterstellung unter die Ausgabenbremse 98

5.5 Einhaltung der Grundsätze der Subventionsgesetzgebung 98

5.6 Delegation von Rechtsetzungsbefugnissen 98

5.7 Datenschutz 98

Erläuternder Bericht

1 Grundzüge der Vorlage

1.1 Ausgangslage

1.1.1 Zentrale Regelungen des Stromversorgungsgesetzes und

Regulierungsentwicklung Das Stromversorgungsgesetz vom 23. März 2007¹ (StromVG) soll die Voraussetzun- gen für eine sichere Elektrizitätsversorgung sowie für einen wettbewerbsorientierten Elektrizitätsmarkt schaffen und umfasst die allgemeine Landesversorgung mit einem 50-Hz-Wechselstromnetz. Dabei gilt ein Subsidiaritäts- und Kooperationsprinzip. Das Gesetz regelt den Grad der Strommarktöffnung und die Konditionen der Grund- versorgung. Des Weiteren definiert es die Aufgaben der Netzbetreiber, die Massnah- men bei einer Gefährdung der Versorgung sowie die konkreten Regeln der Netznut- zung. Zudem legt das StromVG die Aufgaben für die nationale Netzgesellschaft (Swissgrid) und die Organisation und Aufgaben des Regulators, der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom), fest. Relevante Anpassungen hat das StromVG im Zusammenhang mit dem neuen Ener- giegesetz vom 30. September 2016² (EnG) und mit dem Bundesgesetz vom 15. De- zember 2017 über den Um- und Ausbau der Stromnetze³ (Strategie Stromnetze) er- fahren. Die Anpassungen durch das EnG betreffen die Einführung von intelligenten Messsystemen sowie den Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen. Die Strategie Stromnetze schafft verbesserte gesetzliche Rahmenbedingungen für die Netzentwicklung (vgl. dazu Kap. 1.1.3). Die zentralen Regulierungsentwicklungen unter dem StromVG und der Stromversor- gungsverordnung vom 14. März 2008⁴ (StromVV) stellt die ElCom regelmässig in ihren Tätigkeitsberichten5 und im Bericht zur Versorgungssicherheit der Schweiz6 dar. Nachfolgend sind die wichtigsten Entwicklungen im Rahmen der Versorgungs- sicherheit und Wettbewerbsfähigkeit unter dem StromVG beschrieben. Mit diesen Ausführungen erfüllt das Bundesamt für Energie (BFE) seine Pflicht zur regelmässi- gen Berichterstattung gemäss Artikel 27 Absatz 3 StromVV.

1.1.2 Versorgungssicherheit

Belastbare Aussagen über die erreichbare Versorgungssicherheit sind nur möglich, wenn das Gesamtsystem der Versorgung – inklusive Netz und Austausch mit dem

5 www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Tätigkeitsberichte

6 www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Berichte und Studien

Ausland – über eine Vielzahl an Ausfallszenarien berücksichtigt wird und dabei ge- eignete Methoden eingesetzt werden, welche sich auf politisch abgestimmte Szena- rien stützen (und dabei umfassend mögliche Wetterextreme berücksichtigen).

1.1.2.1 Systemsicht

Der Schweizer Kraftwerkpark weist einen hohen Anteil an Spitzenlastkraftwerken auf. Die installierte Leistung (ca. 20 GW) übersteigt die maximale Last (ca. 11 GW) bei Weitem. Bezogen auf die Verfügbarkeit von Energie ist zu beachten, dass ein Grossteil der installierten Leistung aus Wasserkraftwerken stammt. Die Leistung ist nur nutzbar, wenn die notwendige Primärenergie zur Verfügung steht. In den Som- mermonaten wird Strom netto exportiert und in den Wintermonaten Strom netto im- portiert. Die Schweiz verfügt zudem über ausreichend grosse Netzkapazitäten an den Grenzen, die in den nächsten Jahren weiter erhöht werden. Die Versorgung kann al- lerdings durch Netzengpässe innerhalb der Schweiz behindert werden, wie es z.B. im Winter 2015/16 der Fall war. Die Betrachtung dieser einzelnen Aspekte ergibt ge- wisse Hinweise, jedoch noch keine belastbaren Aussagen betreffend das Niveau der Schweizer Stromversorgungssicherheit. Stattdessen ist eine Beurteilung aus einer Systemsicht, d.h. unter Berücksichtigung von Netz, Erzeugung, Nachfrage und den Rahmenbedingungen des europäischen Strommarktes, notwendig. Das BFE hat die Stromversorgungssicherheit der Schweiz aus einer Systemsicht un- tersuchen lassen (sogenannte System-Adequacy-Analyse).7 Hierfür wurde eine hohe Bandbreite an möglichen Marktentwicklungen sowie Extremsituationen herangezo- gen (26 unterschiedliche Szenarien des Kraftwerksparks und der Nachfrage sowie teilweise bis zu 180 Wetterszenarien, die auch Wetterextreme miteinbeziehen). Zur Beurteilung der Versorgungssicherheit wurden Indikatoren verwendet, welche die im System verfügbare Erzeugungskapazität, die Häufigkeit von Lastverlusten und die entsprechende nicht gelieferte Energie betrachten. Die gleichzeitige Betrachtung die- ser Indikatoren ermöglicht es, Aussagen über das Ausmass (Anzahl Stunden und Energiemengen) sowie die Gründe für eventuelle Lastverluste (vorhandene Erzeu- gungsreserven) zu machen. Die Ergebnisse zeigen, dass die Versorgungssicherheit als unkritisch einzustufen ist, solange die Schweiz im europäischen Strommarkt integriert ist. Bis zum Jahr 2035 gibt es kein signifikantes Versorgungssicherheitsproblem in der Schweiz. Bis ein- schliesslich 2025 treten keinerlei Lastverluste, für 2030 praktisch keine und 2035 mit bis maximal einer Woche moderate Lastverluste in der Schweiz auf. Lastverluste in

diesem Ausmass stellen noch kein Problem dar, sie können durch operative Massnah- men der Swissgrid aufgefangen werden. Die maximale Kapazitätsauslastung im Schweizer System wird im Winter erreicht. In den Wintermonaten sind nach Deckung der Last weiterhin nicht eingesetzte Erzeugungskapazitäten vorhanden. In den unter- suchten Modellen wurden zudem diverse Extremszenarien simuliert. So wurden z.B. grosse Ausserbetriebnahmen je in den Nachbarländern und in der Schweiz sowie

7 Forschungsstelle Energienetze ETHZ / Forschungsstelle Nachhaltige Energie und Was- serversorgung Universität Basel (2017), Modellierung der System Adequacy in der Schweiz im Bereich Strom, Zürich / Basel.

Kombinationen davon betrachtet. Selbst bei diesen treten in den wenigsten Fällen sig- nifikante Lastverluste auf. Die geringfügigen Ereignisse sind weiterhin hauptsächlich netzbedingt und können durch geeignete, nicht im Modell abgebildete Massnahmen bewältigt werden (betriebliche Massnahmen der Swissgrid). Diese Einschätzung wird durch einen aktuellen Bericht der Übertragungsnetzbetreiber des Pentalateralen Energieforums gestützt.8 Untersucht wird darin die mittelfristige (d.h. für 2023/24) Stromversorgungssicherheit für die Region Zentral-West-Europa (Deutschland, Frankreich, Belgien, Niederlande, Luxemburg, Österreich und Schweiz). In den erwähnten Zeiträumen zeigten sich auch für besonders anspruchs- volle Szenarien keine nennenswerten Probleme bei der Versorgung, insbesondere für die Schweiz und Österreich. Eine aktuelle Studie der ElCom zur Versorgungssicherheit bis zum Jahre 2025 zeigt ebenfalls, dass es in der Schweiz in einem wahrscheinlichen Szenario keine Versor- gungssicherheitsprobleme gibt.9 Dabei geht sie zusätzlich von einem eingeschränkten Grad der Marktintegration aus (reduzierte NTC10-Werte, d.h. verringerte Übertra- gungsnetzkapazitäten). Allein wenn in zwei Extremszenarien alle Kernkraftwerke in der Schweiz ausfallen bzw. zusätzlich noch das Wasserkraftwerk Grande Dixence ausfällt und der Kohleausstieg in Deutschland und Italien ohne Gegenmassnahmen forciert und die Erzeugung von Strom aus den französischen Kernkraftwerken erheb- lich reduziert wird, können sich Gefährdungen ergeben. Die ElCom schätzt die Ein- tretenswahrscheinlichkeit für diese Szenarien als gering ein.

1.1.2.2 Netzsicht

Qualität der Energieverteilung

Die Versorgungsverfügbarkeit im Verteilnetzbereich wird von der ElCom als sehr gut beurteilt, auch im internationalen Vergleich. Die durchschnittliche Unterbrechungs- dauer pro Endverbraucher (SAIDI11) liegt bei 19 bis 34 Minuten pro Jahr. Im Jahr 2017 lag sie bei 21 Minuten (davon 10 Minuten ungeplant). Dieser Wert liegt deutlich unter jenen der Nachbarstaaten.12

Systemführung Die Beobachtungsgrössen im Bereich der Systemführung sind in den letzten Jahren stabil oder haben sich leicht positiv entwickelt. Es wird allerdings erwartet, dass sich

8 Pentalateral Energy Forum Support Group 2 (2018), Generation Adequacy Assessment. 9 ElCom (2018), System Adequacy 2025, Studie zur Versorgungsicherheit der Schweiz im Jahr 2025.

10 Net transfer capacity

11 System Average Interruption Duration Index (international anerkannte Beobachtungs- grösse, um die Zuverlässigkeit der Stromversorgung in einem Land messen zu können)

12 ElCom (2018), Stromversorgungssicherheit in der Schweiz, S. 20.

die Anforderungen an den Systembetrieb mit zunehmenden dezentralen Erzeugungs- kapazitäten erhöhen. Zudem identifiziert die ElCom in der Ausweitung der flussba- sierten Marktkopplung in der EU ohne Berücksichtigung der Schweiz einen Stress- faktor für die Systemführung, der sich auch in einer zunehmenden Anzahl von Massnahmen zur Engpassbeseitigung (Redispatchmassnahmen) niederschlägt13. Angespannt ist hingegen die Netzentwicklung. Im Übertragungsnetz treten vor allem im Winter mancherorts Engpässe auf. Mit dem «Strategischen Netz 2025» identifi- zierte die Swissgrid die erforderlichen Netzprojekte, die für die Umsetzung der Ener- giestrategie 2050 relevant sind. Aufgrund der Erkenntnisse des Winters 2015/2016 wurden seitens Swissgrid Ausbauvorhaben neu priorisiert.14

1.1.3 Bewertung der Versorgungssicherheit

Mit dem neuen EnG hat das Parlament bereits Massnahmen zur Stärkung der Strom- produktion in der Schweiz getroffen. So haben Betreiber von Grosswasserkraftanla- gen mit einer Leistung von mehr als 10 MW Anspruch auf eine Marktprämie von maximal 1 Rp./kWh, sofern sie die Elektrizität aus diesen Anlagen am Markt zu Prei- sen unter den Gestehungskosten verkaufen müssen. Das Förderinstrument mit einem Umfang von jährlich rund 110 Millionen Franken ist auf fünf Jahre befristet. Weiter hat das Parlament zur Unterstützung der Erreichung der Zubauziele der Energiestra- tegie 2050 Investitionsbeiträge für Wasserkraftanlagen gesprochen. Dazu stehen bis Ende 2030 durchschnittlich jährlich ca. 65 Millionen Franken zur Unterstützung be- reit. Zudem soll die kostenorientierte Einspeisevergütung auslaufen; die erneuerbaren Energien sollen sich künftig am Markt orientieren und damit einen grösseren Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. In die Strategie Stromnetze wurde zudem ein neuer Artikel 6 Absatz 5bis in das StromVG aufgenommen, wonach die Verteilnetzbetreiber bis zum Auslaufen der Marktprämie inländisch produzierte Elektrizität aus erneuer- baren Energien zu den vollen Gestehungskosten abzüglich allfälliger Unterstützungen in die Grundversorgungstarife einrechnen dürfen (noch nicht in Kraft). Preisvorteile aufgrund ihres freien Netzzugangs (Art. 6 Abs. 5 StromVG) müssen die Verteilnetz- betreiber im Rahmen dieser Bestimmung nicht weitergeben. Durch diese Massnah- men wird auf die zwischenzeitlich niedrigen Grosshandelspreise (Minimum im Jahr 2016) reagiert. Die Entwicklung der inländischen Kraftwerkskapazitäten und deren Implikationen auf die Schweizer Versorgungssicherheit werden zukünftig alle zwei Jahre in einer vorausschauenden Studie zur Versorgungssicherheit (System-Adequacy-Studie) so- wohl im Auftrag des Eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) bzw. des BFE als auch der ElCom untersucht. Die Ana- lyse des BFE fokussiert auf die lange, durch politische Massnahmen beeinflussbare Fristen Darin fliessen insbesondere auch Informationen ein, die das BFE aufgrund der Zusammenarbeit mit Ministerien und anderen Organisationen im europäischen Um- feld gewinnt. Der Fokus der Analyse der ElCom hingegen orientiert sich an den aktu-

13 ElCom (2018), Stromversorgungssicherheit in der Schweiz, S. 9. bzw. S. 14 ff. 14 ElCom (2017), Tätigkeitsbericht 2016, S. 8, bzw. Tätigkeitsbericht 2015, S. 17 ff.

ellen und unmittelbar absehbaren energiepolitischen Rahmenbedingungen (z.B. be- stehender Kraftwerkspark). Sollte sich aus den Analysen eine negative Entwicklung der inländischen Versorgungssicherheit abzeichnen, könnten in Kenntnis des konkre- ten Problems frühzeitig geeignete Massnahmen angegangen werden. Zudem ist im Rahmen der Energiestrategie 2050 ein Monitoring implementiert worden, welches die Entwicklung der Erzeugungskapazitäten hinsichtlich der Richtwerte der Energiestra- tegie aufzeigt.

1.1.4 Wettbewerbsentwicklungen

1.1.4.1 Eigentumsstrukturen

Strukturell hat sich die Strombranche in den letzten Jahren wenig verändert. Auslän- dische Akteure spielen eine untergeordnete Rolle. Weiterhin befindet sich der über- wiegende Teil der Branche im Eigentum der öffentlichen Hand (Kantone, Gemeinden, vereinzelt Bezirke), wobei deren Anteil am Unternehmenskapital zugenommen hat.15 Das Aktionariat der entflochtenen Swissgrid hat sich innerhalb der relativ engen ge- setzlichen Rahmenbedingungen verändert, wobei die Anteile eines börsenkotierten Energieversorgungsunternehmens (EVU) durch ein anderes bereits beteiligtes EVU übernommen worden sind und weitere öffentlich beherrschte Aktionäre hinzugekom- men sind. Insgesamt existieren in der Schweiz mit 632 Werken im Verhältnis zur Einwohnerzahl weiterhin relativ viele Verteilnetzbetreiber. Die meisten Verteilnetzbetreiber nehmen aber oft nicht sämtliche operativen Aufgaben wahr, sondern stützen sich auf speziali- sierte Dienstleister und Kooperationen mit anderen Werken.

1.1.4.2 Entwicklungen Regelenergie

Die Systemdienstleistungspreise der Swissgrid werden massgeblich durch die Preise der Ausschreibungen für die einzelnen Regelenergiearten beeinflusst und folgen die- sen aufgrund des Beschaffungsprozesses (Ausschreibungen) mit bis zu einem Jahr Differenz. Durch die Primärreserve (PRL) werden kurzfristige Laständerungen abge- federt; sie wird automatisch und frequenzabhängig abgerufen. Die Sekundärreserve (SRL) wird bei Netzschwankungen innerhalb von fünf Minuten bereitgestellt, um die Primärreserve abzulösen. Die Tertiärreserve ist die Reservekapazität, die im Notfall eine Unter- bzw. Überproduktion (positive TRL bzw. negative TRL) auf dem Schwei- zer Strommarkt abfedert und zusätzlichen Strom einspeist bzw. speichert oder den Stromverbrauch senkt bzw. erhöht, um die Normalfrequenz im Stromnetz zu halten.

15 BET (2018), Markt- und Wettbewerbsanalyse (Update).

Abbildung 1: Entwicklung Preise für Systemdienstleistungen seit 2011, Quelle: BET (2018).

Die Preise für die Primär- und die Sekundärregelung sind seit 2011 von über 35 bzw. unter 40 Fr./MWh auf knapp über 15 bzw. 25 Fr./MWh gesunken; dies reflektiert eine zunehmende Liquidität des Marktes. In der gleichen Zeit haben sich auch die Preise für die Tertiärregelung reduziert. Insbesondere bei der Tertiärregelung gab es im Jahr 2013 einen vorübergehenden Preisanstieg; die Tertiärregelung weist auch eine höhere Preisvolatilität auf. Allerdings befindet sie sich auf einem deutlich niedrigeren Preis- niveau.

1.1.4.3 Strombeschaffung und Entwicklung Grosshandelsmarkt

Der Schweizer Grosshandelsmarkt hat sich seit 2013 weiter entwickelt.16 Auf der Stufe der EVU ist der Strommarkt mit seinen Instrumenten inzwischen etabliert. Nur eine begrenzte Anzahl der EVU ist allerdings in der Lage, alle Funktionen im Strom- markt zu nutzen. Mittlere und kleinere EVU (Regionalwerke, Stadtwerke usw.) nut- zen indirekte Zugänge zum Markt über Dienstleister, Händler, bilaterale Verträge usw. Dabei spielen die historischen Vorlieferanten in der Beschaffung nach wie vor eine wichtige Rolle. Eine Auswertung der ElCom gibt einen Überblick zu den Beschaffungsarten für die Jahre 2018 bzw. 2013. Bei den grösseren EVU hat demnach eine strukturierte Be- schaffung zugenommen. Bei dieser wird zu mehreren Zeitpunkten in Teilmengen (bei

16 Zu den vorherigen Entwicklungen vgl. BET (2013), Markt- und Wettbewerbsanalyse.

auch mehreren Lieferanten) beschafft. Insgesamt dominiert aber noch eine Vollver- sorgung, d.h. die Lieferung aller benötigten Energiemengen auf der Basis eines Ver- trags mit einem Lieferanten.

Abbildung 2: Hauptvarianten der Beschaffung der Verteilnetzbetreiber, Quelle: BET (2018)

Im Stromhandel hat die Transparenz der Preisbildung zugenommen, da sich der Schweizer Day-ahead-Markt (Spotmarkt) durch eine steigende Nutzung der Markt- teilnehmer etabliert hat. Auf dem Day-ahead-Markt wird der Strom für den folgenden Tag gehandelt, normalerweise über den Spotmarkt der European Power Exchange (EPEX) oder über ausserbörslich ausgehandelte Verträge im OTC (Over-the-Counter- Handel). Er umfasst 43 Prozent des Schweizer Endverbrauchs.

Abbildung 3: Entwicklung des Schweizer Spotmarktes, Quelle: BET (2018)

Neben dem Spotmarkt gibt es auch einen Schweizer Terminmarkt, dessen Liquidität aber gering ist. Auch die Liquidität im Schweizer Intradaymarkt ist sehr gering. Die Grosshandelspreise sind weiterhin eng gekoppelt an jene in den benachbarten Län- dern. Sie liegen in der Nähe des deutschen Preises plus Knappheitszuschlag an der Grenze und im Winter in der Nähe des italienischen Preisniveaus.

1.1.4.4 Exkurs zur wirtschaftlichen Lage der EVU und der Schweizer

Wasserkraft Die Entwicklungen der Strommärkte in der EU haben starke Auswirkungen auf Schweizer Strom-Geschäftsmodelle. Der europäische Kraftwerkspark ist in einer Transformation und auch die Nachfrage unterliegt Veränderungen. Die Strompreise sind seit 2011 bis zum Jahr 2016 europaweit gesunken. Dies einerseits aufgrund tiefer Preise für fossile Brennstoffe sowie geringer CO2-Preise und andererseits aufgrund von Überkapazitäten zusammen mit dem zunehmenden Angebot an erneuerbaren Energien mit sehr geringen variablen Kosten. Die Strompreise in der Schweiz sind stark an die Grosshandelspreise in den benachbarten Strommärkten gekoppelt. Seit dem Höchststand im Jahr 2008 haben sich die Preise in den Jahren 2014 bis 2016 etwas mehr als halbiert. Die Wechselkursentwicklung des Frankens gegenüber dem Euro von 1.60 auf 1.10 macht bereits 30 Prozent des Preisrückgangs aus. Aufgrund dieser Situation hatten die Strombranche und auch das Parlament ver- schiedentlich Unterstützungsmassnahmen gefordert. Der Bundesrat sprach sich je-

weils dagegen aus. Zur Einordnung der politischen Diskussionen über die Wirtschaft- lichkeit der Schweizer Produktion und mit dem Ziel, Transparenz zu schaffen über die wirtschaftliche Situation der Schweizer EVU, hat das BFE verschiedene Analysen durchgeführt bzw. in Auftrag gegeben. So hat das Beratungsunternehmen Ernst & Y- oung für die Jahre 2007 bis 2016 die öffentlich zugänglichen Geschäftsberichte von 30 EVU durchleuchtet17. Die Analysen zeigen, dass sich der aggregierte Umsatz so- wie der EBITDA18 von Unternehmen mit umfassender eigener Produktion, jedoch ohne Zugang zur Grundversorgung, negativ entwickelten. Bei den meisten anderen Unternehmen entwickelten sich diese Kennzahlen tendenziell positiv. Bei den kleine- ren EVU stieg der aggregierte Reingewinn zwischen 2007 und 2016 sogar an. Die Eigenkapitalquoten zeigen für sämtliche Unternehmen eine solide Basis. Eine Datenumfrage bei Betreibern von Wasserkraftwerken, die das BFE im Herbst

2017 im Auftrag der Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Natio-

nalrats (UREK-N) durchführte19, und eine Studie der ETH Zürich20 zeigen vergleich- bare Ergebnisse zur Kostenstruktur der Schweizer Wasserkraft. Die variablen Kosten können bei allen untersuchten Kraftwerken gedeckt werden. Dabei schwanken die Kosten erheblich. Die Gegenüberstellung von durchschnittlichen Marktpreisen und Gestehungskosten enthält zudem noch nicht die möglichen Zusatzerlöse am Intra- daymarkt. Die selbst produzierte Energiemenge, welche heute in der Grundversorgung zu Ge- stehungskosten (inkl. Eigenkapitalrendite) abgesetzt wird, beträgt gemäss Auswertun- gen der ElCom rund 10 TWh (rund ein Drittel der in der Grundversorgung abgesetzten Menge). Dies dürfte mindestens der Menge entsprechen, die die Schweizer Wasser- kraft zu Gestehungskosten absetzen kann. Es gibt Wasserkraftwerke mit marktfähigen Gestehungskosten. Erlöse am Grosshandelsmarkt zur Erwirtschaftung einer marktge- rechten Eigenkapitalrendite konnten hingegen in den vergangenen Jahren nur einge- schränkt erzielt werden. Die Schweizer Wasserkraft insgesamt hat allerdings in den letzten Jahren keine Verluste erzielt. Diese Einschätzung bestätigt auch ein Bericht der ElCom an die UREK-N.21 Bei einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ist zu berücksichtigen, dass mit der Markt- prämie der Grosswasserkraft bis Ende 2022 jährlich rund 110 Millionen Franken zu- kommen wird. Hinzu kommen die Investitionsbeiträge für Wasserkraftanlagen mit jährlich ca. 65 Millionen Franken. Zudem erhalten Wasserkraftwerke bei Lieferungen in die eigene Grundversorgung die vollen Gestehungskosten. Der Lieferanteil beträgt grob die Hälfte der Gesamterzeugung und mag aufgrund der Neuregelung im Rahmen der Strategie Stromnetze (volle Gestehungskosten inländisch produzierter erneuerba- rer Energien dürfen neu bis zum Auslaufen der Marktprämie abzüglich allfälliger Un- terstützungen in die Grundversorgungstarife eingerechnet werden) tendenziell zuneh- men. Auch beschaffen die Verteilnetzbetreiber im Durchschnitt ihren Strom zu

17 Ernst & Young (2017), Wirtschaftliche Situation von Schweizer Energieversorgungsun- ternehmen im Zeitverlauf.

18 Gewinn vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen.

19 BFE (2018), Rentabilität der Schweizer Wasserkraft – Resultate einer Datenumfrage bei Betreibern von Schweizer Wasserkraftwerken im Auftrag der UREK-N. 20 ETHZ (2018), Kostenstruktur der Schweizer Wasserkraft, Aktualisierung 2017 (im Auf- trag des BFE).

21 ElCom (2017), 16.035 – UREK-N Um- und Ausbau der Stromnetze, Entwurf 2.

Preisen oberhalb der Grosshandelspreise, da sie zu einem erheblichen Anteil Vollver- sorgungsverträge abschliessen, was zusätzliche Deckungsbeiträge für die Produzen- ten bzw. die Anbieter der Vollversorgung ergibt. Dieser Gesamtblick zeigt, dass sich die Schweizer Wasserkraft zwar in einer wirt- schaftlich angespannten Situation befindet, aber weiterhin (reduzierte) Gewinne er- zielen kann. Im Übrigen hat sich der Grosshandelspreis (in Schweizerfranken) seit dem historischen Tief im Jahr 2016 stark erholt (Anstieg um 38 Prozent im Jahresmit- tel von September 2017 bis August 2018 gegenüber 2016).

Abbildung 4: Grosshandelspreisniveau Schweiz, Deutschland und Italien (2007 - 2017), Quelle BET (2018)

Der Umfang von Investitionen in Wasserkraftwerke war in der Vergangenheit stets Schwankungen unterworfen und stand massgeblich im Zusammenhang mit den Marktpreisen sowie den Lebenszyklen des Kraftwerksparks (Erstinvestition, Erneue- rung, Erweiterung). Wesentliche Erneuerungsinvestitionen tätigten die Unternehmen in den Jahren 2008 bis 2012, d.h. in Zeiten mit hohen Strompreisen. Seither sind die Investitionen gesunken und befinden sich heute wieder auf einem Niveau, welches den Jahren davor entspricht. Bisher erhärtete sich das Risiko dauerhafter Ausserbe- triebnahmen von Wasserkraftwerken infolge geringer Erneuerungsinvestitionen nicht. Die derzeitige Zurückhaltung bei den Neubauprojekten ist zudem wirtschaftlich rational, da es im europäischen Markt weiterhin Kraftwerksüberkapazitäten gibt.

Weiterentwicklung des Wasserzinses Der Wasserzins macht mit ca. 1,5 Rp./kWh einen erheblichen fixen Kostenbestandteil in den Gestehungskosten aus und beeinflusst somit die Wirtschaftlichkeit der Kraft- werke (der Wasserzins macht im Durchschnitt rund 20 Prozent der Gestehungskosten aus). Das aktuell geltende unflexible Wasserzinssystem kann bei den sich verändern- den Grosshandelspreisen nicht als ein langfristig zukunftstaugliches Modell angese- hen werden, weil es keine ausgewogene Balance zwischen den finanziellen Ansprü- chen der verfügungsberechtigten Gemeinwesen und der Wasserkraftbetreiber schafft. Für die Wahl einer künftigen Lösung wird entscheidend sein, dass der Wasserzins die Kräfte des Marktes nicht zu stark hemmt und Investitionen nicht verunmöglicht. Er sollte die Anreize für Kostensenkungen und Produktionssteigerungen nicht negativ beeinflussen und gleichzeitig die Nutzung der Ressource Wasser korrekt abgelten22. Die regulatorische Ausgestaltung des Strommarkts (insbesondere eine volle Markt- öffnung) setzt wichtige Rahmenbedingungen für sämtliche Produzenten in der Schweiz, damit auch für die Wasserkraft. Um eine ganzheitliche Betrachtung zu er- möglichen, hat der Bundesrat dem Parlament mit der Botschaft vom 23. Mai 201823 zur Änderung des Wasserrechtsgesetzes beantragt, das bis Ende 2019 geltende Was- serzinsmaximum von 110 Fr./kWbr während weiterer fünf Jahre beizubehalten. Der Ständerat ist dem Bundesrat am 20. September 2018 in diesem Punkt gefolgt. Für die Zeit nach dem 1. Januar 2025 soll der Bundesrat dem Parlament einen Erlassentwurf für die Einführung eines flexiblen Wasserzinses unterbreiten, welcher sich aus einem fixen und einem variablen Teil zusammensetzt. Der flexible Wasserzins soll aller- dings erst eingeführt werden, nachdem die vorliegende Änderung des StromVG in Kraft getreten ist.

Endverbrauchertarife in der Grundversorgung Die Preisentwicklung in der Grundversorgung ist über die Preise für repräsentative Haushalts- (Profil H⁴ bzw. Kleingewerbekunden (Profil C² beschreibbar. Das Profil H⁴ beschreibt einen Haushalt mit einem Verbrauch von 4500 kWh/Jahr (5-Zimmer- wohnung mit Elektroherd und Tumbler, ohne Elektroboiler). Das Profil C² beschreibt ein Unternehmen mit einem Verbrauch von 30 000 kWh/Jahr (Kleinbetrieb, max. be- anspruchte Leistung: 15 kW). Die Durchschnittstarife in der Verbrauchskategorie H⁴ in den Jahren 2011 bis 2019 werden in der nachfolgenden Abbildung dargestellt. Sie haben sich in diesem Zeit- raum geringfügig von 20,23 Rp./kWh auf 20,57 Rp./kWh erhöht. In dem dargestellten Zeitraum sind vor allem die Energiepreise von 8,91 auf 7,43 Rp./kWh gefallen. Zu- gleich fand ein Anstieg des Netzzuschlags (v.a. zur Förderung der erneuerbaren Ener- gien) von 0,43 Rp./kWh auf 2,3 Rp./kWh statt. Das aktuelle Preisniveau entspricht weitgehend dem der Jahre 2015, 2016 bzw. 2018.

22 Vgl. Kap. 1.5 „Langfristige Weiterentwicklung des Wasserzinses“ in der Botschaft vom 23. Mai 2018 zur Änderung des Wasserrechtsgesetzes (BBl 2018 3419, hier 3431).

23 BBl 2018 3419

Abbildung 5: Entwicklung Endkundenpreise Haushalte H⁴ (in Rp./kWh), Quelle: El- Com

Die Durchschnittstarife beim Profil C² liegen in einem Bereich von 19,45 Rp./kWh bis 20,28 Rp./kWh. Bei einer Betrachtung der Tarifentwicklung ist festzustellen, dass im Jahr 2019 die Stromtarife mit 20,26 Rp./kWh denen der Jahre 2015 und 2016 ent- sprechen. Die Entwicklung in den einzelnen Kostensegmenten ist vergleichbar zum Profil bei den Haushalten.

Abbildung 6: Entwicklung Endkundenpreise Kleinbetriebe C² (in Rp./kWh), Quelle: ElCom

Die Netztarife sind somit in beiden Kategorien leicht angestiegen. Sie werden neben dem Netzerhalt und -ausbau massgeblich durch den sogenannten WACC (Weighted Average Cost of Capital, kalkulatorischer Zinssatz für das im Stromnetz gebundene Kapital) mitbestimmt, der eine angemessene Verzinsung des eingesetzten Kapitals in den Verteilnetzen und im Übertragungsnetz gewährleistet. Die Berechnungsparame- ter für den WACC wurden seit 2011 zweimal angepasst, um eine möglichst gerechte Verzinsung sicherzustellen. Das UVEK prüft derzeit, ob und wie die Berechnungspa- rameter für die Folgejahre angepasst werden sollen. Die obigen Abbildungen zeigen die Schweizer Durchschnittspreise. Innerhalb der Schweiz gibt es allerdings eine erhebliche Streuung in den Grundversorgungstarifen. Dies ist deshalb von Bedeutung, weil die Endverbraucher bis zu einem Jahresver- brauch von 100 MWh gebunden sind. Die nachfolgende Abbildung zeigt illustrativ die Streuungsentwicklung beim Energieanteil (bezogen auf das Profil H⁴, d.h. dem Teil des Endverbrauchertarifes, welcher von einer vollen Marktöffnung betroffen wäre.

Abbildung 7: Publizierte Energietarife Grundversorgung H⁴ (in Rp./kWh), Quelle: BET (2018)

1.1.4.5 Vertragswechsel im freien Markt

Die Möglichkeit des Netzzugangs für Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch über 100 MWh wurde in der Schweiz zunächst spärlich genutzt, da die Preise in der Grundversorgung vergleichsweise günstig waren. Durch den Zusammenbruch der Grosshandelspreise kam es allerdings zu einem Zuwachs der Nutzung des freien

Marktes. Dabei votieren die Endverbraucher mit einem Austritt aus der Grundversor- gung für einen dauerhaften Bezug aus dem freien Markt.

Abbildung 8: Übertritt in den freien Markt (Endverbraucher > 100 MWh), Quelle: ElCom

Eine zunehmende Marktnutzung hat ihren Ausgangspunkt in den Jahren 2013/14. Die Marktnutzung steigt kontinuierlich an. Im Jahre 2018 beziehen die wahlberechtigten Endverbraucher rund 80 Prozent der Energie über den Markt; die Anzahl der freien Endverbraucher beträgt rund 67 Prozent. Der Trend zu einer umfassenden Nutzung des Marktes nimmt somit weiterhin (allerdings abgeschwächt) zu. Die dargestellte Wechselrate umfasst alle Vertragswechsel in den freien Markt, sowohl beim bisheri- gen Lieferanten als auch bei einem neuen Lieferanten.

1.1.4.6 Internationaler Preisvergleich

Bei einem internationalen Vergleich der einzelnen Preiskomponenten der Stromtarife ist Folgendes festzustellen: 24 Bei den Energiepreisen für die Haushalte liegt die Schweiz im Durchschnitt ausge- wählter Staaten (Deutschland, Österreich, Italien, Frankreich, Niederlande, Norwe- gen) und tiefer als die Nachbarstaaten Deutschland und Italien. Die Energiepreise in

24 Vgl. BET (2018).

Deutschland und Frankreich sind hier vergleichbar. Bei den Gewerbe- und Industrie- kunden ist die Situation im Vergleich zu den Nachbarstaaten ungünstiger; hier liegt die Schweiz in der Grundversorgung nur unter den deutlich höheren Preisen in Italien. Auf Basis von Marktpreisen erreicht die Schweiz Preise, die leicht über denen in Deutschland und Frankreich liegen. Die Schweizer Preise liegen, auch grosshandels- marktbedingt, zwischen jenen in Deutschland und Italien. Auffällig ist zudem, dass die Netztarife in der Schweiz hoch sind. Sie liegen über jenen aller Vergleichsländer, auch solchen mit vergleichbarer topografischer Struktur wie bspw. Norwegen oder Österreich. Hingegen sind die Abgaben in der Schweiz niedrig. Vergleicht man die Tarife in der Grundversorgung mit den Tarifen im ausländischen freien Markt, so ist festzustellen, dass die Bruttopreise (exklusive Mehrwertsteuer) für das Profil H⁴ in der Schweiz vergleichsweise günstig sind. Sie liegen unter den Prei- sen in den Nachbarstaaten Deutschland, Österreich, Italien und Frankreich.

Abbildung 9: Internationaler Strompreisvergleich, Profil H⁴, Eurostat Band DC, Wechselkurs 1.2 CHF/EUR Quelle: BET (2018)

Bei den Gewerbekunden mit Wahlmöglichkeiten ist die Schweiz in der Grundversor- gung relevant teurer als Österreich und Frankreich, aber günstiger als Italien und Deutschland. Bei Berücksichtigung der Marktpreise ist sie bei den marktberechtigten Gewerbekunden konkurrenzfähiger.

Abbildung 10: Internationaler Strompreisvergleich, gewichtetes Mittel Profile C² bis C⁴ bzw. Eurostat IB, Wechselkurs 1.2 CHF/EUR, Quelle: BET (2018)

Bei den Industriekunden (in der Grundversorgung) ist sie teurer als Frankreich und auch relevant oberhalb des Niveaus in Österreich, aber deutlich günstiger als Italien und Deutschland. Bei Nutzung der Marktpreise nähern sich die Preise für die Indust- riekunden an die der beiden günstigeren Nachbarländer an. Bei den dargestellten internationalen Preisvergleichen ist zu beachten, dass diese me- thodisch komplex sind und von vielen Faktoren abhängen (v.a. Wechselkurse, Markt- öffnung und Abgrenzung der Kundengruppen (bei der Energie), Topographie, unter- schiedliche steuerliche Regelungen usw.).

1.1.5 Netzthemen

1.1.5.1 Netzinvestitionen

Ins Übertragungsnetz der Swissgrid wurden in den Jahren 2015 bzw. 2016 125 Milli- onen Franken bzw. 149 Millionen Franken investiert; diese Ausgaben lagen jeweils unter den geplanten Ausgaben. Dies ist teils auf Verzögerungen der Bewilligungsver- fahren zurückzuführen, teils auf Optimierungen. Die Netzinvestitionen im Verteilnetz übersteigen deutlich die Abschreibungen. Gemäss ElCom wiesen die Verteilnetzbe- treiber für die Jahre 2011 bis 2016 Investitionen von jährlich rund 1,4 Milliarden Fran- ken aus. Diesem Betrag standen Abschreibungen von 850 bis 920 Millionen Franken pro Jahr gegenüber. Der Netzerhalt wird von der ElCom als genügend beurteilt. Die

regulierte Kapitalbasis der Schweizer Verteilnetzbetreiber ist seit 2011 um 0,5 bis 0,6 Milliarden Franken p.a. angestiegen.

1.1.5.2 Netzentgelte

Mangelnde Kosteneffizienz bei den Netzkosten Untersuchungen der ElCom zur Einführung der Sunshine-Regulierung (öffentlicher Vergleich über die Leistungen und Kosten der Netzbetreiber; bislang nur aggregiert publiziert) zeigen, dass hinsichtlich der Höhe der Netzkosten die Einflussfaktoren To- pographie und Siedlungsstruktur von hoher Bedeutung sind. Dieser Punkt wird in den Vergleichen der Sunshine-Regulierung über die Berücksichtigung der Siedlungs- und Energiedichte abgebildet. Auffällig bei den bisherigen Untersuchungen ist eine hohe Streuung der Kosten der Verteilnetzbetreiber, die nicht durch die unterschiedliche Un- ternehmensgrösse erklärt werden kann. Dies lässt relevante Ineffizienzen vermuten. So gibt es Fälle von hohen Betriebskosten, die mit hohen Kapitalkosten verbunden sind, wobei es zugleich nicht zu einer höheren Qualität kommt. Insbesondere die Ka- pitalkosten können relevant zu hoch sein, da ein treibender Kostenfaktor der Netznut- zungsentgelte die Tiefbaukosten auf Netzebene 7 (Niederspannung) sind. Im derzei- tigen kostenbasierten System gibt es zudem grundlegende Anreizdefizite, weil es einen eindeutigen wirtschaftlichen Anreiz gibt, tendenziell kapitalintensiv auszu- bauen und intelligente („smarte“) betriebskostenlastige Alternativen zu vernachlässi- gen.

Nicht ausreichend verursachergerechte Netztarife

Die Stromnetzkosten sind hauptsächlich durch die Dimensionierung der Kapazitäten bestimmt. Ausschlaggebend für die Dimensionierung ist die zeitgleiche Höchstlast, welche sich als Summe der individuellen Lasten im Netz ergibt, da das Netz von sei- nem Ausbau her dem Bedarf folgt. Die Netzkosten hängen somit von der Höchstlast ab und sind vorwiegend fixkostenlastig. Diese vorwiegend lastabhängigen Kosten- strukturen reflektieren sich nur eingeschränkt in den geltenden Tarifen, die auf Netz- ebene 7 mindestens einen Arbeitsanteil von 70 Prozent aufweisen sollen. Dieses De- fizit an Kostenorientierung ist speziell auch für die derzeitige Ausgestaltung der Eigenverbrauchslösungen von Bedeutung. Diese profitieren bei hohen Arbeitspreisen zu Lasten der anderen Netzkunden. Verbesserungsmöglichkeiten in der Netztarifie- rung sind in einer umfassenderen Verwendung von Leistungswerten zu sehen, da hier- über die individuelle Höchstlast stärker kostenrelevant wird und diesbezügliche Ver- haltensanpassungen beanreizt werden. Über dynamische Leistungspreise ist zudem eine weiter gehende Berücksichtigung der Netzengpässe und somit ein langfristig op- timierter Netzausbau möglich; dies setzt eine Verbreitung von Smart-Metern sowie Steuer- und Regelsystemen voraus. Weitere Verbesserungsmöglichkeiten sind im System der Wälzung zwischen den einzelnen Netzebenen zu sehen. Hier könnte eben- falls die Verursachergerechtigkeit erhöht werden, indem Leistungselemente und Last- flussrichtungen stärker berücksichtigt werden, die sich durch eine zunehmende de- zentrale Erzeugung ändern.

1.1.5.3 Die Rolle von Flexibilitäten

Der mit der Energiestrategie 2050 beabsichtigte sukzessive Umbau des Energiesys- tems bildet sich massgeblich in den Verteilnetzen ab. Um die Netzausbaukosten zu optimieren und das System flexibler aufzustellen, braucht es eine intensivere Nutzung von dezentralen Flexibilitäten. Sie können teils zusätzlichen Netzausbau verringern oder vermeiden. Als wirtschaftlich nutzbare Flexibilitäten gelten erzeugungsseitig va- riable Einspeiseleistungen von Erzeugungsanlagen sowie verbrauchsseitig die Steue- rung industrieller Verbrauchsprozesse, der Einsatz flexibler Verbrauchsgeräte im Haushalt (z. B. Elektrowärmeanwendungen), Batterieladezyklen von Elektrofahrzeu- gen oder der Einsatz dezentraler Speicher. Volkswirtschaftlich besonders attraktiv ist insbesondere ein Einspeisemanagement von Erzeugungsanlagen.25 Auch die Steue- rung bestehender Anlagen auf Verbraucherseite, bspw. über innovative Ansteuerung von Kundengeräten, ist eine heute schon gut realisierbare Option, z.B. im Bereich von Wärmepumpen oder Warmwasser-Boilern. Flexibilitäten können nach verschiedenen Gesichtspunkten eingesetzt werden: Eigen- nutzung (Optimierung des Eigenverbrauchs, Kosteneinsparung bei dynamischer Ta- rifierung), marktdienliche Nutzung (d.h. die Flexibilitätsquelle wird so gesteuert, dass sie dem Ausgleich von Stromerzeugung und -verbrauch im System dient) bzw. netz- dienliche Nutzung (d.h. die Flexibilitätsquelle wird zur Vermeidung von Engpässen im Verteilnetz eingesetzt; dabei erfolgt vorausschauend ein Einbezug in die Netzpla- nung). Eine effiziente netzdienliche Nutzung dürfte mittel- bis langfristig zu einer re- levanten Kostenreduktion in den Verteilnetzen führen. Beim Flexibilitätseinsatz sind allerdings Nutzungskonflikte in der weiteren Ausgestaltung der Regulierung zu be- achten. Zudem ist sicherzustellen, dass keine verzerrten Anreize für den Einsatz von Flexibilitäten im Netzbetrieb gegenüber konventionellen Netzausbaumassnahmen be- stehen. Dabei sollten die Kosten des Einsatzes von Flexibilitäten für die Netzbetreiber refinanzierbar bleiben.

1.1.5.4 Messwesen

Mitte 2017 hat das Bundesgericht entschieden, dass die Betreiber grösserer Elektrizi- tätserzeugungsanlagen (Anschlussleistung über 30 kVA) selbst für die Verrechnungs- messung zuständig sind, sie also mit deren Durchführung grundsätzlich einen Dritten freier Wahl beauftragen dürfen.26 Ob auch den Betreibern von kleineren Elektrizitäts- erzeugungsanlagen oder den Endverbrauchern ein solches Wahlrecht zukommt oder ob für deren Verrechnungsmessung ausschliesslich der Netzbetreiber zuständig ist, liess das Bundesgericht offen.

25 Institut und Lehrstuhl für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen, Oldenburger Institut für Informatik OFFIS und E-Bridge Consulting GmbH (2014), Ver- teilernetzstudie. 26 BGE 143 I 395

Tatsache ist, dass die Verrechnungsmessung (dazu gehören der Messstellenbetrieb und die Messdienstleistungen) grossmehrheitlich von den Netzbetreibern durchge- führt wird. Für die betriebliche Messung gilt dies ohnehin, ist sie doch untrennbar mit dem Netzbetrieb verbunden. Die Preise der von den Netzbetreibern erbrachten Dienst- leistungen sind teilweise sehr hoch. Die Preise der Lastgangmessung liegen bei einem Vergleich der Mediane um 56 Prozent über den Kosten.27 Grössere Endverbraucher und Produzenten bemängelten erhebliche Qualitätsprobleme beim Datenmanage- ment. Bei den kleineren marktberechtigten Endverbrauchern mit einem Verbrauch von knapp über 100 MWh stellen hohe Messkosten (bei den Lastgangzählern) derzeit eine Barriere für den Wechsel in den freien Strommarkt dar. Zudem können für er- neuerbare Erzeugungsanlagen, die mit einer Lastgangmessung ausgestattet sein müs- sen (Einspeiseleistung grösser oder gleich 30 kVA), die Messkosten einen relevanten Kostenpunkt ausmachen. Bislang sieht die ElCom bei Lastgangmessungen, die jähr- lich über 600 Franken kosten, ein Aufgriffskriterium für vertiefte Kostenprüfungen. Das Aufgriffskriterium stellt keine bindende Preisobergrenze dar, d.h. es muss bislang im Einzelfall über die Missbräuchlichkeit entschieden werden.

1.1.6 Bewertung der Marktentwicklung und der Wettbewerbssituation

unter der Teilmarktöffnung Die bisherige Teilmarktöffnung ist aus wirtschaftlicher Sicht als ein positiver erster Schritt zu bewerten. Sie hat unter den derzeit niedrigen Grosshandelspreisen dazu ge- führt, dass im freien Markt der überwiegende Teil der marktberechtigten Endverbrau- cher die Grundversorgung verlassen haben, um an günstigeren und teils flexibleren sowie auf ihre Bedürfnisse besser zugeschnittenen Energietarifen partizipieren zu können. Dies ist grundsätzlich als ein Erfolg des StromVG zu werten. Eine Teilmarkt- öffnung führt aber nicht dazu, dass alle gleichermassen am Markt teilnehmen können. Sie beinhaltet erhebliche Verzerrungen zwischen den wahlberechtigten Endverbrau- chern und den gebundenen Endverbrauchern in der Grundversorgung, die sich durch die Regelungen der Strategie Stromnetze noch verstärkt haben, da dadurch die Kosten teurerer Kraftwerke den grundversorgten Endverbrauchern zugeordnet werden kön- nen: Die Pflicht zur Weitergabe von Preisvorteilen an die gebundenen Endverbrau- cher wird aufgeweicht, indem die Gestehungskosten von inländischer erneuerbarer Energie voll in die Grundversorgungstarife eingerechnet werden können. Diese Schieflagen würden durch eine volle Marktöffnung umfassend korrigiert. Sie schafft grundlegende Effizienzanreize sowie gleich lange Spiesse bei der Marktteil- nahme. Zugleich sind innovative Entwicklungen zu erwarten, welche die Integration der (neuen) erneuerbaren Energien stützen und darüber die Versorgungssicherheit för- dern. Zudem bedarf es, aufbauend auf den Veränderungen durch die vorliegende Re- vision des StromVG, einer Weiterentwicklung des Wasserzins-Modells. Im Netzbereich sind aufgrund der hohen Netztarife weiterhin relevante Ineffizienzen zu vermuten, die durch zusätzliche Effizienzanreize in der Netzregulierung anzugehen sind. Die sich in Erprobung befindende Sunshine-Regulierung schafft hier mehr

27 ElCom (2018), Messkosten in der Schweiz, Bericht zur Auswertung der Messkostenerhe- bung 2017.

Transparenz und kann Effizienz beanreizen, v.a. wenn ansonsten eine strengere Netz- regulierung bevorsteht. Die Weiterentwicklung der Netzregulierung sollte aus Sicht einer effizienten Integration der zunehmend dezentralen Erzeugung insbesondere ef- fiziente smarte Netzentwicklungspotenziale (sog. Smart-Grids) stützen. Zudem sind relevante Ineffizienzen im Bereich des Messwesens festzustellen. Dieses ist hinsicht- lich der Verrechnungsmessung grundsätzlich wettbewerblich organisierbar. Grössere Endverbraucher sowie Betreiber von grösseren Elektrizitätserzeugungsanlagen und Speichern erhalten deshalb ein gesetzliches Recht auf freie Wahl des Anbieters. An- sonsten ist im Rahmen der Netzthemen die Entflechtung von den Alteigentümern bei der Swissgrid umgesetzt worden. Weitere Entflechtungen auf der Verteilnetzebene sind im Zusammenhang mit einem Stromabkommen zu sehen.

1.1.7 Stromabkommen zwischen der Schweiz und der EU

Parallel zu den Verhandlungen zu einem Rahmenabkommen werden 2018 mit der EU die Verhandlungen zu einem Stromabkommen weitergeführt. Es ist möglich, dass diese auf technischer Ebene in absehbarer Zukunft abgeschlossen werden.

1.2 Ziele der Revision

Ziel der Revision ist es, den regulatorischen Rahmen des StromVG an die Herausfor- derungen der Energiestrategie 2050 und die Entwicklungen im europäischen Strom- markt anzupassen. Die Leitziele dabei sind die langfristige Gewährleistung der Strom- versorgungssicherheit, die Verbesserung der Effizienz des Marktes sowie die marktseitige Unterstützung der Energiestrategie 2050. Veränderungen im Strom- marktdesign sollen kompatibel sein mit den schweizerischen Klimazielen und mit ei- nem EU-Stromabkommen und zudem möglichst geringe gesamtwirtschaftliche Kos- ten zur Folge haben. Im Rahmen einer grundlegenden Verbesserung des Strommarktdesigns strebt der Bundesrat auch den zweiten Marktöffnungsschritt (volle Marktöffnung) an. Dieser soll die Verzerrungen aus der bisherigen Teilmarktöffnung beseitigen und für alle Endverbraucher eine volle Freiheit in der Wahl des Stromlieferanten schaffen. Zudem sollen über die Revision wesentliche Defizite des bestehenden Gesetzes be- seitigt werden. Insbesondere sollen die Verursachergerechtigkeit in der Netztarifie- rung verbessert, die Transparenz erhöht und mehr Effizienzanreize in der Netzregu- lierung geschaffen werden. Damit will der Bundesrat mittel- bis langfristig den Netzausbau und -betrieb optimieren. In der Revision enthalten ist auch das marktnahe Modell ab 2023, zu welchem der Bundesrat gemäss Artikel 30 Absatz 5 EnG der Bundesversammlung bis im Jahr 2019 einen Erlassentwurf zu unterbreiten hat. Der Bundesrat erachtet es als wichtig, dass dieses Modell möglichst technologieneutral und volkswirtschaftlich effizient ist. Hierzu wird die Ausgestaltung der Grundversorgung angepasst. Die wichtigsten Massnahmen der Revision sind:

Der sogenannte Energy-Only-Markt (EOM) soll als Marktmodell bestehen bleiben und Marktmechanismen im Strommarkt grundsätzlich gestärkt werden. Der EOM be- steht aus dem Grosshandelsmarkt (Intraday, Day ahead und Terminmarkt) und den Systemdienstleistungsmärkten, in denen bereits heute Energie und Leistung für Ver- sorgungsungleichgewichte vorgehalten werden. Als wichtige Massnahme zur Stärkung effizienter Marktsignale und weil Wahlmög- lichkeiten den Haushalts- und Gewerbekunden grundlegende ökonomische Vorteile bieten, soll der Strommarkt vollständig geöffnet werden. Dadurch werden die Verzer- rungen der Teilmarktöffnung korrigiert. Dies gilt sowohl für die unterschiedlichen Erzeuger als insbesondere auch für die bislang gebundenen Endverbraucher ohne Wahlmöglichkeiten. Die vollständige Marktöffnung führt somit zu einer grundlegen- den Effizienzsteigerung. Zudem unterstützt sie die Energiestrategie 2050, indem sie dazu beträgt, die erneuerbaren Energien besser in den Markt zu integrieren. Auch wird sie zu erheblichen Produktinnovationen führen und neue Geschäftsmodelle ermögli- chen. Mittelfristig ist sie hinsichtlich der Integration in den europäischen Strommarkt ein wichtiges Element. Im Rahmen einer vollen Marktöffnung ist weiterhin eine Grundversorgung zu ge- währleisten, welche kleine Endverbraucher angemessen vor Preismissbrauch schützt und in die man immer wieder zurückwechseln kann. Zudem soll die Ausgestaltung der Grundversorgung die Umsetzung der Energiestrategie 2050 marktnah stützen. Die Versorgungssicherheit kann durch die Schweizer Erzeugungskapazitäten und eine Anbindung an die benachbarten Strommärkte marktbasiert gewährleistet werden. Als zusätzliche Absicherung der Schweizer Versorgungssicherheit im EOM soll eine Speicherreserve im Sinne einer Versicherung eingerichtet werden. Diese ist aus- serhalb des Marktes vorzuhalten und so zu konzipieren, dass sie Energie für die Ver- sorgungssicherheit vorhält, geringe volkswirtschaftliche Kosten aufweist und den EOM möglichst wenig verzerrt. Der derzeitige Regulierungsansatz bei den Netzentgelten ist durch eine ungenügende Verursachergerechtigkeit bei der Allokation der Netzkosten gekennzeichnet. Obwohl die Leistung (kW) der hauptsächliche Dimensionierungsfaktor und somit wesentli- cher Kostentreiber bei den Stromnetzen darstellt, orientieren sich die Tarife für die

Endverbraucher mehrheitlich an der bezogenen Energie (kWh). Dies soll im Sinne einer höheren Verursachergerechtigkeit korrigiert werden. Die heutige kostenbasierte Regulierung im Netzbereich wird zunächst beibehalten und durch ein umfassendes Transparenzinstrument in Form einer Sunshine-Regulie- rung verbessert. In diesem Rahmen sollen auch gewisse Anreize für effiziente Inves- titionen in intelligente Netze gesetzt werden. Eine Anreizregulierung soll im Rahmen einer weiteren Revision eingeführt werden, wenn sich in einer Evaluation der Netz- kostenentwicklung auf der Verteilnetzebene zeigt, dass es nicht zu einer genügenden Steigerung der Effizienz gekommen ist. Im Sinne eines effizienten Netzausbaus und der Entwicklung neuer netznaher Märkte ist mittel- bis langfristig eine bessere Nutzung netzdienlicher Flexibilitäten (wie ins- besondere das Einspeisemanagement und die Nutzung flexibler Lasten) in den Ver- teilnetzen anzustreben. Diese können als Ersatz für den konventionellen Netzausbau dienen. Zudem gibt es auch im Marktbereich attraktive Geschäftsmodelle, die auf der

effektiven Nutzung vorhandener Flexibilitäten in der Last und der Erzeugung beru- hen. Um die Systemsicherheit effizienter zu bewirtschaften, soll die Liquidität bei den Sys- temdienstleistungen gefördert werden. Dazu soll u.a. die grenzüberschreitende Be- schaffung erleichtert werden. Vor dem Hintergrund der dargestellten Ineffizienzen, welche unter geltendem Recht beobachtet werden können, sollen grössere Endverbraucher sowie die Betreiber von grösseren Elektrizitätserzeugungsanlagen und Speichern ein gesetzliches Recht auf freie Wahl des Anbieters im Bereich der Verrechnungsmessung erhalten. Weitere Massnahmen haben zum Ziel, die Regulierung zu verbessern: So sind die Leitplanken für Massnahmen zur Gewährleistung des sicheren Netzbetriebs zu schär- fen, insbesondere für Fälle einer Gefährdung des sicheren Übertragungsnetzbetriebs. Bei der Swissgrid ist die Sicherstellung der Schweizer Beherrschung, welche schon im Kontext der Schaffung des StromVG umfassend diskutiert wurde, einer abschlies- senden gesetzlichen Lösung zuzuführen. Schliesslich sollen die Regulierungsbefug- nisse der ElCom partiell gestärkt werden, um die Effektivität der Strommarktregulie- rung zu verbessern.

1.3 Die beantragte Neuregelung

1.3.1 Vollständige Marktöffnung

Vollständige Marktöffnung: Der Schweizer Strommarkt wird vollständig geöffnet. Damit erhält jeder Endverbraucher das Recht auf freie Wahl seines Lieferanten. Klei- nere Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch von weniger als 100 MWh können sich wahlweise auch für die Grundversorgung entscheiden. In dieser werden sie zu angemessenen, während eines Jahres unveränderlichen Elektrizitätstarifen versorgt. Der Vorteil des Marktes liegt in einer umfassenden Wahlmöglichkeit des Endverbrau- chers. Dies schafft gleich lange Spiesse in der Strombeschaffung für alle Endverbrau- cher, insbesondere für die KMU, und fördert grundlegend die Effizienz. Ein vollkom- men geöffneter Strommarkt wird zu relevanten Dienstleistungsinnovationen und einer besseren Integration der erneuerbaren Energien führen. Zum Letzteren trägt auch die zukünftige Ausgestaltung des Standardproduktes in der Grundversorgung bei. Grundversorgung mit Schweizer Strom aus erneuerbarer Energie: In der Grundver- sorgung bieten die lokalen Verteilnetzbetreiber als Standard ein Elektrizitätsprodukt an, das aus ausschliesslich einheimischer und überwiegend erneuerbarer Energie be- steht. Endverbraucher werden mit diesem Produkt versorgt, sofern sie sich nicht für ein anderes entscheiden. Der Bundesrat legt den Mindestanteil an erneuerbarer Ener- gie fest. Dieser soll sich am Pfad der Energiestrategie 2050 zum Ausbau der erneuer- baren Energien orientieren und dementsprechend sukzessive ansteigen. Es handelt sich um einen Mindestanteil. Jedem Grundversorger steht es frei, im Standardprodukt auch einen höheren Anteil an Strom aus erneuerbaren Energien anzubieten. Zahlrei- che Verteilnetzbetreiber bieten in der Grundversorgung schon heute ein Standardpro- dukt aus erneuerbarer Energie an, teilweise zu 100 Prozent aus heimischer Quelle – für sie ändert demnach nichts.

Regulierung der Elektrizitätstarife: Die bisherige Gestehungskostenregulierung ist nicht kompatibel mit einer vollständigen Marktöffnung, da der geeignete Referenz- massstab in einem geöffneten Strommarkt der Preis in einem funktionierenden Wett- bewerbsmarkt ist. Somit beurteilt sich die Angemessenheit der Elektrizitätstarife fortan an den Marktpreisen im Schweizer Haushalts- und Gewerbekundenbereich (Vergleichsmarktpreise). Dieser Mechanismus entspricht dem Vorschlag, wie ihn der Bundesrat im Rahmen der Vernehmlassung zum Bundesbeschluss zur Marktöffnung gemacht hat.28 Das Vorgehen beruht im Kern auf einer Vergleichsmarktbetrachtung. Ein geeigneter Vergleichsmarkt umfasst in erster Linie Angebote im freien Markt. Aufgrund der engen Substitutionalität zu diesen Angeboten können in die Vergleichs- marktbetrachtung (zumindest kurz nach Marktöffnung) auch die Grundversorgungs- angebote einbezogen werden. Daten über die Grundversorgungsangebote liegen der ElCom vor. Belastbare Marktpreise sollten sich bei Marktöffnung aus Internetver- gleichsportalen ergeben, die sich zeitnah entwickeln werden. Bei einer Nutzung von angebotenen Tarifen auf solchen Portalen für die Berechnung von Vergleichspreisen können überhöhte (strategische) Preise ausgenommen werden. Je nach ökologischer Qualität und Herkunft der gelieferten Elektrizität – massgebend sind die vorgelegten Herkunftsnachweise (vgl. Art. 9 EnG) – können für die Beurteilung verschiedene Ver- gleichspreise gebildet werden. Soweit sich die Angebote im freien Markt von den Grundversorgungsangeboten unterscheiden, können die Preise für die geforderten Herkunftsnachweise als Korrekturfaktoren genutzt werden, um zu einem geeigneten Vergleichspreis zu kommen. Weiter ist bei der Angemessenheitsprüfung zu berück- sichtigen, dass die Elektrizitätstarife für ein Jahr fest sind und der Grundversorger folglich das Mengen- und Preisrisiko trägt. Bei der ex-post-weisen Prüfung der An- gemessenheit der Tarife hat die ElCom deshalb mit gewissen Toleranzen bzw. mit Anpassungsfaktoren zu arbeiten. Die Preisregulierung in der Grundversorgung dient dem Schutz der (in ihr verbleibenden) Endverbraucher. Sie wird an eine verschärfte Missbrauchsaufsicht angelehnt, um Endverbraucher (vor allem Haushalte, die wenig wechselwillig sind) angemessen vor erheblichen preislichen Benachteiligungen zu

schützen. Von einer ex-ante-Festsetzung eines Höchstpreises in der Grundversorgung ist abzusehen, da sich jeder Stromlieferant an diesem Preis orientieren würde. Ersatzversorgung: Fällt ein Lieferant aus oder bezeichnet ein Endverbraucher nach Auslaufen seines Elektrizitätsliefervertrages nicht rechtzeitig einen neuen Lieferan- ten, kommt es zur Ersatzversorgung durch den Grundversorger, d.h. durch den lokalen Verteilnetzbetreiber. Dieser untersteht dabei keiner Tarifregulierung. Die ElCom hat aber die Möglichkeit, bei missbräuchlichen Bedingungen einzugreifen. Wechselprozesse und Wechselkosten: Das Gesetz räumt dem Bundesrat die Kompe- tenz zur Regelung der Wechselprozesse und der Wechselkosten ein. Bei der Grund- versorgung ist angedacht, dass Ein- und Austritte auf das Ende eines jeden Jahres möglich sein sollen. Unterjährige Wechsel würden die Tarife tendenziell erhöhen (mögliche Zusatzkosten aus kurzfristiger Beschaffung). Die Zulässigkeit, im freien Markt den Lieferanten zu wechseln, richtet sich grundsätzlich nach den vertraglichen Kündigungsmöglichkeiten. Damit eine Rückkehr in die Grundversorgung möglich

28 Erläuternder Bericht vom 8. Oktober 2014 zur Vernehmlassungsvorlage zum Bundesbe- schluss über die zweite Etappe der Strommarktöffnung

bleibt, sollen Kleinverbraucher ihre Verträge aber mindestens einmal im Jahr künden dürfen. Damit die Verteilnetzbetreiber die vollständige Marktöffnung nicht durch Transaktionskosten behindern können, dürfen sie die ihnen anfallenden Wechselkos- ten, seien es Netz- oder Energiekosten, dem betreffenden Endverbraucher nicht indi- viduell anlasten. Produktedeklaration: Der Bundesrat ist befugt, Stromanbieter – dazu zählen sowohl die Grundversorger als auch die Lieferanten im freien Markt – zur Bekanntgabe ge- wisser Angaben über den angebotenen Strom zu verpflichten. Stromkennzeichnung: Bisher erfolgt die Hinterlegung der Herkunftsnachweise (HKN) auf Jahresbasis, d.h. die Stromkennzeichnung erfolgt in der Granularität eines ganzen Kalenderjahres. Es spielt dabei keine Rolle, zu welchem genauen Zeitpunkt innerhalb des Kalenderjahres die Produktion bzw. der Verbrauch erfolgt ist. Das heisst, dass zum Beispiel der Verbrauch im Winterquartal mit HKN aus dem Sommer gedeckt werden kann. Um die Übereinstimmungsperiode von Produktion und Verbrauch in der Stromkennzeichnung zeitlich anzugleichen und somit realitätsnäher und im Sinne einer verbesserten Transparenz abzubilden, wäre anstelle einer jährlichen auch eine quartalsweise oder monatliche Hinterlegung von HKN denkbar (monatliche Überein- stimmung von produzierten HKN mit dem im selben Monat entsprechenden Ver- brauch). Die Stromkennzeichnung selbst muss dabei weiterhin wie bisher nur einmal jährlich mittels HKN vorgenommen werden. Die Übereinstimmungsperiode von Produktion und Verbrauch ist in der Verordnung des UVEK über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung vom 1. Novem- ber 2017 (HKSV)29 geregelt, welche vom Departement zeitgleich im Rahmen der Verordnungsänderungen zur Revision des StromVG voraussichtlich auf den Wert von einem Quartal angepasst werden wird. Die Periode für die Erfüllung des vorgeschrie- benen Mindestanteiles an Schweizer erneuerbaren Energien in der Grundversorgung (Standardprodukt) kann grundsätzlich gleich oder grösser als die Übereinstimmungs- periode der Stromkennzeichnung gewählt werden. Ziel ist es, die Periode für die Er- füllung des Mindestanteiles im Standardprodukt mittelfristig an die Übereinstim- mungsperiode von Produktion und Verbrauch in der Stromkennzeichnung anzugleichen. Die Herkunftsnachweise von erneuerbaren Energien werden dadurch

in der Winterjahreshälfte einen höheren Wert erhalten. Evaluation: Eine Evaluation der Entwicklung unter der vollständigen Marktöffnung erfolgt in dem regelmässig durch das BFE zu erstellenden Bericht nach Artikel 27 Absatz 3 StromVV.

1.3.2 Speicherreserve

Absicherung des bestehenden Marktmodells: Im Grundsatz basiert der Strommarkt der Schweiz weiterhin auf einem Energy-Only-Markt, in dem die Marktsignale ge- stärkt werden. Die vollständige Marktöffnung leistet dazu einen wichtigen Beitrag. Die Versorgungssicherheit kann primär durch die Anbindung an die benachbarten Strommärkte und marktbasiert sichergestellt werden. Zur zusätzlichen Absicherung

29 SR 730.010.1

der Schweizer Versorgungssicherheit im Energy-Only-Markt bei unvorhersehbaren ausserordentlichen Ereignissen (wie sehr extremen und andauernden Wetterlagen) soll eine Speicherreserve eingerichtet werden. Diese aktive Reserve ist als Ergänzung zum Energy-Only-Markt im Sinne einer Versicherung zu sehen: Primär wird die Ver- sorgung durch reine Marktmechanismen gewährleistet; erst wenn diese Mechanismen versagen, kommt die Reserve zum Einsatz. Die Speicherreserve dient deshalb dazu, Energie ausserhalb des Marktes für ausserordentliche und für Marktakteure nicht ab- sehbare kritische Knappheitssituationen zurückzuhalten. Sie soll als festes Element für die Versorgungssicherheit die bestehenden Instrumente ergänzen. Das grundsätz- liche Rollenmodell und die bisherigen Verantwortlichkeiten und Zuständigkeiten für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit bleiben bestehen. Speicherreserve für Energie: Da in der Schweiz die installierte Kraftwerksleistung wesentlich höher ist als die Spitzenlast, zielt die Reserve nicht darauf ab, dass zusätz- liche Leistung installiert wird. Sie stellt in diesem Sinne deshalb auch keinen Kapazi- tätsmechanismus dar. Die Verfügbarkeit von Kraftwerksleistung wird in der Schweiz wesentlich durch die Bewirtschaftung der Speicherseen beeinflusst. Die Reserve soll daher in Form einer aktiven Speicherreserve ausgestaltet werden, die sicherstellt, dass in den kritischen Zeiten genügend Energie vorrätig ist (und mit der vorhandenen Ka- pazität tatsächlich produziert werden kann). Die Kraftwerksleistung wird nicht aus dem Markt genommen, sodass der Eingriff gering bleibt. Allerdings wird durch das Verbleiben im Markt auch kein Anreiz geschaffen, neue Kraftwerksleistung zuzu- bauen. Durch die Aufteilung der in der Reserve vorgehaltenen Energie auf mehrere Anbieter sollte die Energie auch ohne separate Vorhaltung der Leistung im Bedarfsfall ins Netz eingespiesen werden können (da im Extremfall weitgehend nur noch die in der Reserve gehaltene Energie verfügbar ist und daher die Produktionsleistung für die Reserve zur Verfügung steht). Die Reserve ist grundsätzlich technologieoffen auszu- gestalten. Alle potenziellen Anbieter von ans Schweizer Stromnetz angeschlossenen Speicherkraftwerken oder Speichern sollen an der Reserve teilnehmen können, sofern sie dafür technisch geeignet sind.

Kontrahierung und Vergütung: Die Reserve soll über ein wettbewerbliches Aus- schreibungsverfahren durch die Swissgrid kontrahiert werden. Der Betreiber eines Speichers verpflichtet sich bei Zuschlag, während einer festgelegten Zeitdauer eine bestimmte Mindestenergiemenge im Speicher vorzuhalten. Dafür erhält er eine Ver- gütung. Separat vergütet wird ein allfälliger Abruf der Energie. Ausgestaltungsfragen: Um die Marktmechanismen – die so umfassend als möglich die Versorgungssicherheit sicherstellen sollen – möglichst nicht zu stören, muss bei der Ausgestaltung der Reserve darauf geachtet werden, dass Reserve und Markt klar voneinander getrennt werden. Die Reserve soll grundsätzlich erst an dem Punkt zum Einsatz kommen, an dem der Markt nicht mehr in der Lage ist, Angebot und Nach- frage auszugleichen. Auf dem Weg zu diesem Punkt können (kurzfristig) auch sehr hohe Marktpreise resultieren, ohne dass der Abruf der Reserve notwendig und sinn- voll wäre. Erst wenn sich eine ausserordentliche Knappheitssituation abzeichnet, wird die Energie für einen Abruf auf Antrag der Swissgrid durch die ElCom grundsätzlich freigegeben (jedoch noch nicht abgerufen). Um Knappheitssituationen effektiv zu er- kennen führt die Swissgrid ein Monitoring durch, welches einerseits die Netzsituation und andererseits die Energieverfügbarkeit im In- sowie Ausland abdeckt. Um eine

Wechselwirkung mit den Strommärkten auszuschliessen, soll der effektive Abruf, der durch die Swissgrid erfolgt, möglichst erst nach Handelsschluss (d.h. wenn die Mög- lichkeiten des Abgleichs durch die Märkte erschöpft sind) stattfinden. Die aus der Reserve abgerufene Energie geht dabei nicht direkt an die Marktakteure, sondern an den Systemführer Swissgrid über und wird eingesetzt, um bei fehlender Markträu- mung verbliebene Fehlstellungen in der Bilanz auszugleichen. Die Energie kommt damit nicht auf den Strommarkt. Am Ende der kontrahierten Reserveperiode (im Sommer, wenn die Verfügbarkeit von Energie aufgrund des Schmelzwassers kein Problem darstellt) kann die bis dann von den Speicherbetreibern zurückgehaltene Energie frei im Strommarkt eingesetzt werden. Die Reserve wird damit aufgelöst. Dimensionierung: Der Bundesrat soll die Grundsätze zur Dimensionierung der Re- serve festlegen. Er legt Kriterien für die Bestimmung der konkreten Vorhaltemenge in der Reserve fest. So könnte er eine Dauer festlegen, während der der Schweizer Strombedarf jederzeit vollständig aus inländischen Kraftwerken gedeckt werden kön- nen muss. Zudem definiert der Bundesrat die übrigen Parameter der Dimensionierung. Die ElCom errechnet anschliessend – aufgrund der bundesrätlichen Vorgaben und in Absprache mit der Swissgrid – die genaue Vorhaltemenge sowie den Vorhaltezeit- raum, unter anderem indem sie sich auf eine umfassende Versorgungssicherheitsana- lyse stützt. Die ElCom ist hierzu besonders geeignet, da sie in ihrer Rolle als unab- hängige Überwacherin der Versorgungssicherheit die kurz- und mittelfristigen Risiken für das Schweizer Stromsystem kennt. Die ElCom definiert anschliessend in Absprache mit der Swissgrid die Eckpunkte der Ausschreibemodalitäten (insbeson- dere Entschädigung und allfällige Pönalen). Der Einbezug der Swissgrid hierzu ist wichtig, da diese über umfangreiche Kenntnisse über das Gesamtsystem (Netz, Er- zeugung, Last) verfügt und sich angelehnt an den Bereich der Systemdienstleistungen auf relevante Erfahrungen (wie z.B. betreffend die Produktegestaltung) abstützen kann. Im Anschluss definiert die Swissgrid die spezifischen Produkte und führt jähr- lich die Ausschreibung der Reserve durch. Transparenz und Kontrolle: Zur Sicherstellung der Transparenz des Systems und zur Kontrolle der effektiven Verfügbarkeit der Reserve sind gewisse Informationspflich-

ten der an der Reserve teilnehmenden Betreiber vorzuschreiben. Kostentragung: Ähnlich wie die Systemdienstleistungen dient eine Speicherreserve letztlich der Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Die Reserve ist mithin eine Art Systemdienstleistung der Swissgrid und zählt daher zu ihren anrechenbaren Kosten, womit sie über das Netznutzungsentgelt des Übertragungsnetzes finanziert wird. In nachfolgender Abbildung werden die wichtigsten Prozessschritte, die Hauptverant- wortlichen sowie die Zeitpunkte der Schritte schematisch dargestellt.

Abbildung 11: Die wichtigsten Prozessschritte, die Hauptverantwortlichen sowie die Zeitpunkte der Schritte für die Speicherreserve (SG = Swissgrid). Hauptverantwortli- che sind in fetter Schrift dargestellt, weitere direkt Involvierte in normaler Schrift. Zur Farbgebung: grau = einmaliger und vorbereitender Schritt; grün = Schritte finden im Normalfall jährlich statt; gelb = Schritt findet nur statt, wenn sich eine kritische Ver- sorgungssituation abzeichnet, diese aber noch nicht eingetreten ist; rot = Schritt zum Abruf der Reserveenergie, falls sich effektive Knappheitssituation ergibt.

Evaluation: Eine Evaluation der Regelungen der Speicherreserve erfolgt durch das BFE, beispielsweise im Kontext des regelmässig zu erstellenden Berichts nach Artikel

27 Absatz 3 StromVV.

1.3.3 Stärkung der Verursachergerechtigkeit der Netznutzungs-

tarifierung Damit die Netzkosten den Endverbrauchern mit mehr Verursachergerechtigkeit auf- erlegt werden, dürfen die Netznutzungstarife der Netzebene 7 (Niedertarif) in Zukunft eine höhere Leistungskomponente (Rp./MW) aufweisen. Namentlich fällt die Min- destarbeitskomponente (Rp./kWh) für Endverbraucher in ganzjährig genutzten Lie- genschaften ohne Leistungsmessung von 70 auf 50 Prozent. Für den Fall, dass beim Endverbraucher eine Leistungsmessung installiert ist, besteht keine konkrete Vorgabe für den Mindestarbeitstarif. Die Netznutzungstarife müssen aber so festgesetzt sein, dass Eigenverbraucher mit einem Jahresverbrauch von weni- ger als 50 MWh gesamthaft nicht mehr Netzkosten entrichten müssen, als wenn sie einen Mindestarbeitstarif von 50 Prozent hätten. Hierdurch wird die Wirtschaftlich- keit der Eigenverbrauchslösungen angemessen mitberücksichtigt. Die Leistungskom- ponente kann im Netznutzungstarif somit umfassender und v.a. zeitdifferenziert, sprich dynamisch ausgestaltet werden. Dabei ist das Zusammenspiel mit den Flexibi- litäten (und somit mit dem Verhalten der Eigenverbraucher) im Netz zu beachten: Auch Flexibilitäten in Last und Erzeugung können dazu genutzt werden, einen über- dimensionierten physikalischen Netzausbau zu vermeiden.

Eine höhere Leistungskomponente setzt wirtschaftlich bessere Netznutzungsanreize, weil die Dimensionierung der Netzkapazitäten und damit die Netzkosten vorwiegend durch die (zeitgleiche) Höchstlast der Endverbraucher determiniert sind. Die Neure- gelung entspricht deshalb dem Verursacherprinzip besser, da sie sich an den erstellten (= nachgefragten) Kapazitäten orientiert. Sie führt, weil die Endverbraucher ihren (zu- künftigen) Netzanschlussbedarf entsprechend anpassen, zu tendenziell tieferen (indi- viduellen) Höchstlasten und damit längerfristig tieferen Kosten für den Netzausbau. Abgesehen von der Netztarifierung sollen die in der StromVV verankerten Wälzungs- vorgaben verursachergerechter ausgestaltet werden. Die Wälzung der Übertragungs- kosten soll nicht mehr im Verhältnis 30 Prozent Arbeits-, 60 Prozent Leistungs- und 10 Prozent Grundtarif, sondern neu im Verhältnis 10 Prozent Arbeits- und 90 Prozent Leistungstarif erfolgen. Die Wälzung der Verteilnetzkosten soll anstelle im Verhältnis

30 Prozent Arbeits- und 70 Prozent Leistungs- ebenfalls im Verhältnis 10 Prozent

Arbeits- und 90 Prozent Leistungstarif erfolgen. Zudem soll sich die Berechnung der für die Wälzung massgebenden Energiewerte (relevant für die Arbeitskomponente im Tarif) im Verteilnetz ändern. Um der ver- mehrt dezentralen Elektrizitätseinspeisung und der damit einhergehenden Verände- rung der Elektrizitätsflüsse zwischen den Netzebenen Rechnung zu tragen, soll an- stelle des Bruttoprinzips neu das sog. Betragsnettoprinzip gelten. Dadurch werden die tatsächlich stattfindenden Energieflüsse besser berücksichtigt. Das Nettoprinzip be- wirkt, dass nicht mehr vom «Verbrauch einer Netzebene» auf die «ihr zugeflossene Energie» geschlossen wird. Tiefere Netzebenen werden im Rahmen der Kostenwäl- zung entlastet, wenn die Elektrizität nicht von der oberen Netzebene bezogen, sondern direkt auf derselben Netzebene eingespeist wird (bspw. durch Photovoltaikanlagen). Zusätzlich werden durch das Betragsnettoprinzip neu auch Energieflüsse «von unten nach oben» berücksichtigt. Der Aufwand, welcher der höheren Netzebene durch sol- che Energierückspeisungen entsteht, soll der tieferen Netzebene in der Wälzung ent- sprechend angelastet werden. Am Ausspeiseprinzip (Art. 14 Abs. 2 StromVG) ändert sich dadurch nichts. Das BFE wird die Auswirkungen der Änderungen der Vorschriften zur Anlastung der Netzkosten im Rahmen seiner regelmässigen Berichterstattung zuhanden des Bundes- rates (Art. 27 Abs. 3 StromVV) beleuchten.

1.3.4 Sunshine-Regulierung

Im Rahmen der sogenannten Sunshine-Regulierung wird die ElCom umfassende Ver- gleiche der Verteilnetzbetreiber in ihrem Regulierungsbereich gemäss Artikel 22 Ab- sätze 1 und 2 StromVG durchführen und die Ergebnisse auf ihrer Webseite der Öf- fentlichkeit zur Verfügung stellen. Hiermit wird mehr Transparenz geschaffen. Zudem sollen milde Effizienzanreize gesetzt werden. Mit der Sunshine-Regulierung werden Tarifüberprüfungsverfahren nicht ersetzt, sondern ergänzt. Zurzeit ist diese Erweiterung der kostenbasierten Regulierungspraxis in der Erpro- bung durch die ElCom. Um die Ergebnisse der Öffentlichkeit präsentieren zu können, bedarf es einer gesetzlichen Grundlage.

Die ElCom verfolgt bei der Anwendung des Transparenzinstrumentes „Sunshine“ ei- nen mehrdimensionalen Ansatz. Dieser umfasst vor allem angemessene Kosten und Tarife, die Qualität in der Versorgung und den erstellten Dienstleistungen sowie die Umsetzung von Veröffentlichungs- und Bekanntgabepflichten. Die konkrete Ausge- staltung der jeweiligen Vergleiche wird der ElCom überlassen. Da das geltende kostenorientierte System unzureichende Anreize für Investitionen in das Smart-Grid setzt, hat die ElCom auch einen Vergleich anzustellen, der Investitio- nen in intelligente Netze abbildet. Ein solcher Indikator, der die Indikatoren bezüglich der Netzkosten ergänzt, ist nötig, weil Investitionen in intelligente Netze Betriebskos- ten darstellen. Auf die Betriebskosten wird kein WACC bezahlt, sodass die Netzbe- treiber im gegenwärtigen Regulierungssystem einen wirtschaftlichen Anreiz haben, kapitalkostenintensiv auszubauen. Zudem ist ein Indikator für die Messdienstleistun- gen zu schaffen, insoweit für diese kein Wahlrecht besteht. Kommt es nicht zu genügenden Effizienzsteigerungen im Netzbereich mit entspre- chenden Auswirkungen auf die Netzkosten, so unterbreitet der Bundesrat dem Parla- ment eine Gesetzesvorlage zur Einführung einer Anreizregulierung. Das BFE wird die Entwicklung der Netzkosten unter der Sunshine-Regulierung alle vier Jahren eva- luieren.

1.3.5 Flexibilitäten

Zur besseren wirtschaftlichen Nutzung von Flexibilitäten, wie vor allem flexiblen Lasten und der volatilen dezentralen Erzeugung, bedarf es geeigneter regulatorischer Rahmenbedingungen, damit die Flexibilitäten kurz- bis mittelfristig im Markt inte- griert und zugleich als Mittel gegen Engpässe im Netz eingesetzt werden. Grundsätze der Flexibilitätsnutzung: Das Recht zur Nutzung der Flexibilitäten, ins- besondere wenn diese über intelligente Steuer- und Regelsysteme erfolgt, soll den je- weiligen Erzeugern, Speicherbetreibern oder Endverbrauchern zustehen. Wenn Dritte, auch Verteilnetzbetreiber, die Flexibilitäten nutzen wollen, müssen sie dies grundsätzlich vertraglich regeln. Dadurch wird eine klare Inhaberschaft definiert. Ver- teilnetzbetreiber können weiterhin die Flexibilität netzdienlich nutzen. Dafür bieten sie den Flexibilitätsinhabern einheitliche Vertragskonditionen an, welche die Mög- lichkeiten der Nutzung und die zugehörige Vergütung (bspw. durch reduzierte Netz- nutzungsentgelte oder über direkte Vergütungen) einheitlich für die erzeugungs- und verbrauchsseitige Flexibilität regeln. Vertraglich gewährte Möglichkeiten der Nut- zung sollen den finanziellen Wert der Flexibilität reflektieren. Für grosse Verbraucher sind bilaterale individuelle Verträge zulässig. Um den Netzausbau über die Nutzung von Flexibilitäten kostenseitig zu optimieren, sollen es Netzbetreiber vermeiden, andere, teurere netzseitige Massnahmen umzuset- zen, indem sie in ihrem Netzgebiet vertraglich gesicherte Flexibilität nutzen und somit das Flexibilitätspotenzial in ihre Netzplanung einbeziehen. Dies entspricht der Um- setzung des NOVA-Prinzips (Netz-Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau), ge- mäss welchem zunächst der aktuelle Netzbetrieb optimiert wird, bevor eine Verstär- kung der vorhandenen Leitungen und – als letzte Massnahme – ein Ausbau erfolgt.

Die effizienten Kosten, die durch die netzdienliche Nutzung von Flexibilitäten beim Netzbetreiber anfallen, sollen grundsätzlich anrechenbar sein. Zudem werden garantierte Nutzungsrechte für die Netzbetreiber festgelegt: Für erzeu- gungsseitige Flexibilität sollen sie limitierte pauschale Möglichkeiten der Abregelung von Einspeisungen erhalten. Auch sollen sie das Recht einer überbrückenden Nutzung erhalten, wenn andere, bereits eingeleitete netzseitige Massnahmen noch nicht grei- fen. In beiden Fällen ist die Nutzung der Flexibilität zu vergüten. Ferner wird ihnen das Recht zugesichert, bei einer unmittelbaren erheblichen Gefährdung des sicheren Netzbetriebs Flexibilitäten zu nutzen. Eine solche Nutzung ist kostenfrei, ausser wenn es zumutbar gewesen wäre, die Gefährdung abzuwenden. Weitere Ausgestaltung: Der Bundesrat legt pro Erzeugungstechnologie den abregel- oder steuerbaren Anteil an den garantierten Nutzungsrechten fest. Zudem kann er Transparenz- und Publikationspflichten für die Verteilnetzbetreiber wie auch Bestim- mungen zum Schutz der Flexibilitätsinhaber festlegen. Auch soll er Vorgaben zu den Vertragsbedingungen machen dürfen, wenn ohne einen solchen Eingriff die markt- dienliche Nutzung von Flexibilitäten durch Dritte (bspw. Aggregatoren) zu sehr ein- geschränkt wird oder sich durch die Vertragsgestaltung kein Markt für Flexibilitäten entwickelt. Zudem sollen für alle Vertragspartner Vorgaben möglich sein, die einen Einbezug von negativen Auswirkungen der Flexibilitätsnutzung auf andere als die je- weiligen Vertragspartner ermöglichen. Die ElCom ist im Bereich der netzdienlichen Flexibilität zuständig, sowohl im Streit- fall als auch von Amtes wegen Entscheide über die garantierten Nutzungen und den Schutz der Flexibilitätsinhaber sowie über die Anpassung von missbräuchlichen Ver- gütungen zu treffen. Der Bundesrat kann zudem vorsehen, dass die ElCom eine Eva- luation der Entwicklung bei den Flexibilitäten durchführt, welche v.a. deren Einsatz und Vergütung betreffen würde. Nicht zu verwechseln ist die Regelung zur Flexibilität mit derjenigen über die intelli- genten Steuer- und Regelsysteme, die bereits mit dem neuen EnG eingeführt worden ist (Art. 17b StromVG). Mit den intelligenten Steuer- und Regelsystemen, die eine immer stärkere Verbreitung finden, wird Flexibilität überhaupt erst richtig nutzbar.

Insofern sind sie also das Werkzeug bzw. Gerät dazu (trotz einiger Vorschriften, v.a. in der StromVV, die durchaus die Nutzung betreffen). Fundamental bei der Regelung ist dabei der Grundsatz des sogenannten Opt-In, welcher den Betroffenen die Wahl lässt, ihre Gerätschaften durch einen Dritten steuern zu lassen. Ausnahme hierzu ist bisher der Eingriff des Netzbetreibers aufgrund des sicheren Netzbetriebs. Bei der Flexibilität handelt es sich hingegen um ein eigentliches Gut, wobei die StromVG- Regelung dessen Bewirtschaftung bzw. die damit verbundenen viel grundlegenderen Ansprüche zum Inhalt hat. Eine Regelung zur Nutzung von Flexibilität ist deshalb nebst derjenigen zu den intelligenten Steuer- und Regelsystemen notwendig, sie muss allerdings auf die Regelung der intelligenten Steuerungen abgestimmt sein. Der Ver- weis auf den Artikel 17b StromVG stellt dies sicher und ermöglicht, dass Flexibilität in gewissen Fällen durch den Netzbetreiber genutzt werden kann, obwohl eben keine explizite Zustimmung zum Betrieb einer intelligenten Steuerung vorliegt.

1.3.6 Verbesserungen bei den Systemdienstleistungen

Anbieter von Systemdienstleistungen: Es wird entsprechend der gelebten Realität und der Intention des Gesetzgebers (vgl. Botschaft vom 3. Dezember 2004 zum StromVG30) klargestellt, dass es grundsätzlich unerheblich ist, welche Art von Akteur der Swissgrid Systemdienstleistungen anbietet. Massgebend ist vielmehr, ob der An- bieter bzw. die Anbietergruppe die für die jeweilige Systemdienstleistung notwendi- gen technischen und betrieblichen Minimalanforderungen der Swissgrid erfüllt (sog. Präqualifikationsbedingungen). Je weiter der Anbieterkreis ist, desto höher ist tenden- ziell die Liquidität im Systemdienstleistungsmarkt. Dies erhöht die Versorgungssi- cherheit und führt auch zu günstigeren Beschaffungspreisen für die Swissgrid. Um der Zielsetzung der Energiestrategie 2050 gerecht zu werden, insbesondere der effi- zienten Nutzung von Energie, auch im Zusammenhang mit der Bereitstellung von Systemdienstleistungen, soll die Swissgrid verbrauchsseitig allerdings vorrangig An- gebote mit effizienter Energienutzung berücksichtigen. Regelzonenübergreifende Beschaffung von Systemdienstleistungen: Es wird klarge- stellt, dass die Swissgrid gemeinsam mit ausländischen Übertragungsnetzbetreibern über sogenannte ÜNB/ÜNB-Modelle Systemdienstleistungen (insbesondere Re- gelenergie und Regelleistung) beschaffen darf. In ÜNB/ÜNB-Modellen beschaffen die teilnehmenden Übertragungsnetzbetreiber Systemdienstleistungen weiterhin je- weils über ihre eigenen Ausschreibungen. Nach Beendigung der Ausschreibung wer- den die Gebote aber nicht direkt zugeschlagen. Vielmehr wird mit einem zentralen System unter Berücksichtigung der grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten die optimale Kombination an Geboten ermittelt. Die beteiligten Übertragungsnetzbe- treiber erteilen sodann jeweils den Geboten, die gemäss dem zentralen System zu be- rücksichtigen sind, den Zuschlag. Dank eines solchen Modells ist es möglich, dass die Swissgrid volumenmässig mehr Gebote zuschlagen kann, als sie für die Regelzone Schweiz beschaffen müsste (bzw. umgekehrt weniger). Im Ergebnis kommt es zu ei- nem gewissen Austausch von Systemdienstleistungen zwischen den teilnehmenden Übertragungsnetzbetreibern. Die beschriebenen Handlungsmöglichkeiten verringern aufgrund erhöhter Liquidität im Markt die Kosten der Systemdienstleistungen. Bei

Versorgungsengpässen können ÜNB/ÜNB-Modelle zudem die Versorgungssicher- heit stützen.

1.3.7 Abbau bestehender Ungleichbehandlungen im Inland

Nach Artikel 20 Absatz 3 StromVG kann der Bundesrat die Swissgrid verpflichten, für den Abruf von Regelenergie vorrangig Elektrizität aus erneuerbarer Energie ein- zusetzen, insbesondere aus Wasserkraft. Zudem geniessen bei der Zuteilung von Ka- pazitäten im Schweizer Übertragungs- und Verteilnetz die Lieferungen an Endver- braucher in der Grundversorgung sowie Lieferungen von Strom aus erneuerbaren Energien einen Vorrang vor anderen Lieferungen (Artikel 13 Absatz 3 StromVG). Diese Regeln sind weitgehend unpraktikabel und würden bei Umsetzung die Versor- gung verteuern. Die Bestimmungen werden deshalb ersatzlos aufgehoben.

30 BBl 2005 1611, hier 1659

1.3.8 Wahlfreiheiten im Messwesen

Für das Messwesen ist eine Klärung der Verantwortlichkeiten und der gesetzlichen Wahlfreiheiten vorgesehen. Grössere Endverbraucher (Jahresverbrauch von mindes- tens 100 MWh) sowie grössere Elektrizitätserzeuger und Speicherbetreiber (An- schlussleistung von mindestens 30 kVA), können ihren Anbieter frei wählen. Diese Endverbraucher sind besonders sensibel bezüglich der Daten- und Servicequalität so- wie der Kosten der Messung und der nachgelagerten Dienstleistungen. Das Wahlrecht kommt rund 55 000 Messpunkten zu bzw. 22 TWh, was über einem Drittel des ge- samten Endverbrauchs entspricht. Das Wahlrecht gilt für die Verrechnungsmessung. Dazu gehören der Messstellenbe- trieb und die Messdienstleistung. Die mit dem Netzbetrieb unmittelbar verknüpfte be- triebliche Messung bleibt demgegenüber eine unentziehbare Aufgabe des Netzbetrei- bers. Kleinere Endverbraucher, kleinere Elektrizitätserzeuger und kleinere Speicherbetrei- ber geniessen keine Wahlfreiheiten im Messwesen. Für sie bleibt ausschliesslich der lokale Verteilnetzbetreiber zuständig. Zu ihrem Schutz ist vorgesehen, dass das ver- einnahmte Messentgelt anhand von Messtarifen ermittelt wird, welche die Netzbetrei- ber auf Basis der anrechenbaren Kosten für die Dauer eines Jahres festzulegen haben. Soweit wahlberechtigte Messkunden ihr Wahlrecht nicht ausüben, bleibt der lokale Netzbetreiber für die Verrechnungsmessung verantwortlich. Anders als bei den klei- neren Messkunden ist er dabei nicht an die Messtarife gebunden. Die Überprüfung der Anrechenbarkeit der Messkosten, der Höhe der Messtarife und des gestützt darauf errechneten Messentgelts obliegt der ElCom. Das BFE wird die Wettbewerbssituation im Messwesen im Rahmen seiner regelmäs- sigen Berichterstattung zuhanden des Bundesrates (Art. 27 Abs. 3 StromVV) unter- suchen.

1.3.9 Massnahmen zur Gewährleistung des sicheren Netzbetriebs

Die Netzbetreiber können ihre Aufgabe des sicheren Netzbetriebs (Art. 8 Abs. 1 Bst. a StromVG; vgl. Botschaft vom 3. Dezember 2004 zum StromVG31) nur mit Unterstüt- zung weiterer Akteure vollumfänglich erfüllen. So müssen sich in einem Elektrizitäts- netz insbesondere Ein- und Ausspeisungen jederzeit die Waage halten, ansonsten es zu Komplikationen im Netz kommt. Die Pflicht zur Unterstützung der Netzbetreiber bei Massnahmen zur Gewährleistung des sicheren Netzbetriebs ergibt sich neu aus- drücklich aus dem Gesetz. Die Kosten von solchen Massnahmen können die Netzbe- treiber nach Massgabe von Artikel 15 StromVG als anrechenbare Netzkosten geltend machen und somit über das Netznutzungsentgelt sozialisieren. Gefährdungen des sicheren Übertragungsnetzbetriebs muss die Swissgrid mit den not- wendigen Massnahmen begegnen. Da eine solche Gefährdung gleichzeitig eine Ge- fährdung des Gesamtsystems bedeutet, können die Kosten solcher Massnahmen

31 BBl 2005 1611, hier 1646

grundsätzlich schweizweit sozialisiert werden. Die Swissgrid muss die zur Vermei- dung oder Beseitigung einer Gefährdung des sicheren Übertragungsnetzbetriebs not- wendigen Massnahmen auf einheitliche Weise vertraglich vorbereiten (insbesondere mit geeigneten Verteilnetzbetreibern, Erzeugern und Endverbrauchern). Kommt eine solche Vereinbarung nicht zustande, kann die ElCom die Parteien zum Vertragsab- schluss verpflichten und den notwendigen Mindestinhalt festlegen. Im Notfall, d.h. wenn eine erhebliche und unmittelbare Gefährdung des sicheren Übertragungsnetz- betriebs vorliegt, kann und muss die Swissgrid diese Massnahmen ausnahmsweise einseitig anordnen, falls sie entgegen der diesbezüglichen Pflicht nicht vertraglich vorbereitet worden sind. Solche Anordnungen müssen der ElCom anschliessend um- gehend gemeldet werden. Schliesslich muss die Swissgrid Ersatzmassnahmen treffen, falls eine Massnahme nicht wie vereinbart oder angeordnet ergriffen wird. Dadurch verursachte Mehrkosten tragen die Säumigen.

1.3.10 Sicherstellung der schweizerischen Beherrschung bei der

Swissgrid Die Swissgrid ist nach Artikel 18 StromVG eine privatrechtliche Aktiengesellschaft (AG). Ihr Kapital und die damit verbundenen Stimmrechte müssen – was umgangs- sprachlich oft „schweizerische Beherrschung“ genannt wird – mehrheitlich den Kan- tonen und Gemeinden gehören, direkt oder indirekt. Diese Lösung ist das Resultat langer und intensiver Arbeiten des Parlaments. Andere Varianten, z.B. eine öffentlich- rechtliche Anstalt oder eine direkte Beteiligung der Kantone, wurden damals verwor- fen (letzteres v.a. wegen des Widerstands der Kantone). So wurden etliche EVU, die den Kantonen und Gemeinden gehören, Aktionäre der Swissgrid. Die Kantone, Gemeinden und schweizerisch beherrschten EVU haben ein gesetzli- ches Vorkaufsrecht an den Swissgrid-Aktien. Diese Vorkaufsrechte sind das einzige gesetzliche Mittel, um die erwähnte Mehrheitsvorgabe zu sichern; sie tun dies aber nur bedingt. Im Übrigen ist für die Sicherung laut StromVG die Swissgrid selbst ver- antwortlich. Diese hat 2015 denn auch mit der Schaffung einer Aktienkategorie, die nur von Kantonen, Gemeinden und kantonal oder kommunal beherrschten Unterneh- men gehalten werden darf, einen wichtigen Beitrag zur Sicherung der Mehrheitsvor- gabe eingeführt. Noch immer fehlt es aber an einem Hebel für Fälle, in denen der Anteil der (kantonalen oder kommunalen) Mehrheit, der indirekt gehalten wird, ge- fährdet ist, weil bei einem Swissgrid-Aktionär seinerseits die Höhe der Beteiligung der öffentlichen Hand ändert. Will man das angehen, muss man legislatorisch eingrei- fen, zumal die Swissgrid selber hier machtlos ist. Das Anliegen, ein wirksames Instru- ment zur Sicherung der schweizerischen Beherrschung zu schaffen, besteht seit Län- gerem. Zuletzt haben die Kommissionen für Umwelt, Raumplanung und Energie beider Räte, veranlasst durch einen strittigen Fall einer Transaktion von Swissgrid- Aktien, zu einer Änderung des StromVG angesetzt, die entsprechende Vorlage32 dann aber sistiert – in Erwartung, dass der Bundesrat in der vorliegenden Revision des StromVG einen Vorschlag zum Thema macht, was nun erfolgt.

32 Parlamentarische Initiative «Kostentragungspflicht für Ausgleichsenergie. Gewährleis- tung einer sicheren Stromversorgung» (13.467), Vorlage 2

Vorgeschlagen wird hier ein Konzept, das zweistufig funktioniert. Erstens sollen die Vorkaufsrechte mit Blick auf das Ziel, einen Beitrag zur Sicherung der schweizeri- schen Beherrschung zu leisten, wirksamer gemacht werden. Dafür wird, neben eini- gen Optimierungen, eine Rangordnung der Vorkaufsberechtigten eingeführt: 1) Kan- tone, 2) Gemeinden und 3) schweizerische EVU. Zweitens wird – flankierend und subsidiär zum Präventiv-Instrumentarium – die Grundlage für eine Stimmrechts-Sus- pendierung geschaffen: Ist die StromVG-Mehrheitsvorgabe nicht mehr erfüllt, ruhen bei den Aktionären, die nicht entsprechend beherrscht sind, die Stimmrechte. Dieser Mechanismus kann ein Sinken der staatlichen Mehrheit unter 50 Prozent zwar nicht verhindern, beseitigt aber zumindest die wichtigste unerwünschte Folge. Schliesslich wird eine stärkere personelle Entflechtung vorgeschlagen. In Geschäfts- leitung und Verwaltungsrat sollen alle Mitglieder, und nicht nur eine Mehrheit (wie gemäss heutiger Vorgabe), von der Elektrizitätswirtschaft unabhängig sein. Zum oben Skizzierten wurden auch Alternativen geprüft, v.a. aus Verhältnismässig- keitsgründen aber verworfen. Zur Sicherung der schweizerischen Beherrschung hät- ten z.B. relevante Aktientransaktionen einer Melde- und Bewilligungspflicht unter- worfen werden können, was aber nur Wirkung zeigen würde, wenn auch Veränderungen in den indirekten Beteiligungsverhältnissen an der Swissgrid erfasst würden, also Änderungen im Aktionariat der Swissgrid-Aktionäre. Solch intensive Eingriffe in Sphären, die vom StromVG an sich nicht betroffen sind, wären kaum zu rechtfertigen. Ebenfalls verzichtet wird darauf, nebst den Stimmrechten auch andere Aktionärsrechte, so das Recht auf Dividende, zu suspendieren.

1.3.11 ElCom

Die ElCom erhält aufgrund der vorher dargestellten Neuerungen zusätzliche Aufga- ben und Zuständigkeiten, z.B. die Missbrauchsaufsicht bei der Ersatzversorgung und bei der Flexibilitätsnutzung. Im Zusammenhang mit der Gefährdung des sicheren Be- triebs des Übertragungsnetzes und bei der Speicherreserve greift sie wenn nötig ho- heitlich ein. Bei Letzterer legt die ElCom auch jährlich die Eckwerte fest. Sodann gibt es Änderungen, die die ElCom selbst betreffen. Die ElCom wird als Re- gulator gestärkt, indem sie ein gesetzliches Beschwerderecht erhält. Damit kann sie beim Bundesgericht Urteile des Bundesverwaltungsgerichts anfechten, wenn dieses die vorangegangene Verfügung der ElCom nicht gestützt hat. Ein solches Beschwer- derecht haben zum Teil auch andere Behörden, die der ElCom ähnlich sind. Das In- strument ist der ElCom sehr wichtig, um ihre Aufgabe, die Überwachung und Durch- setzung der StromVG-Regeln für den Strommarkt, wirkungsvoll erfüllen zu können. Parallel dazu bleibt das Beschwerderecht des UVEK bestehen. So werden Regulie- rungsaufgaben und Ministerialaufgaben klar auseinandergehalten. Gestrichen wird sodann das Weisungsrecht der ElCom gegenüber dem BFE. Davon wurde nie Ge- brauch gemacht und das Instrument ist systemisch ein Fremdkörper.

1.3.12 Datenaustausch und Informationsprozesse

Ein effizient organisierter Zugang zu Daten und Informationen spielt eine entschei- dende Rolle für einen funktionstüchtigen Wettbewerb und neue, innovative Ge- schäftsmodelle im Strommarkt. Damit verhindert werden kann, dass Marktteilnehmer diskriminiert oder neue Marktteilnehmer am Eintritt in den Markt gehindert werden, müssen der Datenaustausch und die notwendigen Informationsprozesse zwischen den Netzbetreibern, den Messstellenbetreibern und den Messdienstleistern sowie den wei- teren Akteuren im Markt geregelt sein. Von hoher Bedeutung sind eine einheitliche, sprich umfassend standardisierte Lösung und die rechtzeitige Übermittlung der Daten in der notwendigen Qualität. Deshalb müssen die Netzbetreiber sowie die beauftrag- ten Messstellenbetreiber und Messdienstleister einander und den weiteren Beteiligten (v.a. neuen Stromlieferanten, Bilanzgruppenverantwortlichen, der Swissgrid und neuen Energiedienstleistungsunternehmen) alle Daten und Informationen rechtzeitig und unentgeltlich zur Verfügung stellen, die zur Abwicklung der stromversorgungs- rechtlichen Prozesse (u.a. Netzbetrieb, Bilanzmanagement, Energielieferungen, Wechselprozesse, Rechnungsstellung) unabdingbar sind. Darüber hinaus ist der Da- tenzugang für berechtigte Dritte (Energiedienstleistungsunternehmen oder die Inha- ber der Daten) zu organisieren. So kann die Digitalisierung im Energiesektor an Mo- mentum gewinnen. Bei der Umsetzung sind niedrige Transaktionskosten wichtig. Insofern ist anzustreben, dass der heutige bilaterale Austausch, welcher durch viele Schnittstellen geprägt ist, eine massgebliche Vereinfachung erfährt. Damit die Wech- selprozesse effizient abgewickelt werden können, ist eine Standardisierung der Pro- zesse und der Datenformate notwendig. Ob zugleich eine Reduzierung der Schnitt- stellen erfolgt, bleibt der Branche überlassen. In jedem Fall kann der Bundesrat den zeitlichen Ablauf und die Form der Übermittlung, das Datenformat sowie den näheren schutzrechtlicher Hinsicht ist zu betonen, dass Endverbraucher, Erzeuger und Spei- cherbetreiber Anspruch auf unentgeltliche Herausgabe all ihrer Mess- und Stammda- ten haben. Ob ein auf zahlreichen Schnittstellen beruhender Daten- und Informationsaustausch ein Zukunftsmodell sein kann, erscheint fraglich. Gegenwärtig zeigt sich im interna- tionalen Umfeld vor dem Hintergrund einer zunehmenden Komplexität der Prozesse

im Strommarkt sowie der zunehmenden Digitalisierung in der Stromversorgung, dass für einen qualitativ hochwertigen und effizienten Datenaustausch eine zentrale Lö- sung vorteilhaft ist.33 Solche zentralen Ansätze werden gemeinhin als «Datahub» be- zeichnet. Die überwiegende Zahl der europäischen Länder ist bereits auf solche Lö- sungen umgeschwenkt. Insbesondere wird auf Lösungen gesetzt, die Daten zentral bündeln und den relevanten Akteuren zur Verfügung stellen – über Zugriffsrechte, welche durch die Konsumenten vergeben werden. Dabei ist aufgrund der zentralen Rolle des Datenaustauschs im Wettbewerb die Wahl des Betreibers und die Eigentü- merstruktur zu beachten. Diese soll derart erfolgen, dass Diskriminierungspotenziale vermieden werden, d.h. durch eine von den Netzbetreibern und den weiteren Akteuren

33 THEMA (2018), Datahub Schweiz: Kosten-Nutzen-Analyse und regulatorischer Hand- lungsbedarf, Studie im Auftrag des BFE.

ausreichend unabhängige Eigentümer- und Betreiberstruktur. Sie sollte Neutralität si- cherstellen. Die vorgesehene gesetzliche Regelung lässt Raum für die Errichtung ei- nes solchen Datahubs, v.a. da sich bislang keine einheitliche standardisierte Lösung in der Schweiz abzeichnet. Volkswirtschaftlich ineffizient sind zudem parallele Sys- teme eines dezentralen Datenaustauschs und eines oder gar mehrerer Datenhubs. Im Verlauf der Strommarktöffnung ist zu prüfen, wie sich die Organisation des Daten- austausches und dessen Diskriminierungsfreiheit, die Prozesse und die Datenqualität entwickeln. Sollte keine Konvergenz auf eine effiziente Lösung hin stattfinden und die Entwicklung unbefriedigend bleiben, so wird der Bundesrat eine geeignet dimen- sionierte zentrale Lösung, die verpflichtend ist, anstreben.

1.3.13 Datenweitergabe

Zur Vermeidung doppelter Datenbeschaffungen gewähren ElCom und BFE einander vorbehältlich entgegenstehender Vorschriften gegenseitig Zugang zu den Daten, die die jeweils andere Behörde für die Erfüllung ihrer Aufgaben beschaffen dürfte. Zudem wird die ElCom gesetzlich ermächtigt, der Swissgrid bei Gefährdung des si- cheren Übertragungsnetzbetriebs die notwendigen Daten weiterzugeben. Dies ist heute mangels gesetzlicher Grundlage nur gestützt auf Vereinbarungen möglich, in denen die betroffenen Akteure der Weitergabe zustimmen. Im Rahmen von Verein- barungen ist aber nur die Weitergabe von im Vornherein bestimmten Daten möglich, die zudem unter Umständen nicht die von der Swissgrid benötigte Aktualität aufwei- sen. Die ElCom muss die Betroffenen vorgängig über die Datenweitergabe informie- ren. Die Swissgrid muss die erhaltenen Daten vertraulich behandeln und darf sie nicht für andere Zwecke verwenden.

1.3.14 Datensicherheit im Smart-Grid

Der Zugriff auf Flexibilitäten bringt hinsichtlich der Datensicherheit gewisse Risiken mit sich; dies nicht nur, was die intelligenten Mess-, Steuer- und Regelsysteme an sich anbelangt, sondern auch in Bezug auf die damit zusammenhängende, nachgelagerte Infrastruktur. Deshalb besteht in technischer wie auch in organisatorischer Hinsicht eine Notwendigkeit, die zur Nutzung der Flexibilität notwendigen Systeme adäquat zu sichern. Die vorgesehene gesetzliche Regelung räumt dem Bundesrat die Kompe- tenz ein, das Verfahren zur Festlegung dieser Anforderungen zu regeln. Angedacht ist ein subsidiärer Regelungsansatz, wonach die Branche auf Basis einer behördlichen Risiko- und Schutzbedarfsanalyse und unter Berücksichtigung von relevanten natio- nalen und internationalen technischen Standards entsprechende Richtlinien über die Datensicherheit von Smart-Grid-Komponenten erlässt. Dieses Anforderungsprofil soll Grundlage der Ausgestaltung des Systems sein. Eine anerkannte Prüfstelle soll sicherstellen, dass die Systeme und/oder Komponenten diesen Anforderungen genü- gen, bevor sie tatsächlich eingesetzt werden. Dies erfolgt anhand einer obligatorischen Konformitätsprüfung. Schliesslich soll eine Fachstelle sicherstellen, dass die Prüf- stelle qualitativ hochwertige Prüfungen durchgeführt hat.

1.3.15 Wassertausch mit Bahnunternehmen

Schliesslich wird ein Sonderfall des Zusammenspiels zwischen dem vom StromVG geregelten 50-Hz-Netz und dem von den schweizerischen Eisenbahnen betriebenen 16,7-Hz-Bahnstromnetz besser geregelt. Der Betrieb des 16,7-Hz-Netzes untersteht dem StromVG grundsätzlich nicht (Sonderregeln in der StromVV vorbehalten). So- weit das Bahnstromnetz hingegen Elektrizität aus dem 50-Hz-Netz bezieht, ist es End- verbraucher im Sinne des StromVG. In Fällen, in denen unter Beteiligung des Bahnstromnetzes Elektrizität produziert wird, scheint es jedoch nicht immer sachge- recht, dass das Bahnstromnetz als Endverbraucher gilt und Netznutzungsentgelt zu zahlen hat. Schon heute klärt deshalb die StromVV, dass das Bahnstromnetz bei ge- wissen mit dem Betrieb von (Pumpspeicher-)Kraftwerken zusammenhängenden Elektrizitätsbezügen nicht als Endverbraucher gilt. Dies dient dazu, dass 16,7-Hz-Ein- richtungen zu gleichen Bedingungen Elektrizität erzeugen können wie 50-Hz-Einrich- tungen. Neu soll nun auch für den sogenannten Wassertausch eine Ausnahme statuiert wer- den. In reinen 50-Hz-Partnerkraftwerken mit Pumpspeicherung werden die Produkti- onspläne der Partner für den Betrieb des Kraftwerks konsolidiert. Wenn Partner A pumpen und Partner B zeitgleich produzieren (turbinieren) möchte, wird für das Kraftwerk nur der Nettowert der beiden Produktionsprogramme berücksichtigt. Diese Konsolidierung der Produktionsprogramme (Wassertausch) ist betriebs- und volks- wirtschaftlich effizient und zwar auch in Partnerkraftwerken mit Pumpspeicherung und gemischter Erzeugung 50 Hz und 16,7 Hz (Abbildung 12). Bei gemischten Pump- speicherkraftwerken führt der Wassertausch jedoch dazu, dass das Bahnunternehmen als Ersatz für den nicht produzierten Strom Elektrizität aus dem 50-Hz-Netz ins 16.7- Hz-Netz speisen muss. Dies ist ein Vorgang, der unter geltendem Recht als Endver- brauch gilt und für den dementsprechend Netznutzungsentgelt anfällt. Das macht den Wassertausch in gemischten Pumpspeicherkraftwerken unattraktiv. Diese Benachtei- ligung soll aufgehoben werden: Der im Zusammenhang mit einem Wassertausch aus dem 50-Hz-Netz getätigte Strombezug soll also nicht mehr als Endverbrauch gelten, damit die gesetzlichen Grundlagen dem energieeffizienten Konsolidieren innerhalb des Kraftwerks nicht entgegenstehen.

Abbildung 12: Darstellung des Wassertausches

Wie die Abbildung zeigt, verzichtet beim Wassertausch das Eisenbahnunternehmen (als 16,7-Hz-Partner) auf das Turbinieren seines Wasseranteils im oberen Speichersee eines Pumpspeicherkraftwerks und in gleichem Umfang sein 50-Hz-Partner auf das Hochpumpen. Im Tausch erhält der 50-Hz-Partner die Energiemenge vom Eisenbahn- unternehmen, entsprechend dem Wasser, das hochgepumpt hätte werden sollen. Die Energie, die das Eisenbahnunternehmen anstelle der Eigenproduktion (Turbinieren) neu aus dem Netz bezieht, wird von den Netznutzungsgebühren befreit.

1.4 Begründung und Bewertung der vorgeschlagenen Lösung

Mit der vorliegenden Revision sollen der Strommarkt vollständig geöffnet, eine Spei- cherreserve eingeführt sowie die Netzregulierung verbessert werden. Weitere Mass- nahmen runden die Vorlage ab. Die vollständige Strommarktöffnung ist ein wichtiges Element, um die Ziele bei der Ausgestaltung des Strommarkts (Effizienz, Versorgungssicherheit, marktseitige Un- terstützung der Energiestrategie 2050) zu erreichen. Sie beseitigt die bisherigen Ver- zerrungen aus der Teilmarktöffnung und schafft eine umfassende Wahlfreiheit für alle Endverbraucher. Jeder kann zukünftig frei seinen Lieferanten wählen. Die Wahlfrei- heit der heute gebundenen Endverbraucher führt zu mehr Effizienz. Die volle Markt- öffnung fördert zudem grundlegend energiewirtschaftliche Produktinnovationen und ermöglicht neue Geschäftsmodelle. Durch das für die Grundversorgung vorgesehene Standardelektrizitätsprodukt, das sich in Bezug auf den Strommix an den Zielen der

Energiestrategie 2050 orientiert, werden die einheimischen Energien, insbesondere die Schweizer Wasserkraft und die neuen erneuerbaren Energien in der Schweiz, marktnah unterstützt. Das neue marktnahe Modell ist aufgrund der Wahlfreiheit kein Quotenmodell, bei welchem ein fester Zielwert an erneuerbarer Produktion und damit ein Eingriff in den gesamthaft in der Schweiz abgesetzten Strommix durch ein System mit Zertifikaten staatlich vorgegeben würde. Das Standardprodukt gibt nur vor, wel- cher Strom in der Grundversorgung standardmässig geliefert wird. Der Endverbrau- cher hat die Freiheit, ein anderes Produkt des Grundversorgers (sofern im Angebot) oder aber ein beliebiges Produkt eines anderen Anbieters im freien Markt zu wählen. In der Grundversorgung wird die Angemessenheit der Tarife nach wie vor von der ElCom geprüft. Der Austausch der für Lieferantenwechsel notwendigen Daten steht ebenfalls unter Aufsicht der ElCom und ist strafbewehrt. Im Weiteren ist zur Absi- cherung des notwendigen Datenaustauschs die Einrichtung eines diskriminierungs- freien Datenhubs denkbar, bei dem es aus wettbewerblicher Sicht vor allem um die geeignete Wahl des Betreibers und die Ausgestaltung der Eigentümerstrukturen geht, um Diskriminierungsanreize zu vermeiden. Der Strommarkt der Schweiz soll (wie bis anhin) im Grundsatz weiterhin auf einem Energy-Only-Markt basieren. Die Versorgungssicherheit der Schweiz kann primär durch die Anbindung an die benachbarten Strommärkte und somit marktbasiert ga- rantiert werden. Zur weiteren Absicherung für unvorhersehbare Situationen soll zu- sätzlich eine Speicherreserve implementiert werden. Dies entspricht dem Ansatz einer volkswirtschaftlich angemessenen Versicherung. Die Speicherreserve wird als Ener- giereserve so ausgestaltet, dass sie auf das spezifische Risikoprofil der schweizeri- schen Stromversorgung zugeschnitten ist. Die schweizerische Stromversorgung zeichnet sich insbesondere durch die Saisonalität des Stromangebots aus der Wasser- kraft sowie die Abhängigkeit von Zuflüssen in Speicherbecken und damit die Verfüg- barkeit von Energie aus. Eine Ergänzung um die Speicherreserve ist aufgrund der ho- hen wirtschaftlichen Bedeutung der Versorgungssicherheit und hoher Kosten eines Blackouts vorteilhaft. Darüber hinaus sind derzeit keine weiteren Massnahmen aus

Sicht der Versorgungssicherheit notwendig, da die erwähnte Versorgungssicherheits- analyse (System-Adequacy-Analyse; vgl. Kap. 1.1.2.1) keinen Bedarf ausweist und weitere Optimierungen des Energy-Only-Marktes seitens Swissgrid in der Umsetzung sind. Hierzu zählen eine Optimierung des Ausgleichpreissystems, welche beanreizen soll, dass die Bilanzgruppen auf eine stärkere Ausgeglichenheit achten, sowie eine Verbesserung der Intraday-Liquidität durch eine Reduktion der Gate-Closure-Zeiten (Schlusszeiten für den Handel). Diese Massnahmen brauchen keine ergänzende ge- setzliche Absicherung. Im Rahmen der Netzregulierung gibt es diverse Defizite. Zur Notwendigkeit der Re- gulierung ist grundsätzlich anzuführen, dass Stromnetze ein natürliches Monopol dar- stellen. Sie sind somit wettbewerbsfreie Bereiche der Energiewirtschaft, bei denen ein selektiver staatlicher Eingriff geboten ist, um die Effizienz zu steigern und Diskrimi- nierungen Dritter zu vermeiden. In der Revision kommt es zu einigen wichtigen Ver- besserungen. Die gesamtwirtschaftlich bedeutendsten netzbezogenen Massnahmen betreffen die Netztarifierung, Verbesserungen in der kostenbasierten Regulierung (zu- nächst über eine Sunshine-Regulierung), die Einführung einer Flexibilitätsregulierung und die gesetzlichen Wahlfreiheiten im Messwesen:

• Bei der Netztarifierung soll ein höherer Leistungspreisanteil möglich werden, welcher auch zeitdifferenziert ausgestaltet werden kann. Dies entspricht dem Kostenentstehungsprinzip und ist verursachergerechter. Infolge der Anpas- sungen sinken längerfristig die Kosten des Netzausbaus, da die Verursacher umfassender für die Netzkosten aufkommen und ihren Netzanschlussbedarf dahingehend anpassen werden.
• Die Sunshine-Regulierung wird heute von der ElCom bereits erprobt, detail- lierte Ergebnisse können aber mangels Rechtsgrundlage noch nicht veröffent- licht werden. Ihr wesentlicher Vorteil ist die Schaffung einer deutlich höheren Transparenz bei geringem zusätzlichem Aufwand. Der Druck der öffentlichen Wahrnehmung, welcher durch die Veröffentlichung von netzbetreiberspezifi- schen Indikatoren ausgeht, soll Anreize zur Effizienzverbesserung setzen. Zu- dem vereinfachen es die ausgewerteten Daten der ElCom, die Kosten vertieft zu prüfen, sofern mehrere relevante Indikatoren auf eine unerwünschte Ent- wicklung hinweisen. Kommt es nicht zu einer genügenden Effizienzsteige- rung im Netzbereich, die sich entsprechend auf die Netzkosten auswirkt, so soll zu einer Ex-ante-Regulierung in Form einer Anreizregulierung überge- gangen werden, wie sie in der EU der Standard ist.
• Bei der Regulierung der Flexibilität wird erstmals eine Inhaberschaft der Fle- xibilität geschaffen und es werden Anreize zur Entwicklung eines Flexibili- tätsmarktes gesetzt. Die Wirkungen dieser Massnahmen sind gesamtwirt- schaftlich vorteilhaft, da Flexibilitäten längerfristig als Alternative zum Netzausbau zu sehen sind. Zudem können sie auch im Strommarkt vorteilhaft eingesetzt werden. Diese Massnahme fördert neue Geschäftsmodelle wie ins- besondere solche von Aggregatoren und virtuellen Kraftwerken, welche die Potenziale kleinerer Flexibilitätseinheiten (wie bspw. Haushalte usw.) bün- deln. Insbesondere für die Eigenverbraucher werden so Anreize gesetzt, die erheblichen Flexibilitätspotenziale zu nutzen. Dadurch können Netzbetreiber Kosten sparen und Eigenverbraucher zusätzliche Einkünfte erzielen. Die grundsätzliche Anrechenbarkeit der Kosten, welche durch den Einsatz der Flexibilität anfallen, wie auch die notwendige Berücksichtigung der Flexibi- lität bei der Netzplanung sichern ab, dass Netzbetreiber auch einen wirtschaft-

lichen Anreiz haben, Flexibilitäten zu nutzen. Zudem werden garantierte Nut- zungsrechte der Verteilnetzbetreiber festgelegt, die im Rahmen der rechtlich gesicherten Abregelungs- und Steuerungsmöglichkeiten zu einem optimierten Netzausbau führen. - Wahlfreiheiten im Messwesen führen zur Verbesserung der Effizienz bei den wahlberechtigten Kundengruppen. Bei den Messdienstleistungen und dem Messstellenbetrieb ist die Situation bezüglich Preisen und die Qualität der von den Netzbetreibern angebotenen Leistungen bislang teilweise unbefriedigend (v.a. für grössere Endverbraucher). Insbesondere bei den Grosskunden kann sich durch die Wahlfreiheiten ein liquider Markt entwickeln; dies zeigen Er- fahrungen im Ausland (z.B. in Deutschland, Grossbritannien oder den Nie- derlanden). Überhöhte Messkosten können zudem den Zubau von Anlagen zur Nutzung der neuen erneuerbaren Energien verhindern; eine unzureichende

Datenqualität kann Geschäftsmodelle, die auf Datenverfügbarkeit basieren, in Frage stellen. Durch die weiteren Massnahmen werden weitere Regelungsdefizite des geltenden Rechts angegangen; insbesondere wird die Versorgungssicherheit in Notfällen ver- bessert. Die ElCom wird partiell gestärkt, indem sie selber vor dem Bundesgericht ihre Expertise bei Beschwerdefällen einbringen kann. Dies ist aufgrund der zuneh- menden Komplexität der regulatorischen Materie von Vorteil. Durch die volle Marktöffnung ist insgesamt mit qualitativen Zugewinnen in der Schweizer Volkswirtschaft und zusätzlichen Effizienzanreizen für die Strombranche zu rechnen. Die Marktöffnung sichert zudem die weitere Integration der Schweiz in den europäischen Markt ab und somit grundlegend die Schweizer Versorgungssicher- heit. Das marktnahe Modell stützt die Umsetzung der Energiestrategie 2050; die zu- sätzliche Absicherung der Versorgungssicherheit über eine Speicherreserve wird mit geringen volkswirtschaftlichen Kosten umgesetzt. Die weiteren vorwiegend netzbe- zogenen Massnahmen weisen insgesamt einen geringen Umsetzungsaufwand und we- sentliche Vorteile auf.

1.5 Abstimmungen Aufgaben und Finanzen

Mit der Speicherreserve werden neue Aufgaben für die Swissgrid geschaffen. Diese Aufgaben knüpfen an deren Systemverantwortung für die Schweiz an. Mit der Erfül- lung dieser Aufgaben wird die Versorgungssicherheit auch in unerwarteten Extrem- fällen abgesichert. Der Zusatzaufwand in der Höhe eines geringen zweitstelligen Mil- lionenbetrages lohnt sich, wenn man die hohen volkswirtschaftlichen Kosten eines Blackouts bedenkt. Die Speicherreserve ist als zusätzliche Versicherung für die Ge- währleistung der Schweizer Stromversorgung zu sehen.

1.6 Rechtsvergleich, insbesondere mit dem europäischen Recht

Die Strommärkte in der EU sind mit dem zweiten Energie-Binnenmarktpaket der EU im Jahr 2007 grundsätzlich vollständig geöffnet worden, nachdem die entsprechenden EU-Richtlinien bis 2004 bzw. 2007 national umzusetzen waren. Im Rahmen der Wei- terentwicklung der europäischen Strommärkte sind vor allem die umfassenden Refor- men durch das sogenannte Clean Energy Package (CEP) von zentraler Bedeutung, die v.a. die Erreichung der Ziele des Klimaübereinkommens von Paris und eine Intensi- vierung des gemeinsamen Marktes absichern sollen.

Massnahmen des Clean Energy Packages (CEP)

Bei den Massnahmen des CEP stehen eine höhere Energieeffizienz, eine umfassen- dere Teilhabe der Kleinkunden am gemeinsamen Markt und eine wettbewerbskom- patible Sicherstellung der Versorgungssicherheit im Vordergrund. Das Reformpaket befindet sich bis zum Ende des Jahres 2018 in der Abstimmung zwischen den politi- schen Institutionen der EU (sog. Trilog zwischen Rat, Parlament und Kommission).

Mit einem Inkrafttreten ist im Jahr 2019 zu rechnen. Zugleich strebt die EU ab 2019 eine effektive Verringerung der EU-ETS-Zertifikate an, um die Steuerwirkung des CO2-Preises zu erhöhen. Die wichtigsten Reformelemente werden nachfolgend dargestellt:

Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien und der Energieeffizienz Mittels einer Revision34 der Richtlinie 2009/28/EG35 will die EU das Ziel eines An- teils erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch von mindestens 32 Prozent er- reichen. Hierzu soll im Stromsektor der Anteil der erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2030 auf mindestens 45 Prozent steigen. Die Unterstützungsmechanismen für er- neuerbare Energien sind in einer wettbewerblichen, nicht diskriminierenden und kos- teneffizienten Weise auszugestalten. Sie sollen zumindest zu 10 Prozent für neu aus- geschriebene Projekte aus anderen Mitgliedstaaten offen sein. Gefordert wird zudem eine verbindliche EU-weite Steigerung der Energieeffizienz um mindestens 32,5 Pro- zent bis 2030. Das verbindliche Ziel auf EU-Ebene soll mit Hilfe nationaler indikati- ver Ziele erreicht werden.

Revision der Strombinnenmarktregulierung Eine Revision36 der Richtlinie 2009/72/EG37 soll einen marktbasierten, verbraucher- zentrierten und flexiblen Strombinnenmarkt stärken. Vorrangig sollen die Rollen und Rechte der Konsumentinnen und Konsumenten gestärkt werden, damit Kleinverbrau- cher aktiver am Markt teilnehmen können. In diesem Kontext soll die revidierte Richt- linie einen marktorientierten Rahmen für die Eigenerzeugung sowie die Zwischen- schaltung von Aggregatoren setzen. Ferner konkretisiert sie die Aufgaben und Pflichten von Übertragungsnetz- und Verteilnetzbetreibern. Regulierte Endkunden- preise sollen weitestgehend auslaufen und effiziente Anreize zu Netzbetrieb und -pla- nung gesetzt werden.

34 Vgl. Pressemitteilung der Europäischen Kommission vom 14. Juni 2018 (http://ec.eu- ropa.eu > Pressedienste > Pressemitteilungen und Benachrichtigungen > Datenbank für Pressemitteilungen > Europe leads the global clean energy transition: Commission welco- mes ambitious agreement on further renewable energy development in the EU). 35 Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG, ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16. 36 Vorschlag der Europäischen Kommission vom 23. Februar 2017 für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizi- tätsbinnenmarkt (Neufassung), COM(2016) 864 final. 37 Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG, Abl. L 211 vom 14.8.2009, S. 55.

Im Rahmen einer neuen Strombinnenmarktverordnung38 sollen die Marktmechanis- men gestärkt werden. Dazu sollen u.a. die Bilanzkreisverantwortung für alle Markt- teilnehmer erhöht, der Kurzfristhandel verbessert, Redispatch (gezielte Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlas- tung zu schützen) und Abregelung marktbasiert geregelt sowie die Preiszonen eng- passorientiert überprüft werden. Ferner sollen Mitgliedstaaten nationale Mechanis- men zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit (Kapazitätsmechanismen) mit den Nachbarländern und der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbe- hörden (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER) abstimmen müs- sen. Solche Mechanismen sind als letzte Massnahme zu bedenken und dürfen nicht zu Marktverzerrungen oder Behinderungen des grenzüberschreitenden Handels füh- ren. Die Entscheidung für oder gegen einen bestimmten Kapazitätsmechanismus soll in den Mitgliedstaaten auf einem EU-weiten System-Adequacy-Assessment basieren, sodass ein solcher Mechanismus nur bei nachgewiesenen Versorgungssicherheits- problemen unter Einbezug des europäischen Umfeldes implementiert werden könnte. Bei einer solchen Implementierung soll auch die Teilnahme von ausländischen An- bietern möglich sein. ACER soll die verwendete Methodologie genehmigen. Ein Ka- pazitätsmarkt darf auch nicht dauerhaft eingerichtet werden und ist alle fünf Jahre zu genehmigen. Vorrangig sollen die Mitgliedstaaten bei belegten Versorgungssicher- heitsproblemen die Einführung einer strategischen Reserven bedenken, die ausserhalb des Marktes vorzuhalten ist.

Versorgungssicherheit und Risikovorsorge Eine neue Verordnung zur Risikovorsorge39 soll verpflichtende nationale Risikovor- sorgepläne vorsehen, welche alle drei Jahre auf Basis einheitlicher regionaler Szena- rien erstellt werden und einen nationalen Teil sowie einen regionalen Teil beinhalten. Zusätzlich zu den nationalen Risikovorsorgeplänen soll die Vereinigung der europäi- schen Übertragungsnetzbetreiber (European Network of Transmission System Ope- rators, ENTSO-E) saisonale System-Adequacy-Assessments für ganz Europa (Dritt- staaten werden explizit einbezogen) durchführen, um die Wahrscheinlichkeit von kurz- und mittelfristigen Krisen besser abschätzen zu können.

Relevanz von EU-Recht im Falle eines Stromabkommens Sollte das in Verhandlung befindliche Stromabkommen zu einem Abschluss kommen, würde das EU-Recht zum Elektrizitätsbinnenmarkt für die Schweiz unmittelbar mas- sgebend, ebenso Regeln zu staatlichen Beihilfen. Die vorliegende Revision ist nicht die Schweizer Umsetzungsvorlage für das Stromabkommen. Eine solche wird es im Zuge eines Abkommens indes brauchen. Deren allfällige Koordination mit der Revi- sionsvorlage, die Gegenstand des vorliegenden Geschäfts ist, wird zu gegebener Zeit

38 Vorschlag der Europäischen Kommission vom 23. Februar 2017 für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung), COM(2016) 861 final. 39 Vorschlag der Europäischen Kommission vom 30. November 2016 für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die Risikovorsorge im Elektrizitätssek- tor und zur Aufhebung der Richtlinie 2005/89/EG, COM(2016) 862 final.

erfolgen müssen, d.h. wenn bezüglich Stromabkommen ausreichend Klarheit (zeit- lich, inhaltlich) herrscht. Obwohl der vorliegende Entwurf also nicht die Umsetzungs- vorlage zu einem Abkommen ist, sollen die Neuerungen grösstmöglich konform mit EU-Recht sein, um spätere Anpassungen möglichst zu vermeiden. Bei einzelnen Mas- snahmen kann freilich nicht mit Sicherheit gesagt werden, ob sie EU-konform sind. Die Verhandlungen mit der EU bilden den Rahmen, um solche Fragen zu erörtern. Mit Blick auf die EU sind v.a. die folgenden geplanten Neuerungen relevant:

• Volle Marktöffnung und Grundversorgung: Gemäss dem Entwurf wird die Angemessenheitsprüfung in der Grundversorgung auf eine Vergleichspreis- betrachtung hin orientiert (Marktpreise statt Gestehungskosten als Referenz), wobei wegen der geschaffenen Wahlmöglichkeiten für die Endverbraucher keine systematische Überprüfung durch die ElCom erfolgen soll. Zudem wird auch ein weiteres Element der Grundversorgung interessieren, nämlich das in der Grundversorgung angebotene Standardprodukt aus einheimischen erneu- erbaren Energien. Der EU ist aufzuzeigen, dass dieses Standardprodukt ein Beitrag an die Förderung erneuerbarer Energien ist und nur einen minimalen Markteingriff darstellt, da der Grundversorger frei ist, andere, z.B. günstigere Produkte anzubieten, und die Endverbraucher die Möglichkeit haben, ein sol- ches anderes Produkt (beim gleichen Grundversorger) zu wählen oder den Lieferanten zu wechseln. Das Element scheint, eingebettet in das ganze Sys- tem «Marktöffnung/Grundversorgung» EU-rechtlich vertretbar. Anlässlich einer ersten Diskussion zur geplanten Ausgestaltung der Grundversorgung hat die EU jedenfalls keine Kritik an diesem Element vorgebracht. Wichtig sind der EU indes die Wechselfristen, die der Bundesrat festlegen soll (vgl. Art. 13a). Die Frist der jetzt angedachten Regelung, wonach ein Wechsel in die Grundversorgung (oder aus dieser heraus) einmal jährlich möglich sein soll, hält die EU im Lichte des EU-Rechts für zu lang; in den Mitgliedstaaten gelten allerdings teilweise auch lange bzw. unterschiedlich lange Fristen.
• Für die Speicherreserve sind nach der Praxis der EU aktuell die Regeln über staatliche Beihilfen anwendbar. Die EU hat bisher alle Kapazitätsmärkte, wozu sie bislang auch alle Formen strategischer Reserven zählt, genehmigt,

teilweise nach Anpassungen; die Regeln werden aber zusehends strenger. Die Schweiz wird v.a. darlegen müssen, dass ein Bedarf besteht, und sie kann da- bei auf den generellen Versicherungscharakter der Reserve hinweisen. In der EU selbst ist die volle Marktöffnung seit 2007 Realität, wobei es bei der Aus- gestaltung in den einzelnen Staaten erhebliche Unterschiede gab. Mitunter hielten sich – entgegen den Vorgaben und Vorstellungen der EU-Kommission – hartnäckig Preis- regulierungen. Die meisten Staaten haben sodann bislang am Energy-Only-Markt festgehalten, zahlreiche von ihnen haben jedoch ergänzend Kapazitätsmärkte oder strategische Reserven eingeführt. Das EU-Elektrizitätsbinnenmarktrecht kennt auch nach wie vor zahlreiche Gebiete ohne Vorgaben. So entscheiden die Mitgliedstaaten z.B. selber, ob sie das Messwesen liberalisieren. Einige Staaten (z.B. Deutschland) haben das getan, viele aber auch nicht. Regeln hat die EU derweil zu den Smart-Me- tern erlassen (wie in der Schweiz aufgrund der Energiestrategie 2050).

1.7 Umsetzung und Evaluation

Im Bereich des Stromversorgungsrechts spielt das Subsidiaritätsprinzip eine wichtige Rolle. Dies soll weiterhin so bleiben, auch bei der Umsetzung dieser Vorlage. Soweit nötig wird der Bundesrat Ausführungsbestimmungen erlassen oder aber – bei Rege- lungen besonders technischer oder administrativer Natur – den Erlass solcher Bestim- mungen bis auf Stufe Bundesamt delegieren (Art. 30 Abs. 3 StromVG). Er wird dabei auch dem Subsidiaritätsprinzip Rechnung tragen. Artikel 3 Absatz 1 StromVG be- stimmt, dass der Bund in der Umsetzung des Gesetzes insbesondere mit den Organi- sationen der Wirtschaft zusammenarbeitet. Bestehende Prozesse, Vereinbarungen, Wissen und vorhandene Strukturen sollen optimal genutzt werden. Freiwillige Mass- nahmen der Branche zur Erfüllung der Ziele des StromVG werden sowohl beim Erlass von neuen Regelungen (etwa auf Verordnungsstufe) als auch beim Vollzug berück- sichtigt. Soweit möglich und nötig werden solche Massnahmen und Vereinbarungen der Branche denn auch ins Ausführungsrecht übernommen. Der Elektrizitätswirtschaft soll insgesamt der zur Erfüllung ihrer Aufgabe notwendige Handlungsspielraum belassen werden. Umgekehrt ist die Elektrizitätsbranche gefor- dert, im gegebenen Rahmen allgemein akzeptierte Konzepte und Vorschläge zur Um- setzung des StromVG zu erarbeiten. Von praktischer Relevanz ist dies besonders bei der Umsetzung der vollen Marktöffnung: Die Branche hat namentlich Lösungen zur Gewährung und Sicherstellung des diskriminierungsfreien Netzzugangs in der Praxis zu erarbeiten. Dabei ist darauf zu achten, dass sowohl der Netzzugang der kleinen Endverbraucher nicht durch administrative, technische oder kostenbedingte Hürden unverhältnismässig erschwert wird, als auch, dass neu in den Markt eintretende Lie- feranten nicht benachteiligt werden. Die Voraussetzungen, die erfüllt sein müssen, damit Haushalte und Kleinunternehmen von der freien Lieferantenwahl tatsächlich Gebrauch machen, unterscheiden sich ganz wesentlich von jenen, die in der ersten Marktöffnungsetappe zum Teil auf Verordnungsebene, zum Teil in Branchenverein- barungen festgelegt wurden. Insbesondere sollten in einem vollständig geöffneten Markt die Modalitäten für den Lieferantenwechsel vereinfacht werden. Wichtig in diesem Zusammenhang ist die Entwicklung von massentauglichen, diskriminierungs-

freien Vertragsbedingungen für Lieferanten und Endverbraucher und die Festlegung von einheitlichen, standardisierten Datenformaten. Der Aufwand der Endverbraucher bei einem Wechsel des Lieferanten muss insgesamt gering gehalten werden. Kleine Endverbraucher sollen wenn möglich alle für den Wechsel zu einem anderen Liefe- ranten notwendigen Schritte zusammen mit einem einzigen Ansprechpartner vorneh- men können. Auch bei der Flexibilitätsregulierung ist die Branche gefordert. Sie muss im Zusam- menhang mit der Netzplanung das Potenzial der Nutzung von Flexibilität berücksich- tigen. Anschliessend muss sie insbesondere Regelungsdetails sowie die konkreten Methoden für die Bepreisung und Inanspruchnahme der Flexibilität erarbeiten. Ergän- zend ist über die Branchenregelungen sicherzustellen, dass die Inhaber von Flexibili- täten bei deren Einsatz von den Verteilnetzbetreibern nicht diskriminiert werden. Zu- dem soll die Branche Regeln festlegen, welche die externen Effekte des Flexibilitätseinsatzes auf andere Marktteilnehmer angemessen berücksichtigen.

Evaluiert werden die in dieser Vorlage vorgeschlagenen Massnahmen mittels der be- währten Prozesse zur Untersuchung der Wirkungen des StromVG. Eine zentrale Rolle spielt dabei die ElCom, welche als Regulator die Entwicklungen an den Elektrizitäts- märkten und die Lage im Bereich der Versorgungssicherheit beobachtet und wenn nötig darauf reagiert. Die Erkenntnisse des Regulators fliessen denn auch in den Be- richt über Zweckmässigkeit, Wirksamkeit und Wirtschaftlichkeit der Massnahmen des StromVG ein, den das Bundesamt für Energie regelmässig zu Handen des Bun- desrats erstellt (Art. 27 Abs. 3 StromVV). Neu hinzu kommt in diesem Kontext die Evaluation der Entwicklung der Effizienz und Kosten im Netzbereich unter der Sunshine-Regulierung, welche das BFE alle vier Jahre durchzuführen hat. Diese bil- det für den Bundesrat die Grundlage zu seinem Entscheid, ob er dem Parlament eine Vorlage zur Einführung einer Anreizregulierung unterbreitet.

1.8 Erledigung parlamentarischer Vorstösse

Der Bundesrat beantragt, den folgenden parlamentarischen Vorstoss abzuschreiben:

2012 M 12.3253 Angemessene Rendite für den Umbau des Energiesystems

(N 15.6.12, Gasche; S 13.12.12) Die Motion verlangt, dass zur Festlegung der Stromtarife für die Grundversorgung die Marktpreise und nicht mehr die Gestehungskosten oder langfristige Bezugsver- träge heranzuziehen sind. Im Rahmen der vollen Marktöffnung kommt der Bundesrat diesem Anliegen nach. Die ElCom prüft auf der Basis von Vergleichspreisen von An- geboten im freien Markt und weiteren Kriterien, ob die Tarife in der Grundversorgung angemessen sind. Der Nationalrat hat am 11. September 2018 die vom Ständerat in der Frühjahrssession

2018 gutgeheissene Motion «Investitionsanreize für den langfristigen Erhalt der

Schweizer Stromproduktionsanlagen» (18.3000) angenommen. Damit hat das Parla- ment den Bundesrat beauftragt, im Rahmen der Revision des StromVG Vorschläge zu unterbreiten, um Investitions- oder Reinvestitionsanreize für den langfristigen Er- halt der Schweizer Stromproduktionsanlagen, insbesondere der Wasserkraft, zu schaf- fen. Die Kernenergie ist davon ausgenommen. Unter diesem Vorbehalt soll die Aus- gestaltung technologieneutral und auf Basis von Marktmechanismen erfolgen. Angesichts der zeitlichen Vorgaben kann der Bundesrat diesen Auftrag in der Ver- nehmlassungsvorlage nicht umsetzen, soweit er über das Standardprodukt in der Grundversorgung hinausgeht. Die zeitlichen Vorgaben ergeben sich aus Artikel 30 Absatz 5 EnG, mit welchem das Parlament den Bundesrat beauftragt hat, ihm bis 2019 einen Erlassentwurf zur Einführung eines marktnahen Modells für die Wasserkraft zu unterbreiten. Diesen Auftrag setzt der Bundesrat mit dem vorliegenden Erlassentwurf um. Eine Verschiebung des Vernehmlassungsverfahrens würde es dem Bundesrat ver- unmöglichen, die Botschaft dazu noch 2019 zu verabschieden. Der Nationalrat hat im Weiteren am 8. März 2018 die Motion «Revision des StromVG. Etablierung einer strategischen Reserve» (17.3970) sowie die Motion «Strommarkt 2.0. Strommarktliberalisierung, zweiter Schritt» (17.3971) angenom- men. Der Ständerat hat diese Motionen noch nicht behandelt.

2 Erläuterungen zu einzelnen Artikeln

Art. 4 Abs. 1 Bst. e, g, j, k, l und m

Mit der Anpassung in Buchstabe e wird nicht eine materielle Änderung vorgenom- men, sondern eine Klarstellung, um die gelebte Realität abzubilden. Regelenergie wird der Swissgrid nicht nur erfolgreich von Kraftwerken angeboten, sondern auch von Endverbrauchern oder Speichern. Massgebend ist nicht, wer Systemdienstleis- tung anbietet, sondern ob die Präqualifikationsbedingungen der Swissgrid erfüllt wer- den. Es wird daher kein bestimmter Akteur mehr erwähnt (vgl. auch Änderung bei Art. 20 Abs. 2 Bst. b). In Buchstabe g wird in der französischen und italienischen Fassung eine rein redakti- onelle Anpassung vorgenommen. Die neuen gesetzlichen Bestimmungen zum Messwesen (insbesondere Art. 17a und Art. 17abis) sehen Wahlfreiheiten im Bereich der Verrechnungsmessung vor. Eine be- griffliche Klärung der verschiedenen Arten von Messung wird daher wichtig. Zur Verrechnungsmessung gehören sowohl der Messstellenbetrieb als auch die Mess- dienstleistungen; beide Begriffe erhalten in Buchstaben k und l eine Legaldefinition. Die Verrechnungsmessung dient Abrechnungszwecken. Sie umfasst also diejenigen Aktivitäten, welche zur Erfassung der Elektrizitätsflüsse und der elektrischen Leis- tung an den Messpunkten notwendig sind, sodass insbesondere das Netznutzungsent- gelt korrekt in Rechnung gestellt werden kann. Von der Verrechnungsmessung abzugrenzen ist die betriebliche Messung gemäss Buchstabe m. Das Gesetz erwähnt sie als Teil der Systemdienstleistungen (Art. 4 Abs. 1 Bst. g). Die betriebliche Messung umfasst die Erfassung von Messdaten für Aufgaben der Netzbetriebsführung, namentlich zur Sicherstellung des reibungslosen Netzbetriebs. Sie betrifft Messeinrichtungen des Netzbetreibers im Netz. Sie ist somit untrennbar mit dem monopolistischen Netzbetrieb verbunden und Dritten nicht zu- gänglich.

Art. 4a Elektrizitätsbezug des 16,7-Hz-Netzes

In Artikel 4a erfolgt eine Klärung des Verhältnisses zwischen dem vom StromVG geregelten 50-Hz-Netz und dem von den schweizerischen Eisenbahnen betriebenen Bahnstromnetz (16,7 Hz). Der Betrieb des 16,7-Hz-Netzes untersteht dem StromVG grundsätzlich nicht (Sonderregeln in der StromVV vorbehalten). Soweit das Bahnstromnetz hingegen Strom aus dem 50-Hz Netz bezieht, gilt es – Ausnahmen vorbehalten – als Endverbraucher im Sinne des StromVG. Diese grundlegenden Re- geln im Zusammenspiel zwischen dem 50-Hz- und dem 16,7-Hz-Netz wurden bislang in der Verordnung (Art. 1 Abs. 3 StromVV) geklärt und werden nun, inklusive Aus- nahmen, auf Gesetzesstufe gehoben. Die Regelung wird dabei um eine weitere Aus- nahme ergänzt für eine Situation, in der die Behandlung des 16,7-Hz-Netzes als End- verbraucher nicht sachgerecht erscheint, nämlich für den Wassertausch. Absatz 1 statuiert im Einleitungssatz den Grundsatz, in Buchstaben a und b folgen die Ausnahmen, die beide im Zusammenhang mit dem Betrieb eines Kraftwerks stehen.

Buchstabe a betrifft die Frage des Elektrizitätsbezugs für den Kraftwerksbetrieb und entspricht der geltenden Regelung in der Verordnung (Art. 1 Abs. 3 Bst. b StromVV). Der Elektrizitätsbezug aus dem 50-Hz-Netz für den Eigenbedarf eines Kraftwerks o- der den Antrieb von Pumpen in einem Pumpspeicherkraftwerk gilt schon gemäss Ar- tikel 4 Absatz 1 Buchstabe b nicht als Endverbrauch (d.h. es ist kein Netznutzungs- entgelt zu zahlen). Da aber der Betrieb von 16,7-Hz-Einrichtungen zwangsläufig über das 16,7-Hz-Netz zu tätigen ist, stellt sich bei solchen Erzeugungsanlagen die Frage, ob der hierfür nötige Elektrizitätsbezug aus dem 50-Hz-Netz ins 16,7-Hz-Netz als Endverbrauch gilt (da Bezug durch das 16,7-Hz-Netz) oder nicht (da Bezug zum Pum- pen respektive für den Eigenbedarf eines Kraftwerks). Vorliegend wird – im Interesse der Gleichstellung der mit 16,7 Hz betriebenen Kraftwerke mit den übrigen Kraftwer- ken – geklärt, dass es sich dabei nicht um Endverbrauch handelt. Buchstabe b greift neu den Fall des Wassertauschs auf. Wenn in Partnerkraftwerken Partner A pumpen und Partner B gleichzeitig produzieren (d.h. turbinieren) möchte, so werden die bei- den gemeldeten Produktionsprogramme konsolidiert. Das Kraftwerk produziert in der Folge nur den Nettowert, Partner A benötigt keine Pumpenergie und Partner B bezieht seinerseits die gewünschte Energie statt aus dem Kraftwerk aus dem Netz. Bei ge- mischten Pumpspeicherkraftwerken ist der Wassertausch für den 16,7-Hz-Partner un- attraktiv, weil dieser beim ersatzweisen Elektrizitätsbezug aus dem 50-Hz-Netz als Endverbraucher gilt und Netznutzungsentgelt zu zahlen hat. Würde er hingegen „nor- mal“ pumpen und danach turbinieren, würde kein Netznutzungsentgelt anfallen. Da- her wird für den aufgrund eines Wassertauschs getätigten Elektrizitätsbezug ebenfalls eine Ausnahme geschaffen. Privilegiert wird dabei ausschliesslich der Bezug jener Elektrizität, die „statt dem Bezug aus dem Kraftwerk“ eingekauft wird. Das 16,7-Hz- Netz darf also Elektrizität nicht im Umfang der vermiedenen Pumpenergie, sondern bloss im Umfang der vermiedenen Eigenproduktion frei von Netznutzungsentgelt be- ziehen. Zentral bei der Umsetzung der Ausnahmen wird sein, sicherzustellen, dass tatsächlich nur Elektrizitätsbezüge im Rahmen der genannten beiden Betriebsfälle privilegiert

behandelt werden. Daher sind von Buchstabe b ausschliesslich Bezüge im Kraft- werksinneren erfasst. Zudem ist die Privilegierung selbstredend nur dann gegeben, wenn der Bezug aus dem Netz nachweislich zeitgleich mit dem Wassertausch respek- tive dem Kraftwerkseigenbedarf oder dem Antrieb der Pumpen erfolgt. Der Bundesrat kann gestützt auf Absatz 2 vorgeben, dass – angesichts der ansonsten fehlenden Vergleichbarkeit mit den 50-Hz-Erzeugungsanlagen – die Privilegierung nach Absatz 1 Buchstabe a nur greift, wenn Elektrizität in einem bestimmten Zeit- raum wieder ins 50-Hz-Netz zurückgespeist wird (sei es in gleichem oder anderem Umfang). Er wird zudem weitere Einzelheiten und Sonderfragen regeln können, die sich im Zusammenspiel zwischen dem 16,7-Hz-Netz und dem 50-Hz-Netz ergeben. Dies könnte sich z.B. dann aufdrängen, wenn der Bundesrat den Betrieb des 16,7-Hz- Netzes gewissen StromVG-Regeln unterstellen (vgl. Art. 2 Abs. 2) und dies zu einem Spannungsverhältnis zu den übrigen für das Netz geltenden Regeln führen würde. Zu denken ist weiter an die heute bereits in der StromVV enthaltenen Bestimmungen (Art. 1 Abs. 3 und 3bis StromVV), also z.B. die Klärung, dass der Bezug der Eigen- produktion eines Kraftwerks innerhalb dieses Kraftwerks selbstverständlich nicht als Endverbrauch gilt und zwar auch dann nicht, wenn hierzu im Kraftwerksinneren Ele- mente genutzt werden, die technisch betrachtet zum Übertragungsnetz gehören.

Art. 5 Abs. 2 Die Neuformulierung verdeutlicht, dass die kantonale Netzgebietszuteilung nicht nur mit dem Netzbetrieb, sondern auch mit der Pflicht zur Grundversorgung verknüpft ist: Wer das lokale Verteilnetz betreibt, ist im betreffenden Netzgebiet auch mit der Grundversorgung betraut. Bei der Zuteilung der Netzgebiete, bei welcher die ange- stammten Eigentums- und Betriebsstrukturen prinzipiell zu wahren sind, sofern und soweit diese einer gesetzeskonformen Aufgabenerfüllung nicht im Wege stehen40, ha- ben die Kantone demnach insbesondere auch auf die Eignung der jeweiligen Akteure zur Grundversorgung zu achten.

Art. 6 Grundversorgung

Artikel 6 stellt das Kernstück der (vom Parlament im StromVG bereits angelegten) vollständigen Marktöffnung dar. Die Bestimmung erfährt gegenüber der vom Gesetz- geber ehemals bereits verabschiedeten, aber noch nicht in Kraft gesetzten Fassung (ehemals Artikel 7) einige redaktionelle Änderungen. So werden insbesondere die Netzaspekte konsequent in Artikel 14 verschoben. Diese Trennung von Energie (Grundversorgung) und Netz macht den Aufbau des Gesetzes übersichtlicher. Im glei- chen Zug wird die Terminologie bereinigt: Der Begriff «Elektrizitätstarif», der bisher mitunter als Oberbegriff für die verschiedenen Tarife (Energie und Netz) diente, steht nunmehr ausschliesslich für die Energieseite. Aus diesem Grund entfällt die Bezug- nahme auf die Spannungsebenen; diese ist nur beim Netznutzungstarif sinnvoll (vgl. Art. 14 Abs. 3 Bst. c). Weiter ist die Veröffentlichung der verschiedenen Tarife fortan zentral in Artikel 12 Absatz 1 geregelt. Ohne materielle Auswirkungen ist ferner auch die Streichung des fünften Absatzes, der im Zuge der Energiestrategie eingefügt wurde: Die Regelung des Eigenverbrauchs ist auch ohne Komfortverweis zu beach- ten, dies sowohl bei der Grundversorgung als auch in netzbetrieblicher Hinsicht. Der Kerngehalt der bisherigen Regelung – in der Sachüberschrift wurde sie als «Wahl- modell abgesicherte Stromversorgung» bezeichnet – bleibt unverändert: Nach Ab- satz 1 dürfen Kleinverbraucher (Jahresverbrauch < 100 MWh) wählen, ob sie ihre Elektrizität von einem Lieferanten freier Wahl oder in der Grundversorgung vom lo- kalen Verteilnetzbetreiber geliefert erhalten. Die Formulierung stellt klar, dass ihnen eine Rückkehr in die Grundversorgung offen steht. Neu ist die in Absatz 2 enthaltene Pflicht zum Angebot eines Standardprodukts. Dieses zeichnet sich durch die Nutzung von ausschliesslich einheimischer und überwiegend, oder gar ausschliesslich, erneuerbarer Energie aus. Der Mindestanteil der erneuerba- ren Energie wird auf Verordnungsstufe festgelegt (vgl. auch Abs. 4 Bst. b). Zum Nachweis der Herkunft und der ökologischen Qualität des gelieferten Stroms dienen Herkunftsnachweise (Art. 9 EnG). Die nicht frei handelbaren Nachweise aus Anlagen, die am Einspeisevergütungssystem teilnehmen, werden – so wie schon heute (vgl. Art. 4 Abs. 5 der Energieverordnung vom 1. November 201741 [EnV]) – anteilmässig

auf alle Endverbraucher verteilt und dem geforderten Mindestanteil entsprechend an-

40 Urteil des Bundesgerichts 2C_237/2014 vom 16. Juli 2014 E. 5.7

41 SR 730.01

gerechnet. Den Verteilnetzbetreibern steht es frei, in der Grundversorgung auch alter- native Stromprodukte anzubieten. Unter Vorbehalt einer ausdrücklich anderen Wahl durch den betreffenden Endverbraucher, basiert die Grundversorgung aber auf dem Standardprodukt. Nach Absatz 3 Satz 1 müssen sich die Elektrizitätstarife der Grundversorgung weiter- hin an der Verbrauchscharakteristik orientieren. Damit ist eine gezielte Bevorteilung oder Benachteiligung von Endverbrauchern mit Eigenverbrauch ausgeschlossen. In Satz 2 findet eine Abkehr von der bisherigen Gestehungskostenregelung statt: Das Erfordernis zur Erstellung einer Kostenträgerrechnung entfällt. Neu beurteilt sich die Angemessenheit der Elektrizitätstarife marktnah anhand der Preise, zu denen ver- gleichbare Elektrizitätsprodukte im freien Markt angeboten werden (sog. Vergleichs- marktpreise), d.h. insbesondere anhand der Endverbraucherpreise im entsprechenden Kundensegment. Auch Grosshandelspreise können Anhaltspunkte liefern. Hinsicht- lich der angemessen Tarifhöhe sind den Verteilnetzbetreibern gewisse Toleranzen zu- zubilligen. Da sie die Tarife im Voraus festlegen müssen, die Entwicklung der Markt- preise aber nicht mit Sicherheit prognostizierbar ist, müssen sie einen gewissen Spielraum einkalkulieren. Die ElCom wird bei der Tarifprüfung also mit Toleranz- bändern arbeiten können. Was die Vergleichbarkeit verschiedener Elektrizitätspro- dukte anbelangt, sind insbesondere die ökologische Qualität und die geographische Herkunft der mit der Stromlieferung an Endverbraucher zu hinterlegenden Herkunfts- nachweise zu berücksichtigen, allenfalls auch zusätzliche Kriterien wie etwa Zah- lungsmodalitäten, unterschiedliche Verbrauchskategorien und die Streuung der Preise in der Grundversorgung. Im Zuge der Abkehr von der Gestehungskostenregelung tre- ten keine jährlichen Deckungsdifferenzen mehr auf. Noch immer muss aber ein in unangemessener Weise verreinnahmtes Entgelt (künftig setzt dies einen entsprechen- den Entscheid der ElCom voraus) in den folgenden Tarifjahren nach bisheriger Praxis über entsprechend tiefere Elektrizitätstarife zurückerstattet werden. Andernfalls liegt es an der ElCom, gestützt auf Artikel 22 Absatz 2 Buchstabe b eine Absenkung der Elektrizitätstarife vorzunehmen. Übergangsweise gilt, dass die bis zum Inkrafttreten

der Gesetzesänderung aufgelaufenen negativen bzw. positiven Deckungsdifferenzen tariflich kompensiert werden können bzw. müssen. Nach Absatz 4 Buchstabe a regelt der Bundesrat die Modalitäten zur Ermittlung der Vergleichsmarktpreise. Gestützt darauf kann er beispielsweise vorsehen, dass auch ausländische Marktpreise als Vergleichsmassstab heranzuziehen sind. Dies könnte etwa in der Anfangsphase von Bedeutung sein, wenn es im Inland noch nicht genü- gend repräsentative Indizien für die relevanten Preise gibt. Hinsichtlich des nach Buchstabe b festzulegenden Mindestanteils der erneuerbaren Energie am Standarde- lektrizitätsprodukt ist angedacht, dass sich dieser Anteil entlang der Ausbauziele für die erneuerbare Stromproduktion (Art. 2 EnG) sukzessive erhöht und dass er bis zu

100 Prozent ansteigen kann.

Art. 7 Ersatzversorgung

Zur Ersatzversorgung kommt es zum einen dann, wenn ein Endverbraucher nach Be- endigung seines Elektrizitätslieferverhältnisses, sei es infolge Kündigung oder auf-

grund einer anfänglichen Befristung, nicht rechtzeitig einen neuen Liefervertrag ab- geschlossen hat. Zum andern wird die Ersatzversorgung dann aktuell, wenn der vom Endverbraucher gewählte Elektrizitätslieferant ausfällt, er also seine vertragliche Lie- ferpflicht nicht mehr gehörig erfüllt (z.B. im Konkursfall). Als ultima ratio findet die Ersatzversorgung aber nicht zwingend statt; es bleibt den Endverbrauchern unbenom- men, vorab oder ad hoc eine andere (vertragliche) Lösung zu treffen. Zudem erscheint sinnvoll, dass Endverbraucher die Ersatzversorgung bereits nach einem Monat wieder verlassen können (vgl. Erläuterungen zu Art. 13c). Die Ersatzversorgung unterliegt keiner Tarifordnung. Missbraucht der Verteilnetzbetreiber aber seine Alleinstellung als Ersatzversorger, kann die ElCom unangemessene Geschäftsbedingungen, vor al- lem Preismissbräuche, unterbinden (Art. 22 Abs. 2 Bst. c). Als Richtschnur können hierzu beispielsweise die Grundversorgungstarife und die aktuellen Spotmarktpreise herangezogen werden. Letztere liefern einen Anhaltspunkt, zu welchen Konditionen kurzfristig lieferbare Strommengen im betreffenden Zeitraum erhältlich waren.

Da die Netzbetreiber ihre Aufgabe des sicheren Netzbetriebs (Art. 8 Abs. 1 Bst. a) nur mit Unterstützung weiterer Akteure vollumfänglich erfüllen können, wird in Ab- satz 1bis klargestellt, dass sie von den jeweils an ihr Netz angeschlossenen Akteuren diesbezüglich unterstützt werden müssen. Wie sich aus der systematischen Stellung von Artikel 8 ergibt, zielen Massnahmen der Netzbetreiber zur Gewährleistung des sicheren Netzbetriebs auf die Sicherstellung der Versorgung ab (vgl. auch Botschaft vom 3. Dezember 2004 zum StromVG42). Nicht von Absatz 1bis erfasst sind daher insbesondere Massnahmen zur Vermeidung von Gefährdungen und Schäden von Per- sonen oder Sachen, welche zur Einhaltung des Elektrizitätsgesetzes vom 24. Juni

190243 und dessen Ausführungsbestimmungen ergriffen werden. Bei der praktischen

Umsetzung der Unterstützungspflicht gemäss Absatz 1bis werden namentlich die Vor- schriften über die Nutzung von Flexibilität (vgl. Art. 17bbis) sowie Regelwerke, Nor- men und Empfehlungen von anerkannten Fachorganisationen zu berücksichtigen sein. Das Kriterium des an das Netz Angeschlossenseins umfasst nicht nur den Netzan- schlussnehmer i.e.S. sondern beispielsweise auch eingemietete Endverbraucher oder Hauseigentümer, unabhängig davon, wer mit dem Verteilnetzbetreiber einen Netzan- schlussvertrag abgeschlossen hat. Auch indirekt an ein Netz Angeschlossene, wie etwa Elektrizitätserzeuger oder Endverbraucher innerhalb eines Arealnetzes oder ei- nes Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch, fallen in den Anwendungsbereich der Bestimmung. Schliesslich sind auch andere Netzbetreiber erfasst, die mit dem Netz des jeweiligen Netzbetreibers verbunden sind. Eine Koordinationspflicht zwischen den Netzbetreibern ergibt sich bereits in allgemeiner Weise aus dem Einleitungssatz von Artikel 8 Absatz 1. Wie weit die Unterstützungspflicht im Einzelfall reicht, hängt vom konkreten Akteur und dessen möglichem Einfluss auf die Netzsicherheit ab. Bei einem grossen Pumpspeicherkraftwerk wird die Pflicht beispielsweise weiter gehen als bei einem ans Mittelspannungsnetz angeschlossenen Kühlhaus. Der Begriff der

42 BBl 2005 1611, hier 1646

43 SR 734.0

Gewährleistung des sicheren Netzbetriebs umfasst sowohl Massnahmen im Zusam- menhang mit dem Normalbetrieb als auch Massnahmen zur Vermeidung oder Besei- tigung einer Gefährdung des sicheren Netzbetriebs. Bei Gefährdungen des sicheren Betriebs des Übertragungsnetzes sind die spezifischen Vorgaben von Artikel 20a zu beachten.

Art. 8a Speicherreserve für kritische Versorgungssituationen Absatz 1: Die Speicherreserve tritt als fixes Element zu den bestehenden Instrumenten im Dienste der Versorgungssicherheit hinzu. Sie ist kein «schlafendes» Instrument, das nur in den Jahren aktiviert wird, in denen ein Bedarf möglich oder wahrscheinlich scheint und sie ist nicht eine Massnahme nach Artikel 9 StromVG. Sie hat Versiche- rungscharakter, wobei viele Gründe zu ihrem Abruf führen können, kann aber nicht jede Art von Marktversagen absichern. Die Schwelle für den Abruf bzw. die verlangte «ausserordentliche Situation» wird sich i.a.R. durch eine Unterdeckung der Schweizer Gesamtbilanz für Strom – nach Handelsschluss – manifestieren. Diese Unterdeckung geht dabei über die üblichen Schwankungen hinaus, die durch Systemdienstleistungen (Regelenergie) aufgefangen werden. Folglich ist die Reserve nicht dafür konzipiert, regionale Probleme des Netzbetriebs, d.h. lokale Stromausfälle, zu beheben. Die Marktakteure (Bilanzgruppenverantwortliche) sollen ihre Bilanzen über den Markt ausgleichen. Der Abruf der Reserve kann zwar kurzfristig nötig werden, er wird sich i.d.R. aber mit einer gewissen Vorlaufzeit (Woche, Tage) abzeichnen. Die Speicherreserve hat mithin eine hohe Eintrittsschwelle, aber eine tiefere als Mass- nahmen nach dem Landesversorgungsgesetz vom 17. Juni 201644 (LVG), wo eine schwere Mangellage Voraussetzung ist. Sie kann aber u.U. dazu führen, dass das LVG-Instrumentarium nicht oder später, nachdem die Reserve eine erste Überbrü- ckung geleistet hat, zum Zuge kommt. Die für das LVG zuständigen Stellen sind von den Verantwortlichen für die Reserveetablierung, also von der ElCom und der Swiss- grid, mit den nötigen Informationen zur Reserve des jeweiligen Jahres zu versorgen. Mit der Reserve wird die Vorhalteenergie vom Markt genommen. Sie konterkariert diesen somit nicht. Weiter ist die Reserve nicht eine Kapazitätsreserve, sondern eine Energiereserve (Vorhaltung von Energie). Nebst der Energievorhaltepflicht gibt es keine zusätzliche Leistungsvorhaltepflicht. Vielmehr kann die Leistung am Markt ein- gesetzt werden. Absatz 2 regelt die Teilnahmeberechtigung der Reserve, die grundsätzlich technolo- gieoffen, aber inländisch ist. Prädestiniert für die Teilnahme ist die Grosswasserkraft, gut denkbar sind z.B. auch Kehrrichtverbrennungsanlagen oder grosse Batteriespei-

cher. Künftig gibt es evtl. eine Öffnung für Demand-Side-Management (DSM). Eine Teilnahmepflicht wird nicht vorgesehen. Der Fall, dass sich in der Ausschreibung keine oder keine geeigneten Betreiber bewerben, erscheint als unwahrscheinlich. Absatz 3: Die Aufgabe, für die Reserveetablierung zu sorgen, ist zweigeteilt: Die El- Com ist für die Eckwerte bzw. wichtige Vorabfestlegungen zuständig und die Swiss- grid für die Administrierung der Reserve bzw. das Operationelle (Abs. 4). Die wich- tigste Festlegung, die die ElCom (in Absprache mit der Swissgrid) machen muss, ist

44 SR 531

die genaue Reservedimensionierung, also die Bezifferung der Vorhaltemenge, was aus den Vorgaben des Bundesrats – unter Zugrundelegung der Bedürfnisse bzw. Ge- gebenheiten des jeweiligen Jahres – ableitbar sein wird. Festlegungsbedürftig sind auch die Zeitperiode für die Vorhaltung, z.B. Mitte März bis Mitte Mai, und die Eck- werte für die Ausschreibung, wobei diese auch über mehrere Jahre gleich sein können. Leitplanken im Voraus braucht es sodann zu den verschiedenen Zahlungen im Zu- sammenhang mit der Reserve: Nebst dem Vorhalteentgelt, das via Ausschreibung er- mittelt wird, gibt es die Abrufsentschädigung und die Strafzahlungen (dies sind Pöna- len für den Fall, dass jemand die Vorhaltepflichten nicht erfüllt). Für beide Posten soll die ElCom den Rahmen abstecken, so dass die Swissgrid (Abs. 4), fall- bzw. situati- onsbezogen, genau ermitteln kann, welche Geldbeträge richtig sind. Möglich ist über- dies, dass die ElCom Obergrenzen für das Vorhalteentgelt festlegt für den Fall, dass kein richtiger Wettbewerb zustande kommt (wegen eines zu kleinen Bieterkreises). Absatz 4: Innerhalb des Rahmens, bestehend aus Gesetz, Verordnung und Festlegun- gen der ElCom, ist die Swissgrid für die Administrierung der Reserve verantwortlich. Das soll im Wesentlichen analog zur Beschaffung von Systemdienstleistungen erfol- gen. Auch die Swissgrid muss Vorabfestlegungen machen, die diejenigen der ElCom, wo vorhanden, detaillieren. Im Vordergrund stehen die Zuschlags- und Eignungskri- terien, wobei v.a. technische, evtl. auch örtliche Aspekte im Vordergrund stehen. Der Teilnahmekreis ist nach Absatz 2 zwar grundsätzlich offen, kann über die Eignungs- kriterien aber Einschränkungen erfahren. Sodann nimmt die Swissgrid die eigentliche Ausschreibung vor. Durch diese werden die Teilnehmer bestimmt, wobei eine Teil- nahme auch von Anfang an für mehrere Jahre vorgesehen werden kann, z.B. auch nur für einen Teil der Reserve. Es liegt an der Swissgrid bzw. am jeweiligen jährlichen Design der Ausschreibung und an deren Ausgang, wieviele Speicherbetreiber in die Reserve aufgenommen werden. Möglich sind auch Pooling-Lösungen. Wie für Aus- schreibungen typisch, wird via diese das Entgelt ermittelt, das die Betreiber für ihre Vorhaltung erhalten (die Höhe ist gleichzeitig ein wichtiges Zuschlagskriterium). Die

mit den Betreibern je zu schliessenden Vereinbarungen sollen möglichst einheitlich sein, ausser wenn den Spezifika eines Teilnehmers Rechnung zu tragen ist. Auf der Vereinbarung beruht dann auch die Zusammenarbeit zwischen der Swissgrid und den Teilnehmern. Darüber hinaus können für das Funktionieren hoheitliche Anordnungen nötig sein. Für diese ist wiederum die ElCom zuständig (Art. 22). Oftmals wird die ElCom durch die Swissgrid von Sachverhalten Kenntnis erhalten, die Anordnungen nötig machen. Absatz 5 beschreibt den mehrstufigen Abruf und wie sich der Bedarfsfall in der Regel manifestiert (ausbleibende Markträumung, das am Markt erhältliche Regelenergiepo- tenzial ist ausgeschöpft); ein evtl. denkbarer Fall ist auch ein «Redispatch». Vom Ab- lauf her steht die Beobachtung der Versorgungslage am Anfang, wozu auch gehört, dass die Swissgrid die Einhaltung der Vorhaltepflichten überprüft. Das ist nicht immer einfach, z.B. im Falle von Partnerwerken, und setzt einen guten Informationsstand der Swissgrid voraus. Die Betreiber werden daher – für die Zeit der Vorphase, aber auch für die Zeit rund um Freigabe und Abruf – zu Transparenz und Auskünften und nöti- genfalls zur Gewährung von Zutritt zu ihren Anlagen verpflichtet (Abs. 6 Bst. c), dies gegenüber der Swissgrid und, soweit nötig, auch gegenüber der ElCom. Der eigentli- che Vorgang ist zweistufig und unterteilt sich in Freigabe der Reserve und Abruf der

Reserve. Dieses Prozedere wird nur aktiviert, wenn die Möglichkeit, die Reserve ab- rufen zu müssen, wahrscheinlich wird. Die Freigabe wird durch die ElCom erteilt und ist die grundsätzliche Ermächtigung, gestützt auf welche die Swissgrid in der Folge relativ freie Hand hat, nach pflichtgemässem Ermessen die Reserve abzurufen. Das Bundesamt für wirtschaftliche Landesversorgung (BWL) braucht bei der Freigabe nicht einbezogen zu werden, ist aber natürlich zu informieren. Bei zeitlicher Dring- lichkeit muss ein Abruf auch ohne vorgängige Freigabe möglich sein, was der Bun- desrat wird regeln können (Abs. 6 Bst. b). Bei einem effektiven Abruf muss die Swiss- grid nicht alle Energie abrufen, sondern nur die jeweils nötige. Auch muss sie nicht bei allen Reserve-Teilnehmern zum Abruf schreiten, sondern kann das bei denjenigen tun, die sich angesichts der Problemlage dafür eignen. Die Swissgrid braucht für die- ses Handeln einigen Spielraum, muss aber willkürfrei und fair agieren. Kommt es zu einem Abruf, wird dieser separat, d.h. zusätzlich zum Vorhalte-Entgelt, entschädigt. Damit für Teilnehmer an der Reserve kein Anreiz besteht, einen Abruf der Reserve durch spezielles Verhalten auf dem Strommarkt (z.B. durch die gezielte Zurückhal- tung von Energie vom Markt) herbeizuführen, soll die Vergütung für die aus der Re- serve abgerufene Energie deutlich unter dem zum Abrufszeitpunkt feststellbaren Marktpreis liegen. Die Kostentragung der Abrufsentschädigung soll analog zur Aus- gleichsenergie funktionieren. Bilanzgruppen, die Unausgeglichenheiten herbeiführen, die einen Reserveabruf nötig machen, sollen dies finanziell deutlich spüren (Abs. 6 Bst. e). Die Einnahmen können für die Entschädigungen verwendet werden. Derweil wird das Entgelt für die Vorhaltung via das Netznutzungsentgelt finanziert. Absatz 6 enthält Delegationsnormen. So muss der Bundesrat die Kriterien für die Di- mensionierung der Reserve festlegen, deren Kern die Vorhaltemenge ist. Er wird dies faktenbasiert tun, d.h. gestützt auf eine Analyse der Risiken bei der Versorgungssi- cherheit. Seine Festlegung könnte z.B. darin bestehen, dass er eine Zeitdauer, z.B. zwei Wochen festlegt, während der der Schweizer Strombedarf jederzeitig vollständig aus inländischen Kraftwerken gedeckt werden können muss. Wichtig ist sodann der

Ablauf des Abrufs (Bst. b), der nach Handelsschluss passieren soll. Ist im Day-Ahead- Markt die Stromnachfrage grösser als das Angebot und kann die Lücke auch im Int- raday-Markt nicht geschlossen werden (ausbleibende Markträumung), ruft die Swiss- grid die fehlende Energie aus der Reserve ab. So bleibt die Reserveenergie ausserhalb des Marktes und stört diesen nicht. Aufgrund des Zeitpunkts des Abrufs (nach Han- delsschluss) können Abflüsse der Reserve ins Ausland vermieden werden, was frei- lich kein Exportverbot darstellt. Ein Augenmerk wird auch dem Systemdienstleis- tungsmarkt zu widmen sein, um dort Störungen zu vermeiden. Angesprochen ist sodann die mögliche vorzeitige Auflösung der Reserve. Hier geht es darum, dass in einem bestimmten Jahr ausnahmsweise noch während der Vorhaltezeit klar gesagt werden kann, dass es die Reserve nicht mehr braucht. Diesfalls sollen die teilnehmen- den Betreiber vorzeitig aus ihrer Pflicht entlassen werden, so dass die fragliche Ener- gie zurück in den Markt kann. Die Delegation würde auch eine Regelung für die Rück- abwicklung von für die Vorhaltung bereits geflossenen Geldern einschliessen. Eine solche Regelung dürfte aber kompliziert sein, so dass darauf wohl wird verzichtet werden können, zumal die vorzeitige Auflösung die Ausnahme sein soll. Die Betrei- ber würden das Vorhalteentgelt dann also behalten können. Im Normalfall, d.h. ohne vorzeitiges Auflösen bzw. Entlassen, endet die Reserve- bzw. Vorhaltepflicht mit Ab-

lauf der Vorhalteperiode. Buchstabe c handelt von den bereits erwähnten Informati- onspflichten und Zutrittsgewährungspflichten der teilnehmenden Betreiber. Im Grundsatz hält also bereits das Gesetz diese Pflichten fest. Dabei wird es – z.B. bei der Wasserkraft – um Informationen wie Pegelstände, Pegel-Energieinhalt-Kurven, Zuflüsse, Produktionsfahrpläne oder die Aufteilung auf die Kraftwerkspartner gehen. Bei Widerhandlungen greifen die Strafbestimmungen. Wie erwähnt, wird die Reserve zum Ausgleich einer oder mehrerer Bilanzgruppen eingesetzt. Ein spürbares Aufgeld analog zum Ausgleichsenergiemechanismus soll sie jedoch animieren, alles zu tun, damit der Einsatz der Reserve nicht nötig wird. Der Bundesrat wird mit geeigneten Kriterien den Rahmen für dieses Aufgeld stecken (Bst. e) und kann es der Swissgrid überlassen, den Rahmen im Einzelfall sachgerecht auszufüllen, d.h. die Höhe zu be- stimmen.

Art. 12 Information und Rechnungsstellung

Aufgrund der Wahlfreiheiten im Bereich der Verrechnungsmessung müssen die Netz- betreiber fortan auch Messtarife festlegen (Art. 17abis). So wie die Netznutzungs- und die Elektrizitätstarife müssen auch diese Tarife veröffentlicht werden. Weiter wird in Absatz 1 konkretisiert, dass sich die zu veröffentlichenden technischen und betriebli- chen Mindestanforderungen auf den Netzanschluss beziehen. Diese Klarstellung än- dert nichts am bisherigen Rechtsverständnis (vgl. Botschaft vom 3. Dezember 2004 Nach Absatz 2 kann der Bundesrat die mit der Grundversorgung betrauten Verteil- netzbetreiber und die Elektrizitätslieferanten im freien Markt verpflichten, beim An- bieten von Elektrizität bestimmte Eigenschaften der angebotenen Elektrizitätspro- dukte bekanntzugeben. Zu denken ist etwa an die Angabe des voraussichtlichen Strommixes (Herkunft und Energieträger), an eine Aufschlüsselung der verschiede- nen Entgeltkomponenten (v.a. einzelne Tarifkomponenten) oder eine Darstellung be- stimmter Vertragsmodalitäten (z.B. Zahlungsbedingungen, Kündigungsfristen und -termine). Die Bestimmung ist insbesondere auch vor dem Hintergrund von Artikel 6 Absatz 2 von Bedeutung, gemäss welcher das Standardprodukt in der Grundversor- gung einen vom Bundesrat festzulegenden Mindestanteil an Strom aus erneuerbaren Energien aufweisen muss. Die Neuformulierung des bisherigen Absatzes 2 (neu Absatz 3) steht in Zusammen- hang mit den Änderungen im Messwesen. Aus Gründen der Transparenz muss künftig auch das für die Verrechnungsmessung verlangte Entgelt separat ausgewiesen wer- den, und zwar gesondert für den Messstellenbetrieb und die Messdienstleistungen. Der Inhalt des ehemaligen Absatzes 3 findet sich im neuen Artikel 13a wieder.

45 BBl 2005 1611, hier 1647

Art. 13 Abs. 3

Die in der geltenden Regelung vorgesehene Privilegierung bei der Zuteilung von Netzkapazitäten für Stromlieferungen an Endverbraucher in der Grundversorgung (Bst. a bzw. b) und für Stromlieferungen aus erneuerbaren Energien (Bst. c) ist in der Praxis aus systemtechnischen Gründen nicht durchführbar. Eine Privilegierung be- stimmter Produktionstechnologien lässt sich nur bei der Netzeinspeisung (vgl. etwa Art. 15 EnG) und – über das Bilanzgruppensystem – bei der Zuteilung der Kapazitäten des grenzüberschreitenden Übertragungsnetzes (vgl. Art. 17 Abs. 1 und 2) umsetzen. Innerhalb der Regelzone Schweiz ist eine differenzierte Zuteilung von Netzkapazitä- ten hingegen unmöglich. Der in der Praxis folglich bedeutungslos gebliebene Ab- satz 3 wird deshalb aufgehoben.

Art. 13a Wechselprozesse Gemäss Absatz 1 hat der Bundesrat in den Ausführungsvorschriften den normativen Rahmen zu schaffen, der für eine reibungslose Abwicklung der verschiedenen Wech- selprozesse notwendig ist. Insbesondere kann er der Branche vorgeben, innert welcher Frist ein Lieferantenwechsel abgewickelt werden muss. Hinsichtlich der Wechsel bei der Grund- und der Ersatzversorgung wird der Bundesrat insbesondere die massge- benden Fristen und Termine festlegen. Bei der Grundversorgung erscheint es sinnvoll, die Möglichkeit zum Ein- und Austritt einmal jährlich – sinnvollerweise auf Ende Jahr hin – zu eröffnen. So können Kleinverbraucher (Jahresverbrauch < 100 MWh) regel- mässig wechseln, ohne die Elektrizitätstarife aufgrund fehlender Planbarkeit unver- hältnismässig in die Höhe zu treiben; allzu häufige Wechsel würden den Grundver- sorger zu kurzfristigen und entsprechend teuren Beschaffungen zwingen. Was die von Kleinverbrauchern abgeschlossenen Elektrizitätsverträge anbelangt, wird der Bundes- rat mindestens vorsehen müssen, dass diese unter Einhaltung einer bestimmten Frist auf Ende eines jeden Jahres hin kündbar sind; ansonsten könnte die Rückkehr in die Grundversorgung nicht, so wie dies angedacht ist, auf Anfang eines jeden Kalender- jahres hin stattfinden. Bei der Ersatzversorgung erscheint sinnvoll, dass Endverbrau- cher bereits nach einem Monat wahlweise wieder in den freien Markt oder in die Grundversorgung wechseln können. Eine möglichst kurze Frist erscheint hier sinn- voll, da die Ersatzversorgung keiner Tarifordnung, sondern nur einer Missbrauchs- aufsicht unterliegt (vgl. Art. 22 Abs. 2 Bst. c). Ausserdem kann der Bundesrat den beteiligten Akteuren auch Aufgaben zuweisen, die zur Abwicklung der Wechselpro- zesse notwendig sind (z.B. Auferlegung von Meldepflichten). Die Abwicklung von Wechselprozessen ist für den Verteilnetzbetreiber mit Kosten verbunden. Obwohl diese Kosten grundsätzlich einem bestimmten Endverbraucher zuordenbar sind, verbietet Absatz 2 eine individuelle Kostenanlastung. Dies soll ver- hindern, dass die Verteilnetzbetreiber den Marktzutritt über die Auferlegung von Wechselkosten behindern. Lieferantenwechsel im freien Markt oder Wechsel zwi- schen Markt und Monopol (Grund- und Ersatzversorgung) können sowohl netz- als auch energieseitige Kosten verursachen. Erstere können bei der Festlegung der Netz-

nutzungstarife berücksichtigt werden, letztere bei der Festlegung der Elektrizitätsta- rife bzw. bei der Festlegung der Konditionen der Ersatzversorgung.

Art. 14 Sachüberschrift sowie Abs. 3 Einleitungssatz, 3bis und 3ter Wie die Elektrizitätstarife werden auch die Netznutzungstarife für die Dauer eines Jahres festgesetzt. Bisher ergab sich dies aus dem früheren Artikel 6 bzw. aus dem früheren Artikel 7. Um den Aufbau des Gesetzes kohärenter zu gestalten, werden die netzseitigen Aspekte fortan separat behandelt, womit diese Vorgabe nun in Absatz 3 aufgenommen wird. Absatz 3bis konkretisiert die allgemeinen Tarifvorgaben (vgl. Art. 14 Abs. 3 Bst. a–e) für Endverbraucher in ganzjährig genutzten Verbrauchsstätten, die auf der tiefsten Netzebene (Netzebene 7) angeschlossen sind. Eine Regelung auf Gesetzesstufe er- scheint hierfür angezeigt, weil es um die Netznutzungstarife der gewöhnlichen End- verbraucher geht. Die Konkretisierung hat die Gewichtung von Arbeits-, Leistungs- und Grundkomponente zum Gegenstand. Gemäss Buchstabe a müssen die Netznut- zungstarife bei Endverbrauchern, bei denen keine Leistungsmessung installiert ist, eine Arbeitskomponente von mindestens 50 Prozent aufweisen. Bildet der Netzbetrei- ber für dieses Segment der Endverbraucher mehrere Kundengruppen, so hat er die Arbeitskomponente einheitlich, das heisst für alle Kundengruppen gleich hoch anzu- setzen. Ist hingegen eine Leistungsmessung installiert – und dies wird mit den intelli- genten Messsystemen (vgl. Art. 17a Abs. 2) zunehmend der Fall sein – darf die Ar- beitskomponente auch mit weniger als 50 Prozent gewichtet werden. Endverbrauchern mit einem Jahresverbrauch von < 50 MWh gegenüber muss die Ar- beitskomponente nach Buchstabe b aber wiederum einheitlich festgesetzt sein und zwar so, dass Eigenverbraucher dadurch gesamthaft nicht schlechter gestellt sind, als wenn sie einen Netznutzungstarif mit einer Arbeitskomponente von 50 Prozent hätten. Ein Wahlrecht der Endverbraucher ist mit dieser Vorgabe indes nicht verbunden, geht es doch bei der Netztarifierung insbesondere darum, gezielte Anreize für ein netzdien- liches Verhalten zu setzen. Einheitlich muss sowohl nach Buchstabe a als auch nach Buchstabe b nur die Arbeitskomponente sein; das Verhältnis zwischen Leistungs- und Grundkomponente darf für verschiedene Kundengruppen grundsätzlich unterschied- lich sein. Der Regelungsgehalt des bisherigen Absatz 3bis wird zum Absatz 3ter. Die leichte Kor- rektur der Formulierung – festgelegt werden die Tarife und nicht das Entgelt – ver-

deutlicht, dass die anrechenbaren Netzkosten grundsätzlich über die Tarife ins Netz- nutzungsentgelt einfliessen. Zwecks Verursachergerechtigkeit können die einem Netznutzer direkt zuordenbaren Netzkosten im Sinne von Absatz 3ter aber auch indi- viduell in Rechnung gestellt werden, eine entsprechende Rechtsgrundlage vorausge- setzt (vgl. Botschaft vom 3. Dezember 2004 zum StromVG46). Unter Vorbehalt der Kompetenzen der Kantone ist auch eine solch individuelle Kostenanlastung einer Prü- fung durch die ElCom zugänglich.

Die Änderungen in den Absätzen 1 und 3 verdeutlichen, dass die anrechenbaren Be- triebskosten keine Gewinnkomponente enthalten. Eine solche enthalten lediglich die

46 BBl 2005 1611, hier 1654

anrechenbaren Kapitalkosten, indem der durchschnittliche Kapitalkostensatz, der so- genannte WACC (Weighted Average Cost of Capital), so festgesetzt wird, dass ein angemessener Betriebsgewinn resultiert. An der bisherigen Praxis ändert sich dadurch nichts.

In Absatz 2 werden zwei neue Posten aufgeführt. Damit wird geklärt, dass die Kosten für die Speicherreserve und die Flexibilitätsnutzung grundsätzlich zum Netznutzungs- entgelt geschlagen werden. In den jeweiligen Fällen gelten für die Anrechenbarkeit natürlich die Kriterien nach Absatz 1. Bei der Speicherreserve sind nur die Kosten, die durch die Vorhalteentschädigungen entstehen, erfasst (nicht aber jene für die Ab- rufsentschädigungen) und bei der Flexibilität nur die Kosten für netzdienliche Flexi- bilität. Die Änderung von Absatz 3bis Buchstabe a steht in Zusammenhang mit den für die Verrechnungsmessung vorgesehenen Wahlfreiheiten. Die Anrechenbarkeit der Kos- ten, welche dem Verteilnetzbetreiber im Rahmen seiner gesetzlichen Pflicht zur Ver- rechnungsmessung anfallen, wird neu separat in Artikel 17abis Absatz 3 normiert, weil es sich dabei nicht um Netzkosten handelt, sondern um Messkosten, die über die Mes- starife (Art. 17abis Abs. 2) angelastet werden. Ebenfalls infolge der neuen Wahlfrei- heiten im Bereich des Messwesens entfällt die Möglichkeit, bestimmte Kosten für Sensibilisierungen im Bereich der Verbrauchsreduktion auf dem Verordnungsweg für anrechenbar zu erklären. Die bisher in Absatz 1 enthaltene Ausnahmeklausel wird aus systematischen Gründen und der besseren Übersicht halber in einen neuen Buchsta- ben b verschoben. Im Zusammenhang mit den Betriebskosten ist angedacht, dass in der StromVV Fol- gendes präzisiert wird: Werden dem Netzbetrieb, von einer anderen Unternehmens- oder Konzerneinheit Leistungen erbracht, so sind diese höchstens zu den Kosten an- rechenbar, wie wenn die Leistungen vom Netzbetrieb selbst erbracht worden wären. Überschreiten die intern verrechneten Kosten die Marktpreise, sind höchstens die Marktpreise anrechenbar.

Art. 17a Zuständigkeit für die Messung

Die neuen Bestimmungen zum Messwesen führen gesetzliche Wahlrechte für den Be- reich der Verrechnungsmessung (Messstellenbetrieb und Messdienstleistung) ein: Grössere Endverbraucher, grössere Elektrizitätserzeuger und die Betreiber grösserer Speicher erhalten das Recht, einen Anbieter freier Wahl zu beauftragen. Demgegen- über liegt die Vornahme der Verrechnungsmessung bei kleineren Messkunden in der ausschliesslichen Verantwortung der lokalen Verteilnetzbetreiber. Absatz 1 bezeichnet die Aufgaben der Netzbetreiber im Bereich des Messwesens. Zu ihrem Pflichtenheft zählen neben der betrieblichen Messung auch die Bezeichnung und Verwaltung der Messpunkte. Damit ist insbesondere die Vergabe, die Registrie- rung und die Dokumentation der Messpunkte angesprochen, nicht jedoch die Verwal- tung der Stammdaten (z.B. Name des Endverbrauchers oder des Erzeugers); Letzteres gehört zur Messdienstleistung. Weiter sind die Netzbetreiber für die Vornahme der

Verrechnungsmessung zuständig. Ihre Zuständigkeit entfällt aber, soweit freie Mess- kunden ihre gesetzlichen Wahlfreiheiten ausüben, sei es für den Messstellenbetrieb oder die Messdienstleistung oder beides. Absatz 2 vermittelt Endverbrauchern mit einem Jahresverbrauch von mindestens

100 MWh sowie Elektrizitätserzeugern und Speicherbetreibern mit einer Anschluss-

leistung von mehr als 30 kVA das Recht, einen Messstellenbetreiber und/oder einen Messdienstleister freier Wahl zu beauftragen. Wie beim Anspruch auf Netzzugang bezieht sich dieses Wahlrecht nur auf die jeweiligen Messpunkte. Ein Unternehmen, das über mehrere Verbrauchs-, Erzeugungs- oder Speicherstätten verfügt, kann das Wahlrecht nur für jene Messpunkte wahrnehmen, an denen die Voraussetzungen dazu erfüllt sind. Soweit die wahlberechtigten Messkunden ihre Wahlrechte nicht ausüben, hat sich der lokale Netzbetreiber der Verrechnungsmessung anzunehmen, ohne aber an die veröffentlichten Messtarife (Art. 17abis Abs. 4) gebunden zu sein. Gestützt auf Absatz 3 kann der Bundesrat vorsehen, dass ein einmal erlangtes Wahl- recht unabhängig einer nachmaligen Veränderung des Jahresverbrauchs oder der An- schlussleistung bestehen bleibt. Zu denken ist etwa an Fälle, in denen der Verbrauch nur vorübergehend unter die 100 MWh-Grenze fällt. Nach Buchstabe a ist der Bun- desrat befugt, die Wechselprozesse im Bereich der Verrechnungsmessung zu normie- ren. Hierbei geht es vor allem um die Regelung von Mitteilungspflichten, Fristen und Terminen, die beim Wechsel des Anbieters zu beachten sind. Buchstabe b enthält eine gesetzliche Grundlage zur Regelung der bezüglichen Kostentragung. Gestützt darauf könnte der Bundesrat beispielsweise vorgeben, dass der gewählte Messstellenbetrei- ber für die Kosten der Deinstallation des vom Verteilnetzbetreiber vormals eingesetz- ten Messgeräts aufkommen muss. Weiter könnte er vorsehen, dass ein Netzbetreiber, der das deinstallierte Gerät zufolge der technischen Anforderungen (vgl. Art. 17a) nicht mehr anderweit einsetzen kann, die bezüglichen Kosten über eine Sonderab- schreibung im Bereich der Netzkosten solidarisieren kann.

Art. 17abis Messentgelt und Messtarife

Nach geltendem Recht überwälzen die Netzbetreiber die Kosten der Verrechnungs- messung, die ihnen im Rahmen der Erfüllung ihrer gesetzlichen Aufgaben anfallen, via Netznutzungsentgelt auf die Gesamtheit der Endverbraucher ihres Netzgebiets – eine Ausnahme besteht nach Artikel 31e Absatz 4 Satz 2 StromVV. Diese Kostenan- lastung ist in einem offenen Markt, in welchem die Messkunden, seien es auch nur die grösseren davon, ihren Anbieter frei wählen dürfen, nicht sachgerecht. Sie führt dazu, dass Endverbraucher, die sich im freien Markt der Messanbieter bewegen, nicht nur ihre eigenen Messkosten tragen, sondern auch für die Kosten anderer Messkunden aufkommen müssen. Für Produzenten, die zufolge des Ausspeiseprinzips (Art. 14 Abs. 2) kein Netznutzungsentgelt entrichten, besteht so erst gar kein Anreiz, einen anderen Messanbieter zu wählen. Eine verursachergerechtere Kostenanlastung setzt ein Zweifaches voraus. Erstens müssen die Kosten, welche dem Netzbetreiber im Rahmen seiner gesetzlichen Pflicht zur Verrechnungsmessung entstehen, separat ausgewiesen werden. Diese Trennung von Netz- und Messkosten lässt sich auf Ebene der Kostenrechnung verwirklichen (vgl. Art. 7 Abs. 3 StromVV). Zweitens dürfen die nunmehr separat ausgewiesenen

Kosten der Verrechnungsmessung nicht (mehr) via Netznutzungstarif und Netznut- zungsentgelt überwälzt werden. Vielmehr müssen sie gezielt denjenigen Messkunden angelastet werden, die das gesetzliche Leistungsangebot des Netzbetreibers effektiv nutzen. In diesem Sinne sind die Netzbetreiber künftig nach den Absätzen 1 und 2 verpflichtet, kostenbasierte Messtarife für die Dauer von jeweils einem Jahr festzulegen – so wie auch die Netznutzungs- und die Elektrizitätstarife. Anhand dieser können sie das ge- schuldete Messentgelt auf der Basis der anrechenbaren Kosten ermitteln. Die Netzbe- treiber dürfen die Messtarife je nach Messmittel und Art der Messdienstleistung un- terschiedlich festsetzen. Im Übrigen müssen sie sich am Grundsatz der verursachergerechten Kostenanlastung orientieren. Dies bedeutet unter anderem, dass bei Messkunden mit mehreren Messpunkten allfällige Synergieeffekte (Installation, Datenübermittlung usw.) berücksichtigt werden können. Nach Absatz 3 darf das Messentgelt die anrechenbaren Betriebs- und Kapitalkosten nicht übersteigen. Die Anrechenbarkeit beurteilt sich nach den Kriterien der Zuver- lässigkeit und der Effizienz. Wie bei den Netzkosten bestimmt der Bundesrat über die Höhe der Eigenkapitalrendite (WACC), welche für allfällige Investitionen im Bereich der Verrechnungsmessung angemessen ist. Die Anrechenbarkeit der Messkosten, die Höhe der Messtarife und das Messentgelt unterliegen der Prüfung durch die ElCom (Art. 22 Abs. 2 Bst. b). Treten (positive oder negative) Deckungsdifferenzen auf, sind diese analog zu den Netzkosten in den folgenden Tarifperioden über eine entspre- chende Tarifanpassung auszugleichen. Anzumerken ist, dass die Kosten für die betriebliche Messung von diesem Prozess unberührt bleiben; diese fliessen nicht in die Messtarife, sondern wie bisher in die Kalkulation der Netznutzungstarife ein. Absatz 4 verdeutlicht, dass die Messtarife für grössere Messkunden auch dann nicht gelten, wenn diese von ihrem gesetzlichen Wahlrecht keinen Gebrauch machen. Der Verteilnetzbetreiber ist ihnen gegenüber in der Preissetzung frei.

Art. 17ater Intelligente Messsysteme

Mit der Revision des StromVG im Rahmen der Totalrevision des EnG wurde der Bun- desrat ermächtigt, den Verteilnetzbetreibern Vorgaben zur Einführung intelligenter Messsysteme zu machen. Künftig kann er auch Messstellenbetreiber und Messdienst- leister, die sich im freien Markt bewegen, in die Pflicht nehmen, ab einem bestimmten Zeitpunkt bei allen oder bestimmten Messkunden ausschliesslich oder überwiegend intelligente Messsysteme zu verwenden. Der Bundesrat kann den Zeitrahmen für die verschiedenen Akteure gegebenenfalls auch differenziert ausgestalten. Aufgrund der neuen Bestimmungen zum Messwesen (Art. 17a und 17abis) findet sich die ehemals in Artikel 17a enthaltene Bestimmung neu in einem Artikel 17ater wieder.

Art. 17bbis Nutzung von Flexibilität Die neue StromVG-Regelung zu Flexibilität beschränkt sich auf Grundprinzipien. Die Absätze 1 und 3 enthalten allgemeine Grundsätze und die Absätze 2 und 4 widmen sich der netzdienlichen Nutzung. Absatz 1 stipuliert, wem die Flexibilität «gehört», und enthält somit die oberste Grundregel. Das Gesetz weist den Erzeugern, Endverbrauchern und Speicherbetrei- bern die Flexibilitätsinhaberschaft zu. Aus diesem Recht an der Flexibilität leitet sich mehrerlei ab, u.a. dass die Inhaber entscheiden, wen sie die Flexibilität wie nutzen lassen, oder auch, dass niemand gegen ihren Willen eine Nutzung beanspruchen kann. Ausnahme hierzu bildet Absatz 4, der sie verpflichtet, gewisse «garantierte» Zugriffe zu dulden, z.B. in Notfallsituationen. Die Grundregel zur Inhaberschaft gilt für alle Arten von Flexibilität, also namentlich auch für die markt- oder systemdienliche Fle- xibilität. Das Gesetz sagt zu diesen Bereichen nur, dass die Flexibilitätsnutzung dem Vertragsrecht untersteht; mehr nicht. Die Akteure sind also frei, mit den Flexibilitäts- inhabern Verträge abzuschliessen. Natürlich sind auch Zusammenschlüsse möglich (Pooling). Der Bundesrat kann das, was aus der Inhaberschaft folgt, weiter konkreti- sieren. Absatz 2 handelt vom Vertrag über die netzdienliche Nutzung durch die Verteilnetz- betreiber für den Betrieb ihrer Netze. Der Verteilnetzbetreiber ist hier ausschliesslich in seiner Funktion als Netzbetreiber angesprochen, nicht aber als Lieferant oder Er- zeuger von Elektrizität. Bei der Nutzung von Flexibilität im Rahmen des Netzbetriebs kommt von vornherein nur eine netzdienliche Nutzung von Flexibilität in Frage. Eine andere Nutzung vertrüge sich nicht mit der Entflechtung (Art. 10 Abs. 1 StromVG). Dass den Verteilnetzbetreibern «die netzdienliche Flexibilität offen steht», heisst also auch: Für andere Zwecke dürfen sie sie nicht nutzen. Zwischen dem Verteilnetzbe- treiber und dem Erzeuger oder Endverbraucher gibt es wegen der Netznutzung bzw. des Anschlusses ohnehin einen Vertrag (Netznutzungsvertrag). Es bietet sich daher an, die Vereinbarung zur Flexibilität in diesen Vertrag zu integrieren. Die Parteien sind aber letztlich frei, ob sie das tun. Zu regeln haben sie, welche Flexibilitätsnutzun- gen bzw. -zugriffe zulässig sind, welches die Voraussetzungen und Umsetzungsmittel

des Zugriffs sind (z.B. smarte Anwendungen) und die Höhe des Entgelts. Sollte der Bundesrat zusätzliche Regeln erlassen (vgl. Abs. 5), so wird dies den Spielraum der Vertragspartner entsprechend verkleinern. Was die Umsetzungsmittel, die intelligen- ten Steuer- und Regelsysteme, betrifft, so bestehen bereits Vorgaben. Artikel 17b Ab- satz 3 verankert ein Zustimmungserfordernis (Opt-in) zugunsten sowohl der Endver- braucher wie auch der Produzenten. Soweit für die Nutzung von Flexibilität solche smarten Anwendungen nötig sind, was meistens der Fall ist, kommt diese Opt-in-Re- gel vorab zur Anwendung. Es braucht also eine explizite Zustimmung, und zwar mit- tels einer Einzelabrede. AGB-Klauseln, mit der die Opt-in-Regel ausgehebelt werden, sind nicht zulässig bzw. unwirksam. Gibt jemand diese Zustimmung nicht, wird er – als Flexibilitätsinhaber – auch nicht bereit sein, mit dem Verteilnetzbetreiber einen Flexibilitätsnutzungsvertrag abzuschliessen, was er ja auch nicht muss.

Beim Vertrag zur Flexibilitätsnutzung zu Netzzwecken sind faktisch meistens die Verteilnetzbetreiber in der stärkeren Position. Sie sind es denn auch, die die Vertrags- konditionen ausarbeiten und anbieten. Sie müssen zwischen erzeugungs- und ver- brauchsseitiger Flexibilität unterscheiden. Die verlangte Einheitlichkeit bei den Kon- ditionen impliziert, dass die Verteilnetzbetreiber, wenn sie die Verträge anwenden, dies möglichst ausgewogen über ihre Flexibilitätspartner hinweg tun, ausser wenn Netzprobleme so gelagert sind, dass sie mit gleichmässigen Flexibilitätszugriffen nicht gelöst werden können. Ohne diese Ausgewogenheit würde die Vorgabe einheit- licher Vertragsbedingungen Theorie bleiben und im praktischen Alltag ausgehebelt. Individuell bzw. massgeschneidert können Vertragsbedingungen in Fällen mit «gros- ser Netzdienlichkeit» sein. Dazu kann man z.B. eine Verbrauchsstätte zählen, die so gross ist bzw. vergleichsweise so viel Strom braucht (z.B. ein grosses Kühlhaus), dass ihr Flexibilitätsbeitrag ganz stark ins Gewicht fällt. Der Bundesrat kann diesen Begriff präzisieren. Ausserdem ist der Flexibilitätszugriff eines Verteilnetzbetreibers auf sein eigenes Netzgebiet beschränkt. Ein Zugriff in fremden, insbesondere in nachgelager- ten Netzgebieten ist explizit ausgeschlossen. Die Kosten für die Flexibilitätsnutzung sind als Netzkosten anrechenbar (vgl. die Ausführungen zu Art. 15 Abs. 2 Bst. d). Absatz 3 enthält einen weiteren Grundsatz, indem er den Zusammenhang zum Netz- ausbau bzw. anderen netzseitigen Massnahmen, Netzoptimierungen und -verstärkun- gen, herstellt. Der im Rahmen der Strategie Stromnetze beschlossene Artikel 9b47 sieht unter den Netzplanungsgrundsätzen bereits eine gewisse Hierarchie vor und will Ausbauten i.d.R. nur dann, wenn ein sicheres, leistungsfähiges und effizientes Netz mit den anderen Massnahmen nicht erreicht werden kann (NOVA-Prinzip). Die Fle- xibilitätsnutzung reiht sich nun in dieses Gefüge ein. Sie soll, wenn sie effizienter ist, vor anderen Massnahmen kommen. Zu entscheiden ist stets nach einer allgemeinen Güterabwägung, was insgesamt am meisten Vorteile bringt. Flexibilität soll also u.a. dazu dienen, den Bau neuer Netze zu vermeiden. Für den Fall, dass die Netzbetreiber das Flexibilitätspotenzial vernachlässigen und dem Grundsatz von Absatz 3 nicht

nachleben, sind keine Rechtsfolgen vorgesehen. Bewährt sich dieser Freiwilligkeits- Ansatz nicht, ist denkbar, dass der Bundesrat dereinst weitergehende Vorgaben macht. Absatz 4: Die Verteilnetzbetreiber sollen sich Flexibilitätsnutzungsrechte v.a. vertrag- lich sichern. Für ganz bestimmte Situationen sind ihnen jedoch Flexibilitätszugriffe garantiert, die Vorrang vor kollidierenden Ansprüchen Dritter haben. Auch die «Ei- genoptimierung» der Flexibilitätsinhaber hat zurückzustehen. Die garantierten Zu- griffe stehen nur den jeweils lokalen Verteilnetzbetreibern zu («in ihrem Netzgebiet»). Es besteht ein Konflikt zum Zustimmungserfordernis für den Einsatz eines intelligen- ten Steuer-und Regelsystems (Art. 17b Abs. 3), der in Artikel 17bbis nun zuungunsten der Flexibilitätsinhaber, v.a. der Produzenten, entschieden wird. So nützt z.B. bei der Abregelung dem Produzenten seine Nicht-Zustimmung, sei es zum konkreten Zugriff oder generell zum Einsatz einer smarten Anwendung, nichts. Immerhin ist zu betonen, dass die Endverbraucher und ihr Opt-in-Recht hier nicht betroffen sind. Ein bekannter Zugriffsfall bei der erzeugungsseitigen Flexibilität ist die sogenannte Abregelung, d.h. das Nichtzulassen von Einspeisung ins Netz (Bst. a). Dieses Zu-

47 Noch nicht in Kraft.

griffsrecht wird eingeräumt, weil eine erzeugungsseitige Begrenzung für den Netzbe- treiber ein effizientes und einfaches Mittel ist, um einen durch Einspeisespitzen be- dingten Netzausbau zu vermeiden. Den Netzbetreibern soll dieses Mittel zustehen, ohne dies individuell bei jedem Erzeuger verhandeln zu müssen. Es ist jedoch nicht unbegrenzt, sondern geht nur bis zu einem bestimmten Anteil der Einspeisung. Der Bundesrat wird diesen – es geht um die Energie und nicht um die Leistung – pro Pro- duktionstechnologie festlegen (in Prozent). Deutschland hat Kriterien für die Ermitt- lung eines solchen Werts erarbeitet, die auch für die Schweiz interessant sein könnten. Der Schweizer Wert dürfte dereinst im einstelligen Bereich liegen. Die Parteien kön- nen vertraglich auch einen höheren Wert vereinbaren. Die Vergütung soll in den Fäl- len von Absatz 4 «angemessen» sein, was der Bundesrat, soweit sinnvoll und über- haupt möglich, näher präzisieren kann. «Angemessen» kann in den drei Fällen von Absatz 4 je etwas anderes bedeuten. Im Fall von Buchstabe c geht es um die eigentli- chen Notfälle, die, über alle Netzbetreiber hinweg, die absolute Ausnahme sein sollen. Notzugriffe sind gratis, ausser wenn der Verteilnetzbetreiber sie abwenden könnte. Nicht zumutbar ist ein Abwenden z.B., wenn es sehr teuer wäre oder wenn das Ereig- nis nicht vorhersehbar war. Fälle nach Buchstabe c können u.U. schwer von jenen nach Buchstabe b (Überbrückung) abzugrenzen sein. Absatz 5: Das Potenzial für Vorschriften auf Stufe StromVV ist relativ gross. Der Bundesrat wird zu gegebener Zeit entscheiden, wie stark er regulieren will, wobei sich der Bedarf im Verlauf der Zeit ändern kann. Einerseits wird er offene Begriffe des Gesetzes näher ausführen (z.B. «grosse Netzdienlichkeit») oder Ausprägungen der Prinzipien konkretisieren. Er kann z.B. die Speicher der verbrauchsseitigen Flexibili- tät zuordnen (weil dort relevanter als erzeugungsseitig) oder Verteilnetzbetreiber dazu verpflichten, immer mindestens ein Netznutzungsprodukt ohne Flexibilitätsnutzung anzubieten (als Ausfluss des Rechts der Flexibilitätsinhaber, selber zu bestimmen, ob sie ihre Flexibilität durch Dritte nutzen lassen bzw. durch wen und wie) oder aber die Verteilnetzbetreiber verpflichten, beim effektiven Nutzen der Flexibilität die ver- schiedenen Inhaber gleichmässig und ausgewogen zu beanspruchen („Nicht-Diskri-

minierung“). Andererseits sind bundesrätliche Regeln gestützt auf die expliziten De- legationen möglich. Absatz 5 ist – mit Ausnahme des Auftrags, technologiespezifisch den abregelbaren Anteil festzulegen – eine Kann-Bestimmung. Mit den Transparenz- bzw. Publikationspflichten der Verteilnetzbetreiber (Bst. a) geht es v.a. darum, dass die Flexibilitätsinhaber (als schwächere Vertragspartei mit Informationsrückstand) ein grobes Bild erhalten, was hinsichtlich Flexibilität in ihrem Umfeld bzw. allgemein läuft. Evtl. werden in einem ersten Schritt nur eher allgemeine Angaben verlangt (Transparenz), später aber vielleicht eine detailliertere Offenlegung (Publikation). Die Preise, die die Netzbetreiber für netzdienlich genutzte Flexibilität zahlen, fliessen in die Netznutzungstarife ein (Tarif für Nutzung mit Flexibilität und Tarif für Nutzung ohne) und sind zu publizieren (Art. 12). Als Schutzbestimmung zugunsten der Flexi- bilitätsinhaber (Bst. b) ist z.B. denkbar, dass gewisse AGB-Klauseln untersagt wer- den, die Flexibilitätsinhaber zu stark benachteiligen. Bereits wurde der Fall der Zu- stimmungsregel für den Einsatz intelligenter Steuer- und Regelsysteme erwähnt (Art. 17b Abs. 3); diese Regel darf nicht via AGB-Klauseln ausgehebelt werden. Keine StromVV-Regeln soll es zur Vergütung geben (etwas anderes ist die Vergütung bei den garantierten Nutzungen; vgl. oben). Vielmehr ist die ElCom aufgerufen, bei

Missbräuchlichkeit einzugreifen (Art. 22). Keine Delegation ist für Massnahmen ent- halten, die verhindern, dass die Netzbetreiber Informationen, die sie über die Flexibi- litätsnutzung erlangen, auch anderweitig als für die Netzsparte nutzen. Dass dies nicht zulässig ist, ergibt sich schon aus den Entflechtungsregeln (Art. 10). Nötigenfalls könnte der Bundesrat auf dieser Basis regulatorisch tätig werden. Angesprochen in Absatz 5 ist sodann die Konstellation, bei der die Verteilnetzbetreiber dank ihrer star- ken Stellung bzw. der Möglichkeit, relativ attraktive Vergütungen anzubieten, bewir- ken, dass andere Flexibilitätsnutzer mit sinnvollen Flexibilitätsnutzungen verdrängt werden (Bst. d). Wird die Bildung solcher Produkte und Märkte verhindert, soll der Bundesrat, wenn auch mit Zurückhaltung, regulierend eingreifen können. Einen wei- teren Fokus als nur die netzdienliche Flexibilität hat Buchstabe e. Es kann dereinst ein Bedarf entstehen, auch bei anderer, nicht-netzdienlicher Flexibilität gewisse Leitplan- ken zu setzen, z.B. dann wenn sich eine Praxis bildet, mit der für die netzdienlichen Nutzungen Nachteile in einem Umfang entstehen, der für das System schlecht ist. Zu denken ist etwa daran, dass gewisse Flexibilitätsnutzungen dazu führen, dass netz- bzw. bilanzseitig viel Ausgleichsenergie nötig wird (mit entsprechenden Kostenfol- gen). Sinnvoll kann auch ein Monitoring der neuen Flexibilitätsregelung sein. Hierfür wäre die ElCom zuständig, die mit diesem Auftrag in der Verordnung betraut würde.

Art. 17bter Datenaustausch und Informationsprozesse

Artikel 17bter befasst sich mit dem Daten- und Informationsaustausch, der nicht zuletzt zur Abwicklung der in einem geöffneten Strommarkt stattfindenden Wechselprozesse (vgl. Art. 13a) unabdingbar ist. Im Zuge der vollständigen Marktöffnung werden sich Anzahl und Frequenz solcher Wechselprozesse weiter erhöhen, womit es von noch essenziellerer Bedeutung ist, dass der Informationsprozess unter den beteiligten Akt- euren reibungslos funktioniert. Werden die erforderlichen Daten und Informationen nicht rechtzeitig oder nicht in der erforderlichen Qualität geliefert, behindert dies den Marktzutritt von Drittanbietern. Aus diesem Grund wird der Kern der bisher auf Ver- ordnungsstufe enthaltenen Regelung (vgl. Art. 8 Abs. 2–4 StromVV) auf die Geset- zesstufe gehoben und mit einer neuen Strafbestimmung für den Fall einer unrichtigen Datenbearbeitung flankiert (Art. 29 Abs. 1 Bst. ebis). Die konkrete Ausgestaltung des Datenaustauschprozesses und einer weiteren Digitalisierung obliegt der Branche. In Anbetracht der zahlreichen Schnittstellen erscheint eine Zentralisierung und Verein- heitlichung der verschiedenen Prozesse mittels Errichtung eines «Datahubs» als volkswirtschaftlich sinnvollste Option; auch für eine fortschreitenden Digitalisierung (siehe Kapitel 1.3.12). Die auf dem Subsidiaritätsprinzip beruhende gesetzliche Re- gelung lässt Raum für eine solche Lösung. Nach Absatz 1 sind alle Daten und Informationen, die zur Durchführung der gesetzlich vorgesehenen Aufgaben und Prozesse nötig sind, unentgeltlich zur Verfügung zu stel- len. Adressat dieser Pflicht sind diejenigen Netzbetreiber bzw. diejenigen beauftrag- ten Messstellenbetreiber und Messdienstleister, welche über die relevanten Daten und Informationen verfügen. Als Berechtigte kommen – je nachdem, wofür die Daten und Informationen begehrt werden – neben Verteilnetzbetreibern, Messstellenbetreibern und Messdienstleistern selbst insbesondere Elektrizitätslieferanten, Bilanzgruppen- verantwortliche, Energiedienstleistungsunternehmen und die Swissgrid in Frage. Der

dem, was zur Durchführung der betreffenden Aufgaben und Prozesse erforderlich ist. Angesprochen sind damit insbesondere der Netzbetrieb, das Bilanzmanagement, die Vornahme von Energielieferungen, die Abwicklung von Wechselprozessen nach Ar- tikel 13a und Artikel 17a Absatz 3 Buchstabe a, der Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen sowie die Berechnung und Anlastung des Netznutzungsentgelts und anderer Kosten. Neben diesen stromversorgungsrechtlich relevanten Vorgängen fallen auch Aufgaben und Prozesse in Betracht, die in der Energiegesetzgebung vor- gesehen sind, beispielsweise im Zusammenhang mit der Direktvermarktung oder der Erhebung des Netzzuschlags. Als Berechtigte kommt in dieser Hinsicht unter anderem auch die Vollzugsstelle (Art. 64 EnG) in Betracht. Die Absätze 2 und 3 nehmen zwei datenschutzrechtliche Grundprinzipien auf, die sich an sich bereits aus dem Bundesgesetz vom 19. Juni 199248 über den Datenschutz (DSG) ergeben würden. Abgesehen von der Datenbearbeitung im Umgang mit intel- ligenten Mess-, Steuer- und Regelsystemen findet dieses jedoch auf gewisse Akteure, namentlich auf die nach kantonalem oder kommunalem Recht konstituierten EVU, keine Anwendung (Art. 2 DSG). Nach Absatz 2 darf eine Bearbeitung von Mess- und Stammdaten, die zur Durchführung der gesetzlich vorgesehenen Aufgaben und Pro- zesse nicht zwingend nötig ist, nur im ausdrücklichen Einverständnis des Betroffenen stattfinden. Mit anderen Worten kann die Bereitschaft zum Netzanschluss nicht gleichsam als implizite Zustimmung für eine Datenbearbeitung gewertet werden, die zur Stromversorgung nicht unabdingbar ist. Zu denken ist beispielsweise an eine Er- fassung der Lastgänge mit einer kürzeren als der vom Verordnungsgeber vorgesehe- nen Periodizität (aktuell 15 Min gemäss Art. 8a Abs. 1 Bst. a Ziff. 2 StromVV). Ab- satz 3 nimmt den Kerngehalt von Artikel 8 DSG auf: Endverbraucher, Erzeuger und Speicherbetreiber haben gegenüber sämtlichen Akteuren, die an der Datenbearbeitung beteiligt sind, Anspruch auf unentgeltliche Herausgabe all ihrer Mess- und Stammda- ten, unabhängig davon, ob diese im Sinne von Absatz 1 oder im Sinne von Absatz 2 erlangt wurden. Aufgrund der hohen Komplexität und Technizität der Materie beschränkt sich der Normgehalt von Absatz 1 auf die grundlegenden Prinzipien. Absatz 4 enthält deshalb

eine weit gefasste Delegationsnorm. Gestützt darauf kann der Bundesrat die Zurver- fügungstellung der genannten Daten und Informationen näher regeln. Dazu gehört ne- ben der Festlegung der massgebenden Fristen und der Form der Übermittlung (z.B. Automatisierung) insbesondere auch die Definition der jeweiligen Datenformate. Dies dient der Gewährleistung der Einheitlichkeit und der erforderlichen Qualität. Weiter kann er den Inhalt der notwendigen Daten und Informationen konkretisieren. Es ist davon auszugehen, dass in den Ausführungsvorschriften im Sinne der Subsidiarität (Art. 3 Abs. 2) auch auf Richtlinien der Branche verwiesen wird.

Art. 17c Sachüberschrift und Abs. 3 Mit der zunehmenden Verbreitung von intelligenten Mess-, Steuer- und Regelsyste- men steigen die sicherheitstechnischen Anforderungen an die Unternehmen, welche die in datenschutzrechtlicher Hinsicht kritischen Infrastrukturen der Elektrizitätsnetze

48 SR 235.1

betreiben. Zum einen ist der Schutz sensibler Daten zu gewährleisten, insbesondere aufgrund der automatisierten und digitalen Datenübertragung. Zum anderen müssen gerade die Steuer- und Regelsysteme über ein ausreichendes Mass an informations- technischer Sicherheit verfügen, da mit ihnen aktiv in den Betrieb der Elektrizitäts- netze eingegriffen wird. Neben technischen Anforderungen an die Betriebsmittel kann dies auch Massnahmen in organisatorischer Hinsicht erfordern. Der neue Absatz 3 gewährleistet, dass der Bundesrat in den Ausführungsbestimmungen spezifische An- forderungen an die betreffenden Geräte und Kommunikationseinrichtungen definie- ren und auch ein Verfahren zur Überprüfung von deren Einhaltung implementieren kann. Im Sinne des Kooperations- und Subsidiaritätsprinzips (Art. 3) ist angedacht, dass die Branche auf Basis einer vom BFE erstellten Schutzbedarfsanalyse sowie un- ter Berücksichtigung der relevanten Normen und Empfehlungen anerkannter Fachor- ganisationen die Einzelheiten in Richtlinien näher umschreibt. Die ElCom wird im Rahmen ihrer Zuständigkeit nach Artikel 22 Absatz 1 für die Einhaltung der Anforderungen an die Datensicherheit sorgen.

Art. 18 Abs. 4, 4bis, 6 dritter Satz und 7 In Absatz 4 wird in Anlehnung an andere Rechtsgebiete (vgl. z.B. Art. 42 und 49 des Bundesgesetzes vom 4. Oktober 199149 über das bäuerliche Bodenrecht [BGBB]) für die Vorkaufsrechte an Swissgrid-Aktien eine Rangfolge vorgesehen. Vorkaufsberech- tigt sind dabei grundsätzlich alle Kantone, respektive Gemeinden oder schweizeri- schen EVU, nicht nur jene, die bereits Swissgrid-Aktien halten. Bisweilen wird für das geltende Recht eine engere Auslegung postuliert. Eine solche ist auch in den ak- tuellen Swissgrid-Statuten angelegt. Die vorgeschlagene Regelung orientiert sich je- doch bewusst an der weiten Auslegung. Der Ausschluss von Akteuren, die geeignet sind, die gesetzlich geforderten Mehrheiten sicherzustellen, würde nämlich im Wider- spruch stehen zum Sinn des Vorkaufsrechts als Instrument zur Sicherung dieser Mehr- heiten. Eine Rangordnung unter den Berechtigten scheint daher wesentlich sinnvoller als eine grundlegende Verkleinerung des Berechtigtenkreises. Es wird an der Swiss- grid sein, allfällige Widersprüche zwischen den aktuellen Statuten und dem Gesetz (welches den Statuten ohnehin vorgeht) zu beheben. Die neue Rangfolge-Regelung soll, zusammen mit den durch den Bundesrat zu klärenden Verfahrens- und weiteren Fragen, die Handhabung der grossen Zahl an Vorkaufsberechtigten erleichtern. Zentrale Frage ist, welche Käufer als «Kanton» oder «Gemeinde» gelten. Was auf den ersten Blick eindeutig scheinen mag, kann in der Praxis nicht unproblematisch sein. Klar ist der Fall, wenn ein Kanton selbst, z.B. vertreten durch eine Direktion oder ein Amt, Aktien kauft. Bei dezentralen Einheiten wird es hingegen häufig schwieriger sein, zu beantworten, ob das «Swissness-Kriterium» erfüllt ist oder nicht. Da die Vor- kaufsrechte (wie auch die Stimmrechtssuspendierung; vgl. Art. 19b) der Sicherung der schweizerischen Beherrschung dienen, wird hier wie dort sinnvollerweise auf den Leitgedanken der «direkten oder indirekten Beherrschung durch Kantone oder Ge- meinden» abzustützen sein. Wer zur staatlichen Sphäre gehört, dem kommt also dann

49 SR 211.412.11

ein Vorkaufsrecht im Rang 1 bzw. 2 zu, wenn eine entsprechende Einflussnahmemög- lichkeit der öffentlichen Hand gegeben ist. Ob dies vorliegt, wird jeweils im Einzelfall aufgrund der konkreten Beteiligungsverhältnisse zu prüfen sein. Gestützt auf Absatz 4bis wird der Bundesrat das Nötige rund um die Vorkaufsrechte regeln können, namentlich Verfahrensfragen, welche die Handhabung der grossen Menge an potenziell Vorkaufsberechtigten erleichtern. Er wird sich, soweit sinnvoll, an die Regelung im Zivilgesetzbuch vom 10. Dezember 190750 (Grundeigentum) an- lehnen, die auch schon heute beigezogen wird. Sinnvollerweise für anwendbar erklä- ren wird er das beim Grundstückkauf geltende Prinzip, wonach kein Vorkaufsfall vor- liegt, wenn ein anderer Vorkaufsberechtigter kauft, was hier bedeuten muss, dass jeweils kein Vorkaufsrecht auflebt gegenüber Käufern im gleichen oder einem vorde- ren Rang. Dies ermöglicht es einerseits Kantonen und Gemeinden besser, ohne «Stö- rung» durch Vorkaufsberechtigte zu kaufen. Das ist gerade für Gemeinden, für die der Kauf grösserer Aktienpakete oft nicht möglich ist, wesentlich attraktiver als ein Vor- kaufsrecht, denn so können sie selbst über Grösse des Aktienpakets und Preis verhan- deln und müssen nicht, wie im Vorkaufsfall, die Konditionen des ursprünglichen Ge- schäfts übernehmen. Andererseits erlaubt dieser Grundsatz den Gemeinwesen, das Vorkaufsrecht gegenüber EVU geltend zu machen, was die Swissness der Swissgrid potenziell steigert, ebenso wie deren Entflechtung von der Strombranche. Eine weitere vom Bundesrat zu klärende Frage ist (Bst. c), was passiert, wenn mehrere Berechtigte ihr Vorkaufsrecht gleichzeitig ausüben. Er kann dies sogar zu einer Frage erklären, die in den Statuten zu regeln ist. In der Sache wird sinnvollerweise Raum für Verhandlungen gelassen. Ansonsten soll der Verkäufer frei entscheiden können, ob er das Paket aufteilen oder als Ganzes einem einzelnen Käufer überlassen will. Gestützt auf Buchstabe a kann der Bundesrat den Vorkaufsfall wegdefinieren für den Kauf durch Organisationen, die zwar nicht die erforderlichen Beteiligungsverhältnisse bzw. die erforderliche öffentliche Einflussnahmemöglichkeit aufweisen, um als „Kan- ton“ oder „Gemeinde“ gelten zu können (die also auch kein Vorkaufsrecht haben sol- len), die aber doch eine gewisse Nähe zur öffentlichen Hand aufweisen. Solchen Ge-

bilden kann der Bundesrat auf diesem Weg immerhin den störungsfreien Kauf von Swissgrid-Aktien ermöglichen, sofern ein Einstieg bei der Swissgrid politisch ge- wünscht ist. Zu denken ist zum Beispiel an öffentliche Pensionskassen, die zwar au- tonom sein müssen, aber gleichwohl klarerweise zur staatlichen Sphäre gehören. Auch für gewisse interne Aktienübertragungen kann dies sinnvoll sein. Bei EVU steht dies indes in einem gewissen Widerspruch zum Gedanken, ihre Position (mindestens gegenüber den Kantonen und Gemeineden) eher nicht zu stärken. Zu regeln sind schliesslich (Einleitungssatz) die Publikation (z.B. im Schweizerischen Handelsamtsblatt) und die Fristen, einschliesslich der Frage, ob diese für alle Berech- tigten gleichzeitig zu laufen beginnen. Denkbar sind dabei auch Sonderregeln z.B. für Gemeinwesen, für die die Fristen zu kurz sind, da der Entscheid über die Wahrneh- mung ihres Rechts durch politische Gremien zu erfolgen hat. Die Regelung der Vorkaufsrechte – als ein zwischen der AG und ihren (potenziellen) Aktionären spielendes Instrument – ist privatrechtlicher Natur. Entscheide über seine

50 SR 210

Anwendung unterliegen dementsprechend der Zivilgerichtsbarkeit. Die ElCom könnte höchstens zum Zuge kommen, wenn sich im Zusammenhang mit Vorkaufs- rechten auch öffentlich-rechtliche Fragen (solche aus dem StromVG) stellen. Mit der Ergänzung von Absatz 6 wird klargestellt, dass die Swissgrid an sogenannten ÜNB/ÜNB-Modellen teilnehmen darf. Aus der Funktionsweise von solchen Model- len (vgl. dazu oben, Ziff. 1.3.6) ergibt sich, dass die Swissgrid nicht als eigentliche Anbieterin von Systemdienstleistungen auftritt, sondern dass sich ihre Rolle auf die- jenige einer Vermittlerin beschränkt. Dem geltenden Wortlaut lässt sich nicht mit der gewünschten Klarheit entnehmen, ob die Swissgrid Systemdienstleistungen im Rah- men eines ÜNB/ÜNB-Modells an ausländische Übertragungsnetzbetreiber vermitteln kann. Klar ist, dass sie das Übertragungsnetz betreiben und es als eine Regelzone füh- ren muss (Art. 20 Abs. 2 Bst. a). Klar ist weiter, dass dazu die Bereitstellung von Sys- temdienstleistungen (betriebs-) notwendig ist (Art. 18 Abs. 6 Satz 2), wobei bereits heute die Verordnung konkretisierend klärt, dass die grenzüberschreitende Beschaf- fung von Regelenergie zulässig ist (Art. 26 Abs. 2 StromVV). Neu wird nun explizit geklärt, dass das ganze System einer regelzonenübergreifenden Beschaffung von Sys- temdienstleistungen gemeinsam mit ausländischen Übertragungsnetzbetreibern mit allen dafür nötigen Handlungen zulässig ist. Dazu gehört namentlich auch die in die- sem Kontext getätigte Vermittlung von Systemdienstleistungen an ausländische Über- tragungsnetzbetreiber. Mit der Klarstellung wird der Swissgrid nicht etwa eine Be- schaffung von Systemdienstleistungen mittels ÜNB/ÜNB-Modell vorgeschrieben. Sie kann weiterhin auch direkt geeignete Gebote von ausländischen Anbietern berück- sichtigen. ÜNB/ÜNB-Modelle führen zu einer erhöhten Liquidität im Systemdienst- leistungsmarkt, wodurch die Beschaffungskosten gesenkt werden können. Dies dient dem effizienten Netzbetrieb. Kosten, die im Zusammenhang mit der regelzonenüber- greifenden Beschaffung von Systemdienstleistungen gemeinsam mit ausländischen Übertragungsnetzbetreibern entstehen, sind als Betriebskosten im Sinne von Arti- kel 15 Absatz 2 zu qualifizieren. Daraus ergibt sich einerseits, dass sie nach Massgabe von Artikel 15 Absatz 1 anrechenbar sind und andererseits, dass die Swissgrid mit

dieser Vermittlungstätigkeit keinen Gewinn erzielen darf (vgl. Erläuterungen zu Ar- tikel 15). Die Änderung in Absatz 7 dient dazu, die Swissgrid, im Interesse ihrer Unabhängig- keit, besser von der Branche zu entflechten. Dies ist insbesondere vor dem Hinter- grund der Rolle der Swissgrid, welche dieser im Zusammenhang mit der Speicherre- serve zukommt, von Bedeutung.

Art. 19b Suspendierung der Stimmrechte bei der nationalen Netzgesellschaft Absatz 1: Artikel 18 Absatz 3 schreibt vor, dass eine Swissgrid-Mehrheit Kantonen und Gemeinden gehören muss (Kapital, Stimmrechte), direkt oder indirekt. V.a. für den Anteil dieser Mehrheit, der indirekt gehalten wird, fehlte es bisher an einem Si- cherungsmittel. Dieses wird mit Artikel 19b geschaffen. Die erwähnte materielle Vor- gabe bezieht sich auf das Total der Swissgrid-Aktien. Um die Einhaltung dieser Vor- gabe zu prüfen, braucht es jedoch ein Kriterium, das sich auf den einzelnen Aktionär bezieht. Das gewählte Kriterium der Beherrschung ist jedoch nur für die Prüfung der Gesamtmehrheitsvorgabe relevant (Abs. 2) und bildet keine neue materielle Vorgabe.

Keine Erklärung (inkl. Belege bzw. Nachweise) müssen die Kantone und Gemeinden, die selbst direkt Aktionäre sind, abgeben. Hier versteht sich die «Swissness» von selbst. Bei den weiteren Fällen, die der Bundesrat vorsehen kann, denkt man zu aller- erst an den Bund, sofern er auch einmal Aktionär der Swissgrid werden sollte. «Staat- lich» will also alle drei Staatsebenen erfassen. «Beherrschung» bedeutet Möglichkeit zur Einflussnahme, und zwar massgeblich, was nötigenfalls auf tieferer Stufe noch präzisiert werden kann. Die Beherrschung wird sich demnach in einer Beteiligungs- kette weit vorne manifestieren müssen, die Analyse komplexerer Beteiligungsketten bis ins letzte Glied wird also kaum nötig sein (und wäre auch nicht verhältnismässig). Die Erklärung bzw. die Nachweise müssen jeweils im Vorfeld zu einer Generalver- sammlung beigebracht werden. Bei Aktionären, die schon länger nicht kantonal oder kommunal beherrscht sind, wäre es jedoch ein aufwändiger Leerlauf, wenn sie den negativen Bescheid immer wieder aufs Neue bestätigen müssten. Hier braucht es eine auf die Konstellation angepasste Lösung, wofür sich die Statuten eignen dürften. Absatz 2 beschreibt den Prüfschritt, der folgt, wenn die Resultate nach Absatz 1 vor- liegen. Bei Aktionären, die nicht selber Kantone oder Gemeinden sind, wendet die Swissgrid also das «Beherrschungs»-Kriterium an. Die erforderliche gesamte Mehr- heit (Art. 18 Abs. 3) kann aus einer Mischform bestehen, z.B. aus 20 Prozent direkter und 35 Prozent indirekter (kantonaler oder kommunaler) Mehrheit. Sind die erforderlichen Mehrheiten nicht gegeben, so werden jeweils im Hinblick auf eine Generalversammlung (GV) bei jenen Aktionären, die nicht dargetan haben, dass sie die nötigen Mehrheitsverhältnisse aufweisen, die Stimmrechte partiell suspendiert (Abs. 3). Von der Suspendierung betroffen sind nicht nur Aktionäre, die nachweislich nicht kantonal respektive kommunal beherrscht sind, sondern alle, die keinen oder einen ungenügenden Nachweis der «Swissness» erbracht haben (sofern sie von der Nachweispflicht nicht ausgenommen sind). Das Gleichbehandlungs- und das Verhält- nismässigkeitsgebot erfordern, dass die Suspendierung bei allen Aktionären proporti- onal im gleichen Umfang erfolgt und zudem nur soweit und solange es nötig ist zum Wiedererreichen der verlangten Stimmenmehrheit. Was die «Suspendierung propor-

tional zum Aktienanteil des Aktionärs» bedeutet, sieht man am folgenden Zahlenbei- spiel: Die Swissgrid hat 5 Aktionäre, wovon 2 nicht «schweizerisch» sind, nämlich A mit einem Anteil von 40 Prozent und B mit einem solchen von 20 Prozent. Es müssen nun aber erstens nicht diese ganzen 60 Prozent, die nicht «schweizerisch» sind, sus- pendiert werden, sondern nur 10 Prozent (+ je 1 Stimme bei A und B), und dies, zwei- tens, im Verhältnis 2:1 zulasten von A (entspricht der Aktienverteilung zwischen A und B). Suspendiert werden nur die Stimmrechte selbst, nicht jedoch die direkt damit zusammenhängenden Rechte (Antrags-, Traktandierungs- und Einsichtsrecht). Eben- sowenig werden andere Aktionärsrechte tangiert, wie das Recht auf Dividende oder z.B. das Bezugsrecht, denn die vorgeschlagene Regelung ist ausschliesslich darauf gerichtet, die negativen Folgen von nicht-gesetzeskonformen Beteiligungsverhältnis- sen zu beseitigen. Sie soll dagegen nicht in die Beteiligungsverhältnisse an sich ein- greifen. Zu betonen ist weiter, dass es an der Swissgrid selbst sein wird, diese Vorga- ben im Rahmen von Gesetz und Verordnung umzusetzen. Ihr soll ein entsprechender Spielraum verbleiben. Sie wird allenfalls auch ergänzende statutarische Regelungen erlassen, z.B. darüber, wie die erforderlichen Nachweise zu erbringen sind und wie genau die Suspendierung zu erfolgen hat (z.B. bis auf Weiteres oder immer wieder

neu). Für die Beurteilung allfälliger Streitfälle über die Suspendierung werden die Zi- vilgerichte zuständig sein. Wer z.B. findet, seine Stimmrechte seien zu Unrecht sus- pendiert worden, ficht beim Zivilgericht den entsprechenden GV-Beschluss an (Art. 706 OR). Die ElCom kann dann tätig werden, wenn sie z.B. feststellt, dass die Swissgrid die Regelung von Artikel 19b gar nicht oder systemisch falsch umsetzt.

Art. 20 Abs. 2 Bst. b und c sowie Abs. 3 In Absatz 2 Buchstabe b Satz 2 wird kein bestimmter Akteur mehr erwähnt, weil nicht massgebend ist, wer Systemdienstleistungen anbietet, sondern ob die Präqualifikati- onsbedingungen der Swissgrid erfüllt werden (vgl. Erläuterungen zu Art. 4 Abs. 1 Bst. e). Mit der Änderung wird zudem klargestellt, dass die Swissgrid nicht nur Re- gelenergie in marktorientierten, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren beschaffen muss, sondern alle Systemdienstleistungen, die sie nicht selbst erbringt. Auch dieser Aspekt wird – basierend auf einer Verordnungsbestimmung (Art. 22 Abs. 1 StromVV) – bereits heute so gelebt. Mit der Änderung in Satz 3 wird die Swiss- grid verpflichtet, bei der Beschaffung von Systemdienstleistungen Anlagen, mit de- nen Elektrizität verbraucht wird, ohne dass eine Nutzung oder Zwischenspeicherung für eine spätere Nutzung dieser Elektrizität erfolgt, nicht oder nur noch eingeschränkt (z.B. bei Liquiditätsengpässen auf dem Systemdienstleistungsmarkt) zu berücksichti- gen. Als Beispiel kann eine Anlage erwähnt werden, mit welcher der Swissgrid nega- tive Regelenergie angeboten wird, indem die ausgespeiste Elektrizität in Wärme um- gewandelt und diese Wärme ohne weitere Nutzung in die Umwelt abgegeben wird. Eine solche reine «Vernichtung» von Elektrizität ist mit dem Ziel der Energiestrategie 2050 einer effizienten Energienutzung nicht vereinbar und hat das Potential, Flexibi- litäten, bei denen die ausgespeiste Elektrizität tatsächlich genutzt oder zwecks späterer Nutzung zwischengespeichert wird, zu behindern. Solche Anlagen sind bei der Be- schaffung von verbrauchsseitigen Systemdienstleistungen in letzter Priorität zu be- rücksichtigen. Der Fall einer Gefährdung des sicheren Übertragungsnetzbetriebs wird weiterhin im Aufgabenkatalog der Swissgrid in Absatz 2 Buchstabe c erwähnt. Die eigentliche ma- terielle Regelung findet sich neu in Artikel 20a. Aus Gründen der Einheitlichkeit wird mit Blick auf Artikel 8 auch an dieser Stelle statt vom stabilen Netzbetrieb vom si- cheren Netzbetrieb gesprochen. Eine materielle Änderung erfolgt dadurch nicht. Nach dem bisherigen Absatz 3 war der Bundesrat befugt, die Swissgrid zu verpflich- ten, für den Abruf von Regelenergie vorrangig Elektrizität aus erneuerbarer Energie, insbesondere aus Wasserkraft, einzusetzen. Abgesehen von Schwierigkeiten in der

Umsetzung kann ein solcher Vorrang die Effizienz des Regelenergiemarktes vermin- dern, der auf eine möglichst hohe Liquidität angewiesen ist. Es erstaunt daher nicht, dass auch die Nachbarstaaten der Schweiz für den Bereich der Regelenergiebeschaf- fung keine Vorränge kennen. Absatz 3 wird deshalb aufgehoben. Die Swissgrid soll die benötigte Regelenergie technologieneutral beschaffen.

Art. 20a Massnahmen bei Gefährdung des sicheren Übertragungsnetzbetriebs In Artikel 8 Absatz 1 Buchstabe a und Absatz 1bis finden sich die allgemeinen, für alle Netzbetreiber geltenden Vorgaben zum sicheren Netzbetrieb (vgl. Erläuterungen zu

Art. 8 Abs. 1bis). Der Spezialfall einer Gefährdung des sicheren Übertragungsnetzbe- triebs wird in Artikel 20a einer spezifischen Regelung zugeführt. Geregelt werden Fallkonstellationen, bei denen die Swissgrid auf die Mitwirkung von weiteren Akteu- ren angewiesen ist. Soweit sie die notwendigen Massnahmen autonom treffen kann, ergibt sich das Recht und die Pflicht dazu bereits aus Artikel 8 Absatz 1 Buchstabe a. Mit der neuen Bestimmung wird das geltende Konzept, welches zwischen Vereinba- rungen und Anordnungen der Swissgrid unterscheidet (vgl. geltender Art. 20 Abs. 2 Bst. c sowie Art. 5 StromVV), weiter geschärft und entsprechend seiner zentralen praktischen Bedeutung auf Stufe Gesetz eingehender geregelt. In Absatz 1 wird der Regelfall im Zusammenhang mit Gefährdungen des sicheren Übertragungsnetzbetriebs geregelt. Die Swissgrid ist verpflichtet, die zur Vermeidung oder Beseitigung einer solchen Gefährdung notwendigen Massnahmen vertraglich vorzubereiten. Als Beispiele für solche Massnahmen können automatische oder ma- nuelle Lastabwürfe erwähnt werden, mit welchen im Notfall ein Netzzusammenbruch verhindert werden kann. Je nach Massnahme kann ein beachtlicher Aufwand anfallen, damit sie im Ernstfall zeitnah ausgelöst werden kann. Daher ist vorausschauendes Handeln zentral. Mit präventiven Massnahmen («Vermeidung») soll der Eintritt einer Gefährdung verhindert werden. Damit sind Massnahmen gemeint, die dann ausgelöst werden, wenn sich die Gefährdung bereits konkret abzeichnet. Massnahmen im Zu- sammenhang mit dem Normalbetrieb sind im Gegensatz zu Artikel 8 Absatz 1bis folg- lich nicht erfasst. Je nach benötigter Reaktionszeit kann es notwendig sein, dass die Swissgrid einen direkten Zugriff z.B. auf Netzelemente anderer Netzebenen oder Er- zeuger bzw. Lasten erhält. Im Unterschied zur für alle Netzbetreiber geltenden Vor- gabe von Artikel 8 Absatz 1bis kann die Swissgrid bei Massnahmen nach diesem Ar- tikel nicht nur an ihr Netz angeschlossene Akteure zur Unterstützung beiziehen, sondern sie kann grundsätzlich mit allen Akteuren, die in der Schweiz direkt oder indirekt an ein Elektrizitätsnetz angeschlossen sind (einschliesslich Verteilnetzbetrei- bern) solche Vereinbarungen abschliessen. Der weite Kreis der zur Unterstützung Verpflichteten bedeutet indes keinesfalls, dass die Swissgrid z.B. flächendeckend mit

Endverbrauchern auf tieferen Netzebenen Vereinbarungen abschliessen müsste, damit im Notfall regional Netzlast abgeworfen werden kann. Vielmehr dürften sich Verein- barungen mit Verteilnetzbetreibern anbieten, in denen diese verpflichtet werden, im Gefährdungsfall Lasten in ihrem Netz abzuwerfen bzw. sicherzustellen, dass Verteil- netzbetreiber auf tieferen Netzebenen solche Abwürfe vornehmen. Die betreffenden Verteilnetzbetreiber müssten sodann untereinander und im Verhältnis zu ihren jewei- ligen Endverbrauchern vertraglich sicherstellen, dass sie zu den nötigen Handlungen berechtigt sind. Je nachdem, ob die vereinbarte Massnahme eines direkten Zugriffs der Swissgrid auf den Vertragspartner bedarf oder nicht, wird die Swissgrid die Mas- snahme im Gefährdungsfall selbst treffen oder deren Ergreifung beim betreffenden Vertragspartner veranlassen müssen. Mit der Vorgabe, dass die notwendigen Mass- nahmen auf einheitliche Weise zu vereinbaren sind, wird die Anwendung einheitlicher Massstäbe vorgeschrieben. Raum für Einzelfallregelungen besteht trotzdem, bei- spielsweise um an einer besonders neuralgischen Stelle die notwendigen, spezifischen Vorkehrungen zu treffen. Können sich die Parteien nicht auf einen Vertrag einigen, kann die ElCom angerufen werden. Sie kann die Parteien zum Abschluss einer Ver- einbarung verpflichten und Vorgaben zum notwendigen Mindestinhalt machen (vgl.

Art. 22 Abs. 2 Bst. e Ziff. 1). Die ElCom kann insbesondere festlegen, ob ein direkter Zugriff zu gewähren ist oder nicht. In Absatz 2 wird der Ausnahmefall im Zusammenhang mit Gefährdungen des sicheren Übertragungsnetzbetriebs geregelt. Liegt eine Gefährdung vor und sind die notwen- digen Massnahmen entgegen der Vorgabe von Absatz 1 vorgängig nicht vereinbart worden, so kann und muss die Swissgrid diese Massnahmen ausnahmsweise anord- nen. Mögliche Adressaten von Anordnungen sind konsequenterweise die in Absatz 1 erwähnten Akteure. Voraussetzung für solche einseitigen Anordnungen ist aber, dass die Gefährdung des sicheren Übertragungsnetzbetriebs qualifizierter Natur ist (unmit- telbar und erheblich). Indem Anordnungen der ElCom anschliessend umgehend ge- meldet werden müssen, wird die Basis für eine allfällige Überprüfung gelegt. So könnte namentlich die Einhaltung der stromversorgungsrechtlichen Pflichten zum Netzbetrieb oder die Anrechenbarkeit von Kosten nach Massgabe von Artikel 15 überprüft werden. In Absatz 3 wird die Swissgrid ausdrücklich ermächtigt und verpflichtet, Ersatzmass- nahmen zu treffen. Da eine Gefährdung des sicheren Übertragungsnetzbetriebs gleichzeitig bedeutet, dass das gesamte Elektrizitätssystem gefährdet ist, muss umge- hend reagiert werden können. Daher müssen keine weiteren Voraussetzungen erfüllt sein als dass vereinbarte oder angeordnete Massnahmen von den betreffenden Akteu- ren nicht ergriffen werden. Bezüglich Kosten von Ersatzmassnahmen sind die Swiss- grid und allfällige von den Ersatzmassnahmen betroffene Dritte so zu stellen, als hät- ten die Säumigen ihre vertraglichen oder angeordneten Pflichten erfüllt. Allfällige Mehrkosten bzw. Kostenpositionen, die der Swissgrid und den von den Ersatzmass- nahmen Betroffenen nicht entstanden wären, falls die ursprünglich vereinbarten oder angeordneten Massnahmen ergriffen worden wären, haben ihnen die Säumigen zu er- setzen. Weil die Massnahmen, mit denen die Swissgrid Gefährdungen des sicheren Übertra- gungsnetzbetriebs vermeidet oder beseitigt, eine grosse Tragweite aufweisen (Gefähr- dung des Gesamtsystems), sollen gemäss Absatz 4 im Sinne eines Grundsatzes auch deren Kosten auf alle Nutzer dieses Systems verteilt werden. Damit Netzkosten unter allen Endverbrauchern schweizweit sozialisiert werden können, müssen sie in einem

ersten Schritt dem Übertragungsnetz zugerechnet werden. Soweit die Anrechenbar- keit gemäss Artikel 15 gegeben ist, werden sie sodann in einem zweiten Schritt mittels der sogenannten Kostenwälzung (Art. 15 f. StromVV) auf die Endverbraucher aller Netzebenen verteilt. In der Praxis kann eine Zurechnung von Kosten zum Übertra- gungsnetz bedeuten, dass die Swissgrid betroffenen Akteuren Kosten ersetzt. Zu den- ken ist beispielsweise an Kosten, die einem Verteilnetzbetreiber bei der vorbereiten- den technischen Implementierung einer Massnahme der Swissgrid entstehen. Durch solche Zahlungen können Kosten auf Stufe Übertragungsnetz verschoben werden. Zu den Kosten von Massnahmen, mit denen die Swissgrid Gefährdungen des sicheren Übertragungsnetzbetriebs vermeidet oder beseitigt gehören die Kosten der Vorberei- tung sowie die Kosten, die im Zusammenhang mit der Durchführung einer solchen Massnahme anfallen. So erfordert beispielsweise ein gezielter manueller Lastabwurf umfangreiche Vorbereitungen, damit im Notfall ein rascher und effizienter Einsatz möglich ist (insb. technische Implementierung und vertragliche Absicherung der Mas- snahme). Die Kosten der Durchführung sind bei einem entsprechend vorbereiteten

manuellen Lastabwurf überschaubar: hat sich die Swissgrid bzw. der umsetzende Netzbetreiber vertraglich das Recht einräumen lassen, in einer solchen Gefährdungs- situation die betreffende Last abzuwerfen, gehören insbesondere die bei betroffenen Endverbrauchern allfällig entstandenen Schäden nicht zu den Kosten der Durchfüh- rung, zumal eine Einwilligung für die Abschaltung vorliegt. Solche Bestimmungen finden sich bereits heue in den relevanten Verträgen (vgl. Branchenempfehlung Strommarkt Schweiz, Musterverträge 2013). Dies ist denn auch folgerichtig, da kein Anspruch auf ein völlig störungsfreies Netz besteht. Das Netz muss nicht nur sicher und leistungsfähig, sondern auch effizient sein (Art. 8 Abs. 1 Bst. a). Wer in beson- derem Masse auf eine ununterbrochene, störungsfreie Stromversorgung angewiesen ist, hat zudem geeignete Vorkehrungen zu treffen (z.B. Notstromaggregat in einem Spital). Eine allfällig vereinbarte Vergütung für die Einräumung des Rechts zur Ab- schaltung ist hingegen als Kostenposition im Zusammenhang mit der Vorbereitung bzw. Durchführung der Massnahme zu verstehen. Von vornherein nicht von Absatz 4 erfasst sind mangels Konnex zu einer Massnahme der Swissgrid insbesondere Kosten, die im Zusammenhang mit einem Netzzusammenbruch aufgrund höherer Gewalt an- fallen. In solchen Fällen gelten die allgemeinen haftungsrechtlichen Bestimmungen sowie allfällige diesbezügliche vertragliche Regelungen. In Satz 2 wird dem Bundes- rat schliesslich eine Kompetenz verliehen, Ausnahmen vom Grundsatz der Kostenzu- ordnung zum Übertragungsnetz vorzusehen. Zu denken ist namentlich an eine Aus- nahmeregel für Einzelfälle, in denen es stossend wäre, wenn im Ergebnis die Allgemeinheit gewisse Kosten tragen müsste.

Die Marktöffnung – aber auch die Einführung diverser weiterer Massnahmen – hat Einfluss auf die Kompetenzen der ElCom (Änderung der Kompetenzen im Bereich der Tarife sowie Anfallen zusätzlicher spezifischer Aufgaben). Diese Neuerungen sind in Absatz 2 abgebildet. Die Änderung wurde gleichsam zum Anlass für eine ein- fachere und präzisere Formulierung der Buchstaben a und b genommen. Während sich Buchstabe a der besseren Übersicht halber ausschliesslich auf die Kompetenzor- dnung im Bereich des Netzzugangs und der Netznutzungsbedingungen beschränkt, beschäftigt sich Buchstabe b einzig mit der Überprüfung der Elektrizitäts-, Netznut- zungs- und Messtarife und dem gestützt darauf errechneten Entgelt. Selbstredend schliesst Letzteres auch die Befugnis zur Überprüfung der Anrechenbarkeit der gel- tend gemachten Kosten mit ein. Abgesehen von der separaten Anlastung der Mess- kosten und der entsprechenden Prüfkompetenz zieht die Umformulierung keine ma- teriellen Änderungen nach sich. Dass die ElCom ihre Kompetenzen sowohl von Amtes wegen als auch im Streitfall zwischen zwei Parteien ausüben kann bzw. muss, ergibt sich nunmehr aus dem Einleitungssatz – dies auch mit Wirkung für alle folgen- den Buchstaben der Aufzählung. Die Pflicht zum Entscheid eines Streitfalls dient der Gewährleistung der Rechtsweggarantie (Art. 29a der Bundesverfassung [BV]51): Die Rechtsunterworfenen haben gegenüber der ElCom Anspruch auf Erlass einer Verfü-

51 SR 101 52 Urteile des Bundesgerichts 2C_681/2015 und 2C_682/2015 vom 20. Juli 2016, Ziff. 3.6.5

In Buchstabe c erhält die ElCom die Kompetenz, bei missbräuchlichen Bedingungen in der Ersatzversorgung einzuschreiten. Zwar unterliegt die Ersatzversorgung keiner staatlichen Preisordnung, doch findet die Preisbildung nicht marktwirtschaftlich durch Angebot und Nachfrage statt. Aufgrund ihrer Monopolstellung haben es die Verteil- netzbetreiber vielmehr in der Hand, die Konditionen einseitig festzulegen. An sich läge die gebotene Intervention an der Wettbewerbskommission (vgl. Art. 7 Abs. 2 Bst. c des Kartellgesetzes vom 6. Oktober 199553 [KG]). Aufgrund ihrer spezifischen Expertise drängt sich indes eine alleinige Zuständigkeit der ElCom auf. In Anbetracht des Ausnahmecharakters der Ersatzversorgung und des Fehlens einer eigentlichen Preisordnung hat sie jedoch keine flächendeckende Prüfung vorzunehmen, sondern nur dann einzuschreiten, wenn es Anzeichen für tatsächlich missbräuchliche Bedin- gungen gibt (sei es auf Anzeige hin oder von Amtes wegen). Nach Buchstabe d fallen der ElCom auch gewisse Aufgaben bei der Flexibilität zu. Bei den «garantierten Nutzungen» hat sie eine quasi allgemeine Zuständigkeit, wie sie sie sonst als Regulator auch hat. Bei den Vergütungen für die netzdienliche Flexi- bilitätsnutzung hat sie eine Missbrauchsaufsicht. In Buchstabe e werden zwei spezifische Zuständigkeiten der ElCom im Zusammen- hang mit Massnahmen bei Gefährdung des sicheren Übertragungsnetzbetriebs nor- miert. Einerseits kann sie gemäss Ziffer 1 die Parteien zum Abschluss einer Verein- barung verpflichten (vgl. Erläuterungen zu Art. 20a Abs. 1). Sie kann eine solche Verpflichtung mit der Strafandrohung gemäss Artikel 29 Absatz 1 Buchstabe g ver- knüpfen, wonach mit Busse bis zu 100 000 Franken bestraft wird, wer vorsätzlich gegen eine unter Hinweis auf die Strafandrohung dieses Artikels an ihn gerichtete Verfügung verstösst. Andererseits kann die ElCom gemäss Ziffer 2 Anordnungen der Swissgrid sowie bei Nichtbefolgung solcher Anordnungen von ihr getroffene Ersatz- massnahmen überprüfen. Die Kompetenz in Ziffer 2 ist auf den Themenbereich der Anordnungen beschränkt, da Fragen der Einhaltung bzw. Verletzung vertraglicher Rechte und Pflichten sowie deren Durchsetzung grundsätzlich in die Kompetenz der Zivilgerichte fallen. Dasselbe gilt für Ersatzmassnahmen, welche die Swissgrid trifft,

falls eine vertraglich vorgesehene Massnahme nicht ergriffen wird bzw. nicht ergrif- fen werden kann (vgl. Art. 20a Abs. 3): In solchen Fallkonstellationen werden primär vertragliche Rechte und Pflichten auszulegen sein, z.B. ob die Voraussetzungen für die Ergreifung der vorgesehenen Massnahme erfüllt waren oder nicht. Es ist aber fest- zuhalten, dass die ElCom sehr wohl Entscheide mit unmittelbarer Auswirkung auf Vereinbarungen fällen kann. So könnte sie etwa gestützt auf Artikel 22 Absatz 1 über- prüfen, ob die in einer Vereinbarung geregelten Massnahmen geeignet sind, um einer Gefährdung des sicheren Übertragungsnetzbetriebs zu begegnen (Art. 20 Abs. 2 Bst. c). Buchstabe f: Für die Administrierung der neuen Speicherreserve (Art. 8a Abs. 3 f.) ist – im Rahmen der Eckwertfestlegungen durch die ElCom – die Swissgrid zuständig. Die Zusammenarbeit zwischen ihr und den Reserveteilnehmern sowie ihre Interven- tionen geschehen auf vertraglicher Basis (die Swissgrid schliesst beim Zuschlag eine Vereinbarung). Sollte eine hoheitliche, behördliche Intervention nötig werden, so soll

53 SR 251

dies die ElCom tun. Die Swissgrid kann der ElCom Antrag stellen, gewisse Anord- nungen zu treffen. Die ElCom kann aber auch von sich aus agieren.

Art. 22a Veröffentlichung von Qualitäts- und Effizienzvergleichen Mit Artikel 22a wird die Sunshine-Regulierung als ergänzendes Instrument zur etab- lierten Cost-Plus-Regulierung im Netzbereich bzw. zur Überprüfung der Elektrizitäts- tarife in der Grundversorgung eingeführt. Die Bestimmung regelt ausschliesslich die Sunshine-Regulierung. Allfällige weitere Vergleiche der ElCom, die in einem ande- ren Kontext erfolgen, bleiben von Artikel 22a unberührt. In Absatz 1 werden die Hauptelemente der Sunshine-Regulierung festgelegt. So wird in genereller Weise der Bereich abgesteckt, in welchem die ElCom Verteilnetzbetrei- ber vergleichen kann, nämlich innerhalb ihres Zuständigkeitsbereichs gemäss Arti- kel 22 Absätze 1 und 2. Der Sunshine-Regulierung nicht zugänglich sind die in Arti- kel 22 Absätze 3 und 4 geregelten Bereiche, in welchen der ElCom spezifische Beobachtungs- und Überwachungskompetenzen zukommen. Die genannten Ziele der Sunshine-Regulierung dienen als Leitlinien für die Umsetzung dieses neuen Instru- ments. Sie sind namentlich bei der Wahl von geeigneten Vergleichsgrössen und bei der Veröffentlichung der Ergebnisse zu berücksichtigen. Um aussagekräftige Ergeb- nisse erzielen zu können, kann die ElCom bei den Vergleichen Elemente berücksich- tigen, die nicht in den Regulierungsbereich gemäss Artikel 22 Absätze 1 und 2 fallen, solange die Vergleichsgrösse selbst dieses Kriterium erfüllt. Sie könnte etwa bei ei- nem Tarifvergleich berücksichtigen, dass gewisse Verteilnetzbetreiber von der Steu- erpflicht befreit sind, da dies zu vergleichsweise tieferen Tarifen führt. Damit das Ziel der Verbesserung der Transparenz für die Endverbraucher erreicht werden kann, sollte es einem Endverbraucher möglich sein, sich ein Bild über seinen Netzbetreiber im Vergleich mit anderen Netzbetreibern machen zu können. Deshalb kann die ElCom die Ergebnisse so veröffentlichen, dass sich die Ergebnisse der einzelnen Verteilnetz- betreiber abrufen lassen. Aus datenschutzrechtlicher Perspektive wird die ElCom er- mächtigt, Personendaten im Sinne von Artikel 19 Absatz 3 DSG durch ein Abrufver- fahren zugänglich zu machen. Um die Vergleichbarkeit der Ergebnisse zu gewährleisten, kann es angezeigt sein, die Verteilnetzbetreiber anhand sachgerechter Kriterien in Gruppen einzuteilen (z.B. Topografie, Siedlungsdichte, Energiedichte in

MWh pro Leitungskilometer). Bei gewissen Vergleichen kann es zudem geboten sein, nur bestimmte Verteilnetzbetreiber zu berücksichtigen, etwa wenn sich bei kleinen Verteilnetzbetreibern nicht aussagekräftige Extremwerte ergeben würden. In Absatz 2 werden die Bereiche aufgezählt, in denen die ElCom die Verteilnetzbe- treiber vergleicht. Die Aufzählung ist zwar nicht abschliessend, soll Inhalt und Um- fang der Sunshine-Regulierung aber weitestgehend wiedergeben. Der ElCom kommt ein beachtlicher Spielraum zu, da die Bereiche weit gefasst sind und lediglich pro Buchstabe und nicht etwa pro Unterposition ein Vergleich angestellt werden muss. Innerhalb der einzelnen Bereiche sind nicht nur Vergleiche anhand von einzelnen, konkreten Vergleichsgrössen denkbar, sondern es könnten auch mehrere Vergleichs- grössen zusammengefasst werden und als Ergebnis beispielsweise eine Art Gesamt- effizienz in einem Bereich ausgewiesen werden. Bei der Auswahl der Bereiche wurde berücksichtigt, dass die Sunshine-Regulierung mit überschaubarem Zusatzaufwand

für die betroffenen Unternehmen verbunden sein soll. Die Vergleiche sollen möglichst anhand von Grössen erfolgen, für welche die ElCom bereits über die benötigten Daten verfügt. Nichtsdestotrotz hat die ElCom die Möglichkeit, gestützt auf Artikel 25 Ab- satz 1 bei den Verteilnetzbetreibern bzw. den Eigentümern der Verteilnetze zusätzli- che Daten für die Sunshine-Regulierung zu beschaffen. Im Bereich der Versorgungsqualität gemäss Buchstabe a können die Verteilnetzbe- treiber etwa hinsichtlich Dauer oder Häufigkeit von Versorgungsunterbrechungen verglichen werden. Im von Buchstabe b erfassten Netzbereich sind beispielsweise Vergleiche anhand der Netzkosten pro Kilometer Leitung denkbar. Bei den Elektrizi- tätstarifen gemäss Buchstabe c kann die ElCom sowohl Vergleiche hinsichtlich des Standardprodukts als auch zu weiteren Produkten in der Grundversorgung anstellen. Unter Buchstabe d könnten etwa Vergleiche zur Anzahl der angebotenen Elektrizi- tätsprodukte unterschiedlicher ökologischer Qualität in der Grundversorgung und de- ren Kombinationsmöglichkeit gemacht werden oder zur Art der Information der End- verbraucher bei geplanten Unterbrüchen. Buchstabe g zielt primär auf Veröffentlichungs- und Bekanntgabepflichten der Verteilnetzbetreiber gegenüber den Endverbrauchern und weiteren Marktakteuren ab, vorab auf die zeitgerechte und kor- rekte Veröffentlichung oder Bekanntgabe der Informationen nach Artikel 12. Grund- sätzlich denkbar sind auch Vergleiche zu Bekanntgabepflichten gegenüber der El- Com, wie die Einreichung der Jahres- und Kostenrechnung gemäss Artikel 11. In Absatz 3 wird der Grundsatz geregelt, dass die Sunshine-Regulierung im Netzbe- reich durch eine Anreizregulierung ersetzt werden soll, falls es in diesem Bereich nicht zu genügenden Effizienzsteigerungen mit entsprechenden Auswirkungen auf die Netzkosten kommt. In den übrigen Bereichen könnte die Sunshine-Regulierung grundsätzlich neben einer Anreizregulierung weitergeführt werden. Der Bundesrat trifft den Entscheid, ob eine Vorlage zur Einführung einer Anreizregulierung zu Han- den des Parlaments auszuarbeiten ist, basierend auf den Ergebnissen einer Evaluation, mit welcher das BFE die Entwicklung der Netzkosten sowie der diesbezüglichen Ef- fizienzsteigerungen unter der Sunshine-Regulierung bewertet. Eine solche Evaluation

findet regelmässig alle vier Jahre statt, damit in angemessenen Zeitabständen unter- sucht wird, ob es zu den angestrebten Verbesserungen kommt. Die Netznutzungsent- gelte müssen auf den Kosten eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzes beruhen. Die Entwicklung der Netznutzungsentgelte muss folglich aufzeigen können, dass das Effizienzziel im ausreichenden Masse erreicht wird. Dabei ist zu berücksich- tigen, dass Kosten- und Nutzenüberlegungen seitens des BFE zum Ergebnis kommen, dass bei einer eher konservativen Schätzung eine Anreizregulierung durch Effizienz- steigerungen zu einem jährlichen Wohlfahrtsgewinn von 190 bis 270 Millionen Fran- ken führen kann.54 Im Zuge der Evaluation wird es zu einer Datenweitergabe zwi- schen ElCom und BFE im Sinne von Artikel 27 Absatz 3 kommen (vgl. Erläuterungen zu Art. 27). Bei der Einführung einer Anreizregulierung fände ein Wechsel von einer ex-post- zu einer ex-ante-Regulierung statt. Dabei würden den Verteilnetzbetreibern Vorgaben für ihre Erlöse innerhalb einer Regulierungsperiode (von in der Regel vier bis fünf

54 Frontier Economics (2015), Kosten-Nutzen-Analyse der Einführung einer Anreizregulie- rung für Stromnetzbetreiber in der Schweiz.

Jahren) gemacht. Diese Vorgaben leiten sich aus in statistischen Vergleichen (Bench- marking) zu ermittelnden Effizienzwerten der Netzbetreiber ab. Dabei werden die be- einflussbaren Kosten eines Netzbetreibers mit denen eines vergleichbaren effizienten Netzbetreibers verglichen. Nicht-beeinflussbare Kosten wie insbesondere die Kosten der vorliegenden Netze sowie Steuern und Abgaben gehen nicht in den Effizienzver- gleich ein und werden über die Netznutzungsentgelte auf die Endverbraucher über- wälzt. Ermittelte ineffiziente Kosten sollen binnen einer Regulierungsperiode abgebaut wer- den. Somit wird ein Abbaupfad für die ineffizienten beeinflussbaren Kosten bestimmt, wobei die Preisentwicklung im Netzbereich berücksichtigt wird. Zudem ist der allge- meine Produktivitätsfortschritt während der Regulierungsperiode, den alle Verteil- netzbetreiber erreichen können, zu berücksichtigen. Für die nachfolgende Regulie- rungsperiode erfolgt dann wiederum ein statistischer Effizienzvergleich, so dass ein steter Verbesserungsdruck auf die beeinflussbaren Kosten entsteht. Das Grundprinzip der Anreizregulierung ist wie folgt zu sehen: Werden die Vorgaben für die Effizienzsteigerung übertroffen, kann der Netzbetreiber die Differenz bis zur berechneten Erlösobergrenze für sich behalten. In dem Umfang, in welchem die Kos- ten diese Grenze überschreiten, dürfen sie den Endverbrauchern nicht über die Netz- nutzungsentgelte in Rechnung gestellt werden. Eine Anreizregulierung beanreizt effiziente Investitionen und vermeidet insbesondere Überinvestitionen in Form eines zu kapitalintensiven Netzausbaus. Es kommt nicht zu einem Investitionsstopp oder zu Verschlechterungen bei der Netzqualität. Eine An- reizregulierung auf der Verteilnetzebene kann zusätzlich eine Qualitätsregulierung enthalten, die vor allem die Netzzuverlässigkeit finanziell beanreizt. Für kleine Netz- betreiber wäre ein vereinfachtes Modell ohne Benchmarking vorzusehen. Aufgrund der Besonderheiten und geringeren Vergleichbarkeit des Übertragungsnetzes dürfte die Swissgrid in einem vorrangig kostenbasierten Regime verbleiben.

Art. 23 Abs. 2 Das neue gesetzliche Beschwerderecht der ElCom beschränkt sich auf Fälle von Ar- tikel 23, d.h. Fälle, in denen eine ElCom-Verfügung vor Bundesverwaltungsgericht gezogen wurde (Abs. 1) und von diesem nicht gestützt wurde. In kantonalen Domänen des Strommarkts, wo es zu kantonalen Gerichtsurteilen kommen kann, gibt es kein ElCom-Beschwerderecht.

Art. 25 Abs. 1

Artikel 25 Absatz 1 ist vor allem auf Datenbeschaffungen durch ElCom und BFE zu- geschnitten. Er soll diesen Behörden den Zugang zu Daten ermöglichen, welche zur Umsetzung des Gesetzes oder dessen Vorbereitung nötig sind (vgl. Botschaft vom 3. Dezember 2004 zum StromVG55). Neben der Datenbeschaffung durch den Regu- lator zwecks Vollzug des Gesetzes sind folglich beispielsweise auch Datenbeschaf- fungen des BFE für die Weiterentwicklung des Stromversorgungsrechts erfasst. Mit

55 BBl 2005 1611, hier 1662

der vorliegenden Ergänzung ergibt sich dieser zweite Aspekt klarer aus dem Geset- zestext selbst. Eine materielle Änderung erfolgt dadurch nicht. Die Klarstellung drängt sich angesichts der neu eingeführten Datenweitergabe zwischen BFE und El- Com auf (vgl. Erläuterungen zu Art. 27 Abs. 3).

Art. 26 Abs. 1

Artikel 26 Absatz 1 steht zu Artikel 25 Absatz 1 in einem spiegelbildlichen Verhält- nis, sodass die dort vorgenommene Klarstellung hier nachvollzogen wird.

Art. 27 Datenweitergabe

Der in Absatz 3 geregelten Datenweitergabe sind alle Daten zugänglich, die beim BFE oder bei der ElCom vorhanden sind und die die anfragende Behörde für die Erfüllung ihrer Aufgaben beschaffen dürfte. Einer Weitergabe entgegenstehende Vorschriften, wie insbesondere Artikel 14 Absatz 1 des Bundesstatistikgesetzes vom 9. Oktober 199256, sind zu beachten. Von praktischer Relevanz wird Absatz 3 insbesondere bei Daten sein, die gestützt auf Artikel 25 Absatz 1 beschafft worden sind: Da sich sowohl die ElCom als auch das BFE auf Artikel 25 Absatz 1 abstützen können (vgl. Erläute- rungen zu Art. 25 Abs. 1), können sich Datenbeschaffungen dieser beiden Behörden überschneiden. Um für alle Betroffenen ineffiziente doppelte Datenbeschaffungen zu verhindern, wird in Absatz 3 die Weitergabe von für die jeweilige Aufgabenerfüllung benötigten Daten ermöglicht. In Absatz 4 wird die gesetzliche Grundlage dafür geschaffen, dass die ElCom der Swissgrid bei Gefährdungen des sicheren Übertragungsnetzbetriebs (vgl. diesbezüg- lich Erläuterungen zu Art. 20 Abs. 2 Bst. c) die notwendigen Daten weitergeben darf. In solchen Situationen muss die Swissgrid über die geeignete Datengrundlage verfü- gen, damit sie mit wirkungsvollen Massnahmen im richtigen Zeitpunkt eingreifen kann. So könnten beispielsweise zeitnahe Füllstandsdaten von Speicherseen nötig sein, um entscheiden zu können, ob das Notkonzept zur Beschaffung von Regelleis- tung und -energie eingesetzt werden muss. Die Pflicht zur vorgängigen Information der Betroffenen dient der Transparenz, eine Zustimmung zur Datenweitergabe ist nicht erforderlich. Mit Absatz 5 wird schliesslich sichergestellt, dass Daten keinesfalls für andere Zwecke, wie etwa die Beschaffung von Systemdienstleistungen, verwendet werden.

Art. 29 Abs. 1 Bst. a, d, ebis und fbis sowie Abs. 4 Absatz 1: Die im geltenden Artikel 6 Absatz 5 enthaltene Vorgabe, wonach die Ver- teilnetzbetreiber Preisvorteile, die sie bei der Elektrizitätsbeschaffung im freien Markt erzielen, anteilsmässig an die festen Endverbraucher weiterzugeben haben, entfällt im Zuge der marktnäheren Ausgestaltung der Grundversorgung (Aufgabe der Geste- hungskostenregulierung). Damit wird die in Artikel 29 Absatz 1 Buchstabe a enthal- tene Vorgabe gegenstandslos und ist entsprechend aufzuheben.

56 SR 431.01

Die Strafbestimmung des neuen Absatz 1 Buchstabe ebis trägt dazu bei, dass die bei der Verrechnungsmessung erfassten Daten vorschriftsgemäss bearbeitet und an die berechtigten Akteure weitergegeben werden (Art. 17bter. Die Strafbestimmung ist an die Verteilnetzbetreiber und alle freien Messdienstleister und Messstellenbetreiber adressiert. Zu beachten ist, dass auf die Verrechnungsmessung prinzipiell, das heisst unter Vorbehalt einer sog. unechten Konkurrenz, auch Straftatbestände Anwendung finden können, die im Messgesetz vom 17. Juni 201157, im Bundesgesetz vom 6. Ok- tober 199558 über die technischen Handelshemmnisse (THG) und im Strafgesetzbuch (StGB)59 enthalten sind (z.B. Art. 147, Art. 248, Art. 251 Ziff. 1 Abs. 1 und 2, Art. 290 StGB). Bei der neuen Speicherreserve wird auch das Erteilen falscher und unvoll- ständiger Auskünfte usw. unter Strafe gestellt, v.a. auch solche Auskünfte gegenüber der Swissgrid, die keine Behörde ist. Die Auskunfts-, Angabe- und Zutrittsgewäh- rungspflichten selbst ergeben sich im Grundsatz aus Art. 8a Abs. 6 Bst. c (dass der Bundesrat die Pflichten konkretisieren muss, ändert nichts daran, dass sie im Grund- satz kraft Gesetz bestehen). Absatz 4: Die Möglichkeit zur Bussenauferlegung nach Artikel 7 des Bundesgesetzes vom 22. März 197460 über das Verwaltungsstrafrecht (VStrR) wird hier, z.B. analog zu Artikel 71 EnG, bis zu Bussen von 20 000 Franken (anstatt 5000 Franken) nutzbar gemacht.

Art. 33c Übergangsbestimmung zur Änderung vom …

Bislang hatten grundsätzlich auch grosse Endverbraucher Anspruch auf Grundversor- gung. Sie verloren ihn erst mit Abschluss eines Vertrages im freien Markt («Einmal frei, immer frei»). Neu haben Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch ab 100 MWh diesen Anspruch nicht mehr. Es fragt sich also, was passiert, wenn sie ihren Netzzugang trotz fehlendem Anspruch auf Grundversorgung nicht nutzen. Die Über- gangsbestimmung klärt dies und gibt ihnen eine einjährige Schonfrist zum Abschluss eines Elektrizitätsliefervertrages. Nach deren Ablauf fallen sie in die Ersatzversor- gung.

Art. 34 Abs. 2 und 3

Die Gesetzesvorlage bringt eine vollständige Marktöffnung mit sich. Folglich ist die Schlussbestimmung zum Bundesbeschluss, mit welchem die dafür ehemals vorgese- henen Bestimmungen hätten in Kraft treten sollen, gegenstandslos und entsprechend aufzuheben.

57 SR 941.20 58 SR 946.51 59 SR 311.0 60 SR 313.0

3 Auswirkungen

3.1 Finanzielle und personelle Auswirkungen auf den Bund

Die Umsetzung der Massnahmen der vorliegenden Revision erfordert keine zusätzli- chen Ressourcen beim BFE. Der Tätigkeitsbereich der ElCom wird partiell erweitert, so dass es zu einem zusätzlichen Personalbedarf von ca. 200 Stellenprozenten kommt. Dieser wird teilweise über Gebühren bzw. Abgaben gedeckt. Er begründet sich vor allem durch die zusätzlichen Aufgaben in der Umsetzung der vollen Marktöffnung sowie bei der Speicherreserve durch die Festlegung derer Eckwerte. Diese Zusatzauf- gaben beinhalten, dass bei der Marktöffnung die Einhaltung der Angemessenheit der Preise und die wettbewerblichen Rahmenbedingungen bei der Umsetzung der Spei- cherreserve durch die ElCom geprüft werden. Hinzu kommen gewisse Zusatzaufga- ben im Rahmen der Netzregulierung. Zudem ist im Rahmen der neuen Regelungen tendenziell mit einem Anstieg von Missbrauchsverfahren zu rechnen, was einen ge- wissen Mehraufwand impliziert.

Über den genannten personellen Mehrbedarf hinaus ergeben sich keine zusätzlichen finanziellen Auswirkungen für den Bund.

3.2 Auswirkungen auf Kantone und Gemeinden

Aus den vorgeschlagenen Massnahmen erfolgen keine wesentlichen direkten Auswir- kungen auf die Gemeinden und Kantone. Diese sind allerdings als Eigentümer mittel- bar von den Auswirkungen auf die Netzbetreiber betroffen, vor allem insofern sich der zukünftige Ertragswert der von der Marktöffnung betroffenen Unternehmen, die in ihrem Eigentum sind, verändern kann. Der zukünftige Ertragswert ist vor allem davon abhängig, wie sich diese Unternehmen im Wettbewerb behaupten werden.

3.3 Auswirkungen auf die Volkswirtschaft

Der Hauptnutzen der Massnahmen besteht aus den folgenden Wirkungen:

• verbessertes Marktdesign, welches die Schweizer Versorgungssicherheit ge- gen unbekannte kritische Situationen absichert,
• volle Marktöffnung, die eine Freiheit bei der Lieferantenwahl schafft und In- novationen fördert, welche die Umsetzung der Energiestrategie 2050 stützen,
• verursachergerechtere Netztarifierung,
• tendenziell verbesserte Effizienzanreize im Netz,
• tendenzielle Reduktion des konventionellen Netzausbaus durch bessere Netz- nutzungsanreize sowie eine umfangreichere (netz- und marktdienliche) Nut- zung von Flexibilitäten,

• gesamtwirtschaftlich sinnvoll begrenzte Wahlfreiheiten im Messwesen,
• klarere Rollenverteilung bei der Absicherung der Versorgungssicherheit.

3.3.1 Abschätzungen zu den wirtschaftlich bedeutsamsten

Massnahmen

Vollständige Marktöffnung Eine vollständige Marktöffnung ist mit grundlegenden volkswirtschaftlichen Vortei- len verbunden, insofern als die Marktpreise den Endverbrauchern besser weitergege- ben werden. Attraktive Wahlmöglichkeiten eröffnen sich speziell für grössere KMU, die sich bislang noch im Teilmonopol befinden. Die wichtigsten zu erwartenden Effekte sind:

• Positive dynamische Effekte innerhalb der Strombranche: Es werden sich neue kundenspezifischere Angebote herausbilden und der Effizienzdruck in der Beschaffung wird steigen (bspw. über eine erweiterte gemeinsame Be- schaffung). Zugleich fallen bei Umsetzung der vollen Marktöffnung gewisse einmalige Anpassungskosten bei den Stromunternehmen an.
• Reduktion regionaler Preisdifferenzen: Die heutigen Differenzen bei den Energiepreisen werden sich bei einem einsetzenden Wettbewerb verringern.
• Einsparmöglichkeiten bei den Endverbrauchern: Für einen Übergang zu ei- nem Marktmodell liegen aus Endverbrauchersicht weiterhin günstige Bedin- gungen vor (Wechselkurse Franken-Euro, tendenziell niedrige Marktpreise im Grosshandel). Bei möglichen Strompreissenkungen profitieren die KMU und die Haushalte sowie die Grosskunden, die bislang in der Grundversor- gung verblieben sind, während Stromproduzenten bei ihren bislang gefange- nen Endverbrauchern Einbussen erzielen werden. Neben den grundlegenden Effizienzanreizen sind vor allem die qualitativen Vorteile von Bedeutung. Diese beruhen darauf, dass nur in einem vollständig geöffneten Markt flächendeckend ein Anreiz für neue und innovative Geschäftsmodelle für erneuerbare Energien besteht. Viele neue Geschäftsmodelle für erneuerbare Energien oder Ener- gieeffizienz sind heute in der Teilmarktöffnung nicht möglich bzw. sind auf den be- züglich der Kundenzahlen vergleichsweise kleinen freien Markt beschränkt. So be- dingen sämtliche Modelle, die auf einer vom Grundversorger alternativen Art des Strombezugs basieren, zwingend die volle Marktöffnung. Diese Innovationen, wie auch das definierte Standardprodukt in der Grundversorgung, stützen die Umsetzung der Energiestrategie 2050. Die Untersuchung der Geschäftsmodelle für erneuerbare Energien in Nachbarländern der Schweiz zeigt, dass der Markt für erneuerbare Energien von der Möglichkeit des

direkten Verkaufs an die Endverbraucher und einer flexibleren Preisgestaltung profi- tiert.61 In den geöffneten Strommärkten entstehen so einige innovative Geschäftsmo- delle, die sowohl neuen als auch etablierten Akteuren Chancen bieten und zu einer schnelleren Verbreitung und Marktintegration erneuerbarer Energien beitragen. Zu neuen Akteuren zählen u.a. Privatpersonen, Gemeinden, KMU, der Einzelhandel so- wie Transportunternehmen, die von der Möglichkeit Gebrauch machen, erneuerbare Energien zu produzieren und zu vermitteln. Umgekehrt können die Endverbraucher bewusst ihren Strom wählen und beispielsweise immer noch erneuerbare Energien aus ihrem Heimatkanton beziehen, auch wenn sie umgezogen sind. Darüber hinaus verbreiten sich erneuerbare Energien durch neue mit dem Stromverkauf verbundene Beteiligungsmodelle. Dies betrifft bspw. Modelle, bei denen sich dezentrale Produ- zenten von Strom aus erneuerbaren Energien und Verbraucher direkt über Plattformen zusammenschliessen, oder Beteiligungsmodelle an entsprechenden Anlagen mit Be- zugsrechten. Die Digitalisierung spielt hierbei eine wichtige Rolle: Es entstehen bei- spielweise neue Plattformen, die es dem Endverbraucher erlauben, den eigenen Strommix zu gestalten und dies mit einer ortsunabhängigen Beteiligung an der Strom- erzeugung zu kombinieren. Darüber hinaus gibt es neue Dienstleistungen für Konsu- menten und Produzenten erneuerbarer Energien für die Elektromobilität, die Energie- versorgungsunternehmen in geöffneten Märkten anbieten. Dabei ist die Möglichkeit der flexibleren Preisgestaltung in den geöffneten Märkten nicht nur für Stromanbieter von Vorteil, sondern sie dient auch einer besseren Netzintegration erneuerbarer Ener- gien. In der langen Frist kann eine volle Marktöffnung (in Verbindung mit der ver- besserten Regulierung bei den Flexibilitäten) auch die Sektorkopplung unterstützen, da sie zusätzliche Flexibilitätspotenziale ausschöpfen kann. Die Gewährleistung des Service Public wird über ein modifiziertes Modell der Grund- versorgung abgesichert. Eine Angemessenheitsprüfung stellt sicher, dass die Endver- braucher in der Grundversorgung nicht mit erheblich nachteiligen preislichen Kondi- tionen aus einer vollen Marktöffnung zu rechnen haben, wenn sie in der Grundversorgung bleiben. Es werden jährliche Wechselmöglichkeiten und preislich

feste Jahrestarife vorgesehen, weil ein einfach strukturiertes Grundversorgungsange- bot aus Kundenschutzgründen vorzuziehen ist. Im Einklang mit den Zielen der Energiestrategie 2050 wird innerhalb der Grundver- sorgung ein Standardprodukt definiert, das die Umsetzung der Energiestrategie 2050 stützt. Diese Ausgestaltung kann neben dem tendenziell preissenkenden Effekt einer Marktöffnung zu möglichen Zusatzkosten in der Grundversorgung führen. Solche dürften aber bei einer gesamtschweizerischen Betrachtung begrenzt sein, da die Re- gelung im Vergleich mit den heutigen bzw. ab 2019 (unter Anwendung des vom Par- lament im Rahmen der Strategie Stromnetze beschlossenen Art. 6 Abs. 5bis StromVG) geltenden Tarifen gesamtschweizerisch kaum zu einer anderen Zusammensetzung des Stroms führen wird. Diese befristete Regelung führt dazu, dass schon heute in der Grundversorgung vorwiegend erneuerbarer Strom verkauft wird. Betroffen von einem möglichen preiserhöhenden Effekt könnten am ehesten Kunden von Grundversorgern sein, die bislang in ihrem Standardangebot einen sehr geringen Anteil an Schweizer

61 Reinschauer & Hampl (2018), Analyse von Geschäftsmodellinnovationen für erneuerbare Energien in liberalisierten Märkten, Institut für Strategisches Management, Wirtschafts- universität Wien.

Strom aus erneuerbaren Energien haben bzw. günstige ausländische Herkunftszertifi- kate zur Veredelung des eingekauften Graustromes benutzen. Allerdings sind die Energiepreise bei den Schweizer EVU derzeit kaum von der Zusammensetzung des Stroms abhängig. Dies weist mittelbar darauf hin, dass es einen erheblichen preisli- chen Effekt aus einer kosteneffizienteren Beschaffung geben kann. Zudem können alle Endverbraucher auf einen günstigeren Vertrag, vor allem im freien Markt, wech- seln und somit bei ihrer Wahlentscheidung umfassend zwischen Preis und Qualität abwiegen. Basierend auf dieser Wahlfreiheit ist die volle Marktöffnung für die End- verbraucher als wirtschaftlich vorteilig zu bewerten. Wie hoch dabei die Wechselrate von der Grundversorgung in den freien Markt sein wird, hängt von der möglichen Kostenreduktion ab und auch davon, wie stark die Endverbraucher den Preisfaktor im Vergleich zu anderen Faktoren wie Qualität (Stromprodukte aus neuen erneuerbaren Energien) bzw. Herkunft gewichten werden. Die Wechselraten im europäischen Durchschnitt bewegen sich gemäss dem Rat der Europäischen Regulierungsbehörden im Energiebereich (Council of European Energy Regulators, CEER) bei 6,4 Prozent pro Jahr (Wechsel hin zu einem neuen Lieferanten). Hinzu kommen Wechsel beim etablierten Versorger zu für die Endverbraucher vorteilhaften Verträgen.

Speicherreserve Die Kosten einer Speicherreserve liegen im tiefen zweistelligen Millionen-Bereich (Grössenordnung 15 bis 30 Millionen Franken) pro Jahr.62 Diese Kosten werden über das Netznutzungsentgelt im Übertragungsnetz refinanziert, was einer Erhöhung der Netznutzungstarife um 0,025 bis 0,05 Rp./kWh entspricht. Bei der Dimensionierung wird eine Vorhaltung allein von Energie ausserhalb des Marktes bevorzugt, welche für den Schweizer Markt einsetzbar ist. Diese Variante weist gegenüber einer zusätz- lichen Vorhaltung von Leistung erheblich geringere Kosten sowie einen deutlich ge- ringeren Einfluss auf den Systemdienstleistungsmarkt auf. Wird Leistung aus dem Markt genommen, so würde sich die Liquidität verringern, was zu höheren Preisen bei den Systemdienstleistungen führt.

Netztarifierung Die Anpassungen bei der Tarifierung berücksichtigen, dass die (Spitzen-)Last ein we- sentlicher Treiber für die Netzdimensionierung und somit der Netzkosten ist, der ver- mehrt zu berücksichtigen ist. Dies betrifft aufgrund des Ausspeiseprinzips zunächst die Endverbraucherperspektive, d.h. die Tarifierung auf der Netzebene 7. Verursa- chergerechte Netznutzungsentgelte stellen sicher, dass der Auslöser von Kosten für diese aufkommt und somit im Gesamtsystem eine langfristig verbesserte Steuerungs- wirkung erreicht wird. Sie reduzieren in der mittleren bis längeren Frist den Netzaus- baubedarf und tragen damit zur Verringerung der Netzkosten bei. Die vorgesehenen Anpassungen entsprechen einer Kompromisslösung, die zu einer verbesserten Verur- sachergerechtigkeit führt, aber auch kompatibel mit den Zielen der Energiestrategie 2050 ist. Beispielrechnungen zeigen, dass die Rentabilität von Photovoltaikanlagen für den Eigenverbrauch über die Reduktion des Mindestarbeitstarifes reduziert wird

62 Frontier Economics und Consentec (2018), Ausgestaltung einer strategischen Reserve für den Strommarkt Schweiz.

und bei einem Arbeitstarif von 30 Prozent teilweise sogar negativ ist. Bei Leistungs- anteilen von 50 Prozent gibt es hingegen Rentabilitäten bis gut 2 Prozent. Sie fallen umso höher aus, je höher die Netzkosten sind. Deshalb wird auch bei allfälligen Mo- dellen dynamischer Leistungspreise darauf zu achten sein, dass die «Prosumer» ge- samthaft nicht schlechter gestellt werden als mit einer Referenzlösung zu Leistungs- preisanteilen von lediglich 50 Prozent.

Sunshine-Regulierung Über die Einführung einer Sunshine-Regulierung werden graduelle Verbesserungen im bestehenden System der kostenbasierten Regulierung angestrebt, welche zu einer höheren Effizienz führen dürften. Die Zielerreichung hängt massgeblich von der Wir- kung der veröffentlichten Indizes auf die Eigentümer der Verteilnetze ab (im Sinne der antizipierten Wirkung eines Reputationsverlustes). Hierbei ist zu beachten, dass die Netzkunden im Vergleich zu einigen anderen Anwendungen dieser Regulierung (Dienstleistungen im Markt wie Hotels, Internetanbieter usw.) nicht wechseln können. Insofern ist der Umfang der Wohlfahrtssteigerung unbestimmt. Da allerdings kein be- sonderer Mehraufwand bei den Netzbetreibern anfällt, ist von einem Wohlfahrtsge- winn auszugehen. Erkenntnisse aus der Sunshine-Regulierung können zudem von der ElCom zu vertieften Kostenprüfungen genutzt werden. Um die Auswirkungen von Gesetzesänderungen besser bewerten zu können, wird es dem BFE künftig ermög- licht, Daten von der ElCom zu erhalten, insbesondere für eine Erprobung der Anreiz- regulierung (im Rahmen von allfälligen Benchmarking-Untersuchungen). Zudem wird durch eine regelmässige Evaluation der Netzkostenentwicklung unter der Sunshine-Regulierung ein ökonomisch sinnvoller Druck auf die Netzbetreiber aufge- baut, sich effizient zu verhalten. Wenn es zu keinen genügenden Effizienzverbesse- rungen kommt, unterbreitet der Bundesrat eine Vorlage zur Einführung einer Anreiz- regulierung. Kosteneffizientere Netzentgelte führen mittelfristig zu relevant geringeren Belastungen bei allen Endverbrauchern, da diese Entgelte im Mittel gut die Hälfte der Stromkosten ausmachen.

Flexibilitäten Hauptziel der Regulierung der Flexibilitäten ist es, deren wirtschaftliches Potenzial, welches in der Schweiz erheblich ist63, besser und umfangreicher zu nutzen. Dazu wird eine klar umrissene Inhaberschaft geschaffen, welche eine wirtschaftliche Nut- zung der Flexibilitäten fördert. Durch die Abregel- und Steuerungsmöglichkeiten sei- tens der Netzbetreiber sowie den geforderten Einbezug der Flexibilitäten in die Netz- planung kann mittel- bis langfristig der Netzausbaubedarf reduziert werden. Zudem werden neue Geschäftsmodelle gefördert, was zu relevanten Innovationen führt. Zu diesen gehören Aggregatoren (Intermediäre, welche flexible Energie bzw. Leistung von den Endverbrauchern bündeln und diese auf den Systemdienstleistungsmärkten anbieten), flexible Lasten, virtuelle Kraftwerke (Verbund aus verschiedenen dezent-

63 Vgl. Breig, O. et al. (2016), Multi-Client-Studie Endkundenflexibilität. Eine Empfehlung zur besseren Nutzung der Flexibilitätspotenziale bei den Schweizer Stromverbrauchern bis 2020, Zollikon.

ralen Stromerzeugungseinheiten wie Wind-, Solar- und Biogasanlagen), Quartierspei- cher usw. Neue Geschäftsmodelle können auch dazu beitragen, dass sich die vorhan- denen Last- und Verbrauchseinheiten effizienter abstimmen. Eine wichtige Voraussetzung bei der Integration von Flexibilitäten sind funktionie- rende Anreizinstrumente. Deshalb ist ein zusätzlicher Indikator unter der Sunshine- Regulierung zu schaffen, der die Anstrengungen der Netzbetreiber beim Einsatz von wirtschaftlichen Smart-Grid-Massnahmen verdeutlicht. Das netzseitige Kostensen- kungspotenzial aus der besseren Nutzung von Flexibilitäten wird bezüglich des Ein- speisemanagements auf ca. 800 Millionen Franken (über zwanzig Jahre gerechnet) abzüglich Umsetzungskosten geschätzt64. Nicht darin enthalten sind die Kosten des Einspeisemanagements, also insbesondere die Kosten für Ersatzbeschaffungen und etwaige Entschädigungszahlungen der abgeregelten Energiemengen. Hinzu kommen die marktseitigen Potenziale durch neue Geschäftsmodelle.

Messwesen Längerfristige dynamische Wirkungen können sich auch durch die gesetzlichen Wahl- rechte im Messwesen ergeben. Aktuelle Defizite durch erheblich überhöhte Tarife für die Lastgangmessung und Qualitätsdefizite bestehen vor allem bei Endverbrauchern, die über mehrere Verbrauchsstätten verfügen (Grossverteiler usw.), sowie bei grösse- ren Eigenverbrauchern. Durch hohe Messkosten wird zudem der Ausbau von dezent- raler Energieerzeugung gebremst. Erhöhte Messkosten können eine Marktzutritts- schranke sein und die Teilnahme am freien Strommarkt hemmen. Das Recht auf eine freie Wahl des Anbieters schafft vor allem Anreize dafür, dass die bestehenden An- bieter im Bereich der Netzbetreiber, aber auch neue Dienstleister, die Messung zu attraktiven Preisen und zu verbesserter Qualität anbieten. Sowohl die Entwicklung der Flexibilitäten als auch die gesetzlichen Wahlrechte im Messwesen führen somit zu wirtschaftlichen Vorteilen. Durch die verbesserte Flexi- bilitätsnutzung können die Inhaber von Flexibilitäten zusätzliche Einkünfte erzielen bzw. müssen geringere Netznutzunsgentgelte zahlen und der Netzausbau kann lang- fristig effizienter erfolgen, was generelle Rückwirkungen auf die Netznutzungsent- gelte für alle Endverbraucher hat. Die Wahlfreiheiten im Messwesen werden zu rele- vanten Kostensenkungen bei den betreffenden Messkunden führen.

3.3.2 Auswirkungen auf die Beschäftigung und Verteilungseffekte

Aus heutiger Sicht sind aus den Massnahmen keine grösseren Auswirkungen auf die Anzahl der Beschäftigten in der Strombranche zu erwarten. Etwaige strukturelle An- passungen sollten durch eine vermehrte Arbeitsnachfrage aufgrund neuer Produkte und Dienstleistungen kompensiert werden. Eine alternative Strukturkonservierung wäre längerfristig mit volkswirtschaftlichen Risiken behaftet.

64 Infras (2017), Regulierungsfolgenabschätzung zur Revision Stromversorgungsgesetz (StromVG).

Unternehmen und Haushalte profitieren von umfassenderen Wahlmöglichkeiten. Sie können mögliche günstigere Angebote wählen oder auf neue Dienstleistungen zugrei- fen. Insbesondere KMU erhalten bedeutsame Möglichkeiten, ihre Stromkosten besser zu steuern. Mittel- bis langfristig sind aus den netzbezogenen Massnahmen aufgrund höherer Kosteneffizienz in der Bereitstellung und dem Betrieb der Stromnetze sin- kende respektive weniger stark steigende Netztarife zu erwarten. Grössere Verteilungswirkungen sind aus den Massnahmen nicht zu erwarten. Auf kür- zere Frist können v.a. die Auswirkungen der vollen Marktöffnung sowie der Speicher- reserve relevant sein. Allfällige Verteilungswirkungen auf Kundenseite aus der vollen Marktöffnung hän- gen von der Preisentwicklung und dem Verhalten der Haushalte und Gewerbekunden ab. Bei einer tendenziellen Strompreissenkung profitieren die Haushalte aufgrund ge- ringerer Stromkosten. In einer regionalen Betrachtung dürften bei der vollen Markt- öffnung v.a. Endverbraucher in Regionen mit einem derzeit hohen Preisniveau profi- tieren. Innerhalb der Grundversorgung wirken zwei Effekte: Da sich die Grundversorgung nun im direkten Wettbewerb zum freien Markt befindet, sind inno- vativere und wettbewerbliche und somit tendenziell günstigere Preise zu erwarten. Zugleich kann die Vorgabe eines Schweizer Standardprodukts, welches die Umset- zung der Energiestrategie 2050 stützen soll, bei den Endverbrauchern zu höheren Ver- tragskosten führen, die derzeit einen günstigen Versorgungsvertrag mit einem gerin- gen Anteil aus erneuerbaren Energien haben. Solche Endverbraucher können aber jederzeit in den freien Markt wechseln respektive von ihrem Grundversorger, sofern erhältlich, ein günstigeres Stromprodukt wählen. Die Kosten der Speicherreserve werden in das Netznutzungsentgelt für das Übertra- gungsnetz eingerechnet und somit auf alle Schweizer Endverbraucher gleichmässig verteilt. Die weiteren Massnahmen der Revision wirken tendenziell eher mittel- bis langfristig. Grundsätzlich wird durch sie eine höhere Verursachergerechtigkeit und ein effizien- teres Wirtschaften gestützt.65

3.3.3 Auswirkungen auf die Branchen

Wirkungen innerhalb der Strombranche Bei der vollen Marktöffnung ist von einer Effizienzsteigerung in der Schweizer Strombranche auszugehen. Sie wird zu einer Entwicklung neuer Dienstleistungen füh- ren und auch einen Einfluss auf die Preise haben. Hierüber wird sie eine Rückwirkung auf den Wettbewerb auf der Erzeugungsebene haben. Insofern erhalten die Marktrisi- ken – neben den mit einer Liberalisierung generell verbundenen wirtschaftlichen Chancen – eine wichtigere Rolle. Das ist dann von Bedeutung, wenn die eigenen Kraftwerke nicht zu marktfähigen Preisen produzieren können. Dieser Effekt wird dadurch gemindert, dass die Endverbraucher in der Grundversorgung ein Standard- produkt angeboten bekommen, über das sie entscheiden können, ob sie ein Angebot

65 Vgl. Infras (2017)

an Schweizer und mehrheitlich erneuerbaren Energien stützen wollen. Alle Schweizer Produzenten, insbesondere auch von Schweizer Wasserkraft, profitieren hiervon, in- dem die Herkunftsnachweise an Wert gewinnen und Haushalten und Gewerbe ein at- traktives Angebot für eine erneuerbare Stromversorgung gemacht wird. Die netzbe- zogenen Massnahmen setzen im Vergleich zu heute stärkere Anreize zu einem netzdienlichen Verhalten und höherer Kosteneffizienz. Sie tragen somit dazu bei, dass die Stromnetze auch längerfristig finanzierbar bleiben. Wichtig ist bei der erweiterten kostenbasierten Regulierung, dass über die Sunshine-Regulierung auch solche Berei- che beleuchtet werden, die wichtige Effizienz- oder Diskriminierungspotenziale der monopolistischen Betreiber beinhalten. Dazu zählen die Umsetzung effizienter smar- ter Investitionen und das Messwesen. Etwaige Zielkonflikte und unerwünschte Nebenwirkungen – insbesondere im Hin- blick auf den angestrebten Ausbau der erneuerbaren Energien und die Stromeffizienz – sind im Vorschlag zur Tarifierung auf der Netzebene 7 angemessen berücksichtigt. Eine höhere Kostengerechtigkeit stärkt grundsätzlich die langfristige Wirtschaftlich- keit im Netzausbau. Um die wirtschaftliche Attraktivität des Eigenverbrauchermo- dells zu erhalten, ergibt sich eine Grenze in den Anpassungen. Zugleich ist der Vor- schlag offen für neue innovative Tarifierungsmodelle. Die vorgesehene Regulierung bei den Flexibilitäten und die (zusätzlich) gesetzlich abgesicherte Erweiterung des Systemdienstleistungsmarktes fördern den Wettbewerb und können zu neuen Marktteilnehmern führen. In der längeren Frist ist aus der neuen Flexibilitätsregulierung ein erhebliches Innovationspotenzial zu erwarten, v.a. wenn bei der Einführung von Smart-Metern auch kleinere Endverbraucher mit ihrem Nut- zungsverhalten besser in den Markt integriert werden. Auch im Messwesen können in Konkurrenz zu den etablierten Anbietern neue Kon- kurrenten auf den Markt treten. Diese sind erfolgreich, wenn sie wirtschaftlichere An- gebote unterbreiten. Durch den nur teilweise geöffneten Markt der Verrechnungsmes- sung bleiben die Folgekosten der Marktöffnung auf die Netzbetreiber begrenzt, v.a. da heute schon Fremdbeauftragungen erfolgen und der betroffene Kundenkreis leis- tungsgemessen ist, d.h. zusätzliche Kosten für IT und hinterlegende Datenaustausch-

prozesse bei den Netzbetreibern übersichtlich sein sollten.

Wirkung auf andere Branchen Andere Branchen werden vor allem durch eine volle Marktöffnung beeinflusst. Alle gewerblichen und industriellen Endverbraucher erlangen im Vergleich zu ihren euro- päischen Konkurrenten gleich lange Spiesse bei der Strombeschaffung. Bei tendenzi- ell sinkenden Strompreisen profitieren speziell die Branchen mit stromintensiveren Unternehmen, insofern diese heute noch keinen freien Marktzutritt haben. Die dynamischen innovationsfördernden Wirkungen einer Strommarktöffnung und längerfristig auch der Flexibilitätsregulierung können Spillover-Effekte (Übertra- gungseffekte) in die Gesamtwirtschaft haben. Bei dieser positiven Einschätzung ist leicht einschränkend zu beachten, dass alle Endverbraucher die volkswirtschaftlichen Kosten einer Speicherreserve mitzutragen haben.

3.4 Auswirkungen auf die Gesellschaft und Umwelt

Eine volle Marktöffnung führt zu einem dynamischeren Umfeld in der Schweizer Energiewirtschaft, aus der sich Chancen wie auch neue Herausforderungen für die Beschäftigten in der Branche ergeben. Diese können vor allem von der Dynamik neuer Marktideen profitieren. Die Innovationen aus der Strommarktöffnung tragen zu einer besseren gesellschaftlichen Integration der erneuerbaren Energien bei. Aus derzeitiger Sicht sind aus den vorgestellten Massnahmen tendenziell leicht posi- tive Auswirkungen auf die Umwelt erkennbar. Durch die volle Marktöffnung wäre auch bei steigenden Stromimporten mit keiner zusätzlichen Umweltbelastung zu rech- nen, da die CO2-Belastung durch die Stromerzeugung durch die Mengen im Schwei- zer und europäischen Emissionshandelssystem begrenzt werden. Der gleiche Effekt gilt (in umgekehrter Weise) bezüglich der Wirkung des Standardprodukts in der Grundversorgung, das längerfristig einen grösseren Konsum von erneuerbaren Ener- gien stützt. Insofern steht bei ihm die marktnahe Förderwirkung und nicht die Klima- wirkung im Vordergrund. Bezüglich der netzwirksamen Massnahmen ist festzustel- len, dass ein mittelbar gestützter intelligenter Ausbau der Stromnetze den Raum und die Umwelt entlastet, wenn ein konventioneller Netzausbau teils entfällt. Grundsätz- lich sind die Innovationspotentiale und solche aus der vollen Marktöffnung (bspw. durch Beteiligungsmodelle für dezentral eingespeiste erneuerbare Energien) positiv zu sehen, da sie zu einer ressourcensparenden modernen Energieversorgung beitragen können. Die stärker leistungsbezogenen Tarife dürften den Anreiz zum Stromsparen nur begrenzt mindern.

4 Verhältnis zur Legislaturplanung und zu nationalen Strategien des

Bundesrates

4.1 Verhältnis zur Legislaturplanung

Die Vorlage ist in der Botschaft vom 27. Januar 201666 zur Legislaturplanung 2015–

2019 und im Bundesbeschluss vom 14. Juni 201667 über die Legislaturplanung 2015–

2019 angekündigt.

4.2 Verhältnis zu nationalen Strategien des Bundesrates

Die vorgesehenen Massnahmen stärken eine kosteneffizientere Umsetzung der Ziele der Energiestrategie 2050. Eine vollständige Marktöffnung setzt Innovationspotenzi- ale in der Schweizer Stromwirtschaft frei, die für den industriellen Wandel förderlich sind.

66 BBl 2016 1105, hier 1173 und 1222

67 BBl 2016 5183, hier 5187

Auch entsprechen die Massnahmen den Zielen der Infrastrukturstrategie des Bun- des.68 Mit dieser soll die Leistungsfähigkeit der nationalen Infrastrukturen sicherge- stellt werden, wozu die Speicherreserve und die zusätzlichen Massnahmen zur Ver- sorgungssicherheit beitragen. Die von der Infrastrukturstrategie ebenfalls angestrebte Optimierung der Rahmenbedingungen sowie Steigerung der Wirtschaftlichkeit er- folgt insoweit, als durch den zweiten Marktöffnungsschritt und die Wahlfreiheiten im Messwesen grundlegende Anreize für Investitionen in neue Technologien geschaffen werden. Bestehende Ineffizienzen werden durch die Marktdynamik reduziert. Zudem finden relevante Verbesserungen in der Netzregulierung statt: Eine bessere Nutzung von Flexibilitäten und die Tarifierungsmassnahmen führen zu einer effizienteren Netznutzung und einem langfristig optimierten Netzausbau. Die Einführung einer Sunshine-Regulierung im Rahmen der kostenbasierten Regulierung erhöht die Trans- parenz und setzt tendenziell milde Effizienzanreize für das Stromverteilnetz. Die vorgeschlagenen Massnahmen der Revision, insbesondere die vollständige Marktöffnung und Verbesserungen bei der Netzregulierung, sind insofern auch um- fassend im Einklang mit der Wachstumsstrategie des Bundesrates, als sie zu einer verbesserten Effizienz der Stromversorgung führen. Da es sich um Infrastrukturen handelt, die beträchtliche Auswirkungen auf andere Branchen haben, wird auch die Widerstandsfähigkeit der Volkswirtschaft tendenziell verbessert. Letzteres Ziel be- gründet speziell die Einführung einer volkswirtschaftlich angemessenen Speicherre- serve. Anzumerken ist, dass die Interdepartementale Arbeitsgruppe Wachstum vor al- lem auch eine erhebliche (Effizienz-)Wirkung in einem Benchmarking der Verteilnetzbetreiber gesehen hat69, die im Rahmen der Sunshine-Regulierung vorge- spurt werden kann, da die Vergleichsmöglichkeiten nicht beschränkt werden. Sie kann dort aber keine finanziellen Anreize setzen. Eine finanzielle Beanreizung (bspw. in Form einer Anreizregulierung) wird bei einer zunehmenden Verbreitung von Smart- Grids an Bedeutung gewinnen, um deren effektive Umsetzung besser zu stützen. Ferner sind die beim zweiten Marktöffnungsschritt zu erwartenden Innovationen, die auch durch die Flexibilitätsregulierung und den Wahlfreiheiten im Messwesen ge-

stützt werden, im Einklang mit der Strategie Digitale Schweiz.70 Sie unterstützen das Ziel, dass die Energieversorgung der Zukunft innovative Technologien nutzt. Dies sind Ziele, welche sich ebenfalls in der Strategie nachhaltige Entwicklung71 und in der Smart-Grid-Roadmap72 finden.

68 www.uvek.admin.ch > Das UVEK > Infrastrukturstrategie des Bundes

69 Staatsekretariat für Wirtschaft (2015), Grundlagen für die Neue Wachstumspolitik - Ana- lyse der bisherigen und Ausblick auf die zukünftige Strategie, S. 187.

70 Schweizerische Eidgenossenschaft (2016), Strategie Digitale Schweiz.

71 www.are.admin.ch > Nachhaltige Entwicklung > Strategie Nachhaltige Entwicklung 2016-2019 72 BFE (2015), Smart Grid Roadmap Schweiz. Wege in die Zukunft der Schweizer Elektri- zitätsnetze.

5 Rechtliche Aspekte

5.1 Verfassungsmässigkeit

5.1.1 Rechtsgrundlagen

Die Vorlage stützt sich auf Artikel 91 Absatz 1 BV. Gestützt darauf erlässt der Bund Vorschriften über den Transport und die Lieferung elektrischer Energie. Die Bestim- mung verleiht dem Bund in diesen Sachbereichen eine umfassende Gesetzgebungs- kompetenz, welche insbesondere auch Marktregulierungen umfasst. Dem Bund ist es unter anderem erlaubt, Vorschriften zur Organisation und zur Tätigkeit der EVU zu erlassen, das Rechtsverhältnis zwischen Stromlieferanten und Endverbrauchern zu re- geln, ein Netzzugangsrecht zu verankern sowie Tarifvorschriften und Massnahmen zur Versorgungssicherheit vorzugeben.73 Zu Letzterem gehören neben der Netzan- schlusspflicht insbesondere auch die in der Grund- und der Ersatzversorgung vorge- sehenen Lieferpflichten.

5.1.2 Vereinbarkeit mit Grundrechten

Massnahmen, welche die verfassungsmässigen Grundrechte einschränken, erfordern eine gesetzliche Grundlage, ein öffentliches Interesse und müssen verhältnismässig sein (Art. 36 BV). Ausserdem muss bei allen Massnahmen die Rechtsgleichheit (Art. 8 Abs. 1 BV) gewahrt werden. Die Vorlage wahrt die verfassungsmässigen Grundrechte, insbesondere die Eigen- tumsgarantie (Art. 26 BV) und die Wirtschaftsfreiheit (Art. 27 BV). Sie enthält auch keine Vorschriften, die sich gegen den Wettbewerb richten, wie dies etwa bei wirt- schaftspolitischen oder standespolitischen Massnahmen der Fall ist, die den freien Wettbewerb behindern, um gewisse Gewerbezweige oder Bewirtschaftungsformen zu begünstigen oder um die privatwirtschaftliche Tätigkeit oder die Wettbewerbsord- nung auszuschalten.74 Im Gegenteil: Die vollständige Elektrizitätsmarktöffnung, die gesetzlichen Wahlrechte im Bereich des Messwesens und die Regelung zur Nutzung der netzdienlichen Flexibilitäten stehen im Interesse der freien Gestaltung der Ge- schäftsbeziehungen unter den verschiedenen Akteuren. Einen gewissen Eingriff in das freie Spiel der Marktkräfte bringt die besagte Speicherreserve mit sich. Hierfür sind die Eingriffsvoraussetzungen nach Artikel 36 BV erfüllt. Die gesetzliche Regelung dient dem verfassungsmässigen Interesse an einer ausreichenden, sicheren und wirt- schaftlichen Energieversorgung (Art. 89 Abs. 1 BV) und geht nicht über das Erfor- derliche hinaus: Sie ist lediglich für ausserordentliche Situationen wie kritische Ver- sorgungsengpässe oder -ausfälle konzipiert und wird nur im Bedarfsfall abgerufen,

73 René Schaffhauser in: Ehrenzeller et al., St. Galler Kommentar zur Schweizerischen Bun- desverfassung (2014), Rz. 3 zu Art. 91. Zum Zweck von Art. 91 BV; vgl. Botschaft über eine neue Bundesverfassung vom 20. November 1996, BBl 1997 I 1 ff., hier 270; vgl. auch Gutachten des Bundesamtes für Justiz vom 23. Oktober 1996 betreffend die verfas- sungsmässigen Kompetenzen des Bundes im Bereich der Elektrizitätswirtschaft (mit wei- teren Literaturhinweisen).

74 Vgl. dazu BGE 138 I 378 E. 8.3 sowie BGE 131 I 223 E. 4.2.

wobei die benötigte Reserve von der Swissgrid jährlich neu definiert wird. Hinsicht- lich der Eigentumsgarantie wie auch der Wirtschaftsfreiheit ist von Bedeutung, dass es gestützt auf Artikel 19 Absatz 4 in Ausnahmefällen zu einer Suspendierung der Stimmrechte der nicht schweizerisch beherrschten Aktionäre der Swissgrid kommen kann. Auch hier sind die Eingriffsvoraussetzungen erfüllt. Der vorgesehene Mecha- nismus ist zur Sicherstellung der vom Gesetzgeber gewollten nationalen Beherr- schung der Gesellschaft (Art. 18 Abs. 3) notwendig und geeignet. Zudem fällt der Eingriff milder aus als bei möglichen Alternativen (z.B. ein Veräusserungszwang oder eine Bewilligungspflicht für den Verkauf). Und schliesslich geht die Suspendierung sowohl im Umfang wie auch zeitlich nicht weiter als unbedingt nötig. Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichts verletzt ein Erlass das Gebot der rechts- gleichen Behandlung, wenn er rechtliche Unterscheidungen trifft, für die ein vernünf- tiger Grund in den zu regelnden Verhältnissen nicht ersichtlich ist, oder Unterschei- dungen unterlässt, die sich aufgrund der Verhältnisse aufdrängen, wenn also Gleiches nicht nach Massgabe seiner Gleichheit gleich oder Ungleiches nicht nach Massgabe seiner Ungleichheit ungleich behandelt wird. Dem Gesetzgeber bleibt im Rahmen die- ser Grundsätze und des Willkürverbots (Art. 9 BV) ein weiter Gestaltungsspielraum.75 Vorliegend bleibt auch die Rechtsgleichheit gewahrt. Die vorgenommenen Differen- zierungen sind alle sachlich begründet. Dies gilt insbesondere für die Ausgestaltung der vorgesehenen Marktöffnungen. Dass die Grundversorgung in Zukunft nur mehr Endverbrauchern mit einem Jahresverbrauch von weniger als 100 MWh offen steht, begründet sich mit dem erhöhten Schutzbedarf der kleineren Endverbraucher, insbe- sondere der Haushaltskunden, und entspricht im Übrigen auch den Vorgaben des EU- Rechts. Dass der Markt der Verrechnungsmessung nur für grössere Messkunden ge- öffnet ist, hat vornehmlich mit einer Abschätzung von Kosten und Nutzen zu tun. Im Sinne der Rechtsgleichheit ist ferner auch das ausdrückliche Diskriminierungsverbot, welches zum Schutz der Eigenverbraucher hinsichtlich der für die Netzebene 7 fest- zusetzenden Netznutzungstarifen statuiert ist (Art. 14 Abs. 3bis Bst. b). Von Bedeutung ist im Lichte der Rechtsgleichheit im Weiteren die neu eingeführte Rangfolge bei der

Vorkaufsberechtigung zum Erwerb von Aktien der Swissgrid. Für die gewählte Prio- risierung sprechen objektive Gründe. Dass die schweizerisch beherrschten EVU im 3. Rang stehen, liegt am verfolgten Regelungszweck, vermögen diese die Beherrschung durch die öffentliche Hand doch nur indirekt zu leisten. Dass die 26 Kantone Priorität vor den weitaus zahlreicheren Gemeinden haben, begründet sich mit der Praktikabili- tät der Regelung, wird doch die Abwicklung eines Vorkaufsfalls mit steigender An- zahl von Berechtigten zunehmend komplexer.

5.1.3 Verhältnis zu kantonalem Recht

Bei Artikel 91 Absatz 1 BV handelt es sich um eine nachträglich derogatorische Bun- deskompetenz. Soweit der Bundesgesetzgeber von seinen Rechtsetzungskompeten- zen keinen Gebrauch macht, bleiben allfällige kantonale und kommunale Vorschriften bestehen. Obwohl es sich um eine grundsätzlich umfassende Sachkompetenz handelt,

75 Vgl. BGE 138 I 321 E. 3.2, BGE 137 V 121 E. 5.3, BGE 136 I 1 E. 4.1.

hat der Bund bei deren Ausübung auf Regelungsbereiche zu achten, in denen die Kan- tone auch oder gar ausschliesslich zuständig sind. Die Vorlage trägt diesem verfas- sungsmässigen Grundsatz Rechnung. Insbesondere greift sie in keine Kompetenzbe- reiche ein, die den Kantonen vorbehalten sind. Ohnehin schöpft der Bundesgesetzgeber seine Kompetenzen weiterhin nicht voll aus.

5.2 Vereinbarkeit mit internationalen Verpflichtungen der Schweiz

Elektrizität gilt im Welthandelsrecht trotz der besonderen physikalischen Eigenschaf- ten und der Leitungsgebundenheit des Transportes als gewöhnliche Handelsware. Die grundlegenden Prinzipien des Abkommens zur Errichtung der Welthandelsorganisa- tion (WTO76) beziehungsweise des Allgemeinen Zoll- und Handelsabkommens (GATT77) finden somit auch auf den Stromhandel Anwendung. Unabhängig davon unterstehen diejenigen Aufgaben der Stromversorgung, die einen Dienstleistungscha- rakter aufweisen, dazu gehören beispielsweise Messdienstleistungen, dem Allgemei- nen Abkommen der WTO über den Handel mit Dienstleistungen (GATS78). Der Um- gang mit staatlichen Beihilfen wiederum richtet sich nach dem WTO-Abkommen zu Subventionen und Ausgleichsmassnahmen (SCM79). Abgesehen von diesen welthan- delsrechtlichen Vorgaben sind im Verhältnis zur EU sowie zu den EFTA-Staaten überdies das Freihandelsabkommen Schweiz-EU von 197280 bzw. die EFTA- Konvention von 196081 zu beachten. Der vorliegende Entwurf trägt diesen internationalen Verpflichtungen Rechnung. Im Sinne des internationalen Handelsrechts stehen insbesondere die vollständige Strom- marktöffnung und die Wahlfreiheiten im Bereich des Messwesens. Mit der vom loka- len Verteilnetzbetreiber vorzunehmenden Grundversorgung, deren Standardprodukt aus ausschliesslich inländischer sowie überwiegend erneuerbarer Energie besteht (Art. 6 Abs. 2), bleibt nur ein geringfügiger Markteingriff bestehen. Dieser steht aber im Dienste der Versorgungssicherheit und der Förderung der erneuerbaren Energie- quellen – beides Handlungsziele, die sowohl im WTO-Recht als auch in den Freihan- delsabkommen berücksichtigt sind. Den Endverbrauchern steht es im Übrigen frei, alternative Grundversorgungsprodukte zu wählen oder in den freien Markt zu wech- seln. Kommt ein Stromabkommen mit der EU zustande, ergibt sich eine weitere, wichtige internationale Verpflichtung im Bereich der Stromversorgungsgesetzgebung. Das ein- schlägige EU-Recht ist für die vorliegende Revision deshalb besonders bedeutsam. Neuerungen des vorliegenden Entwurfs, für die das EU-Recht Regeln enthält, werden deshalb möglichst EU-konform ausgestaltet.

76 SR 0.632.20 77 SR 0.632.21

78 SR 0.632.20, Anhang 1B.

79 SR 0.632.20, Anhang 1A.13.

80 Abkommen vom 22. Juli 1972 zwischen der Schweizerischen Eidgenossenschaft und der Europäischen Wirtschaftsgemeinschaft; SR 0.632.401. 81 Übereinkommen vom 4. Januar 1960 zur Errichtung der Europäischen Freihandelsassozia- tion; SR 0.632.31.

5.3 Erlassform

Die Vorlage beinhaltet wichtige rechtsetzende Bestimmungen, die nach Artikel 164 Absatz 1 BV in der Form des Bundesgesetzes zu erlassen sind. Die Revision des StromVG erfolgt demzufolge im normalen Gesetzgebungsverfahren.

5.4 Unterstellung unter die Ausgabenbremse

Die Vorlage untersteht nicht der Ausgabenbremse nach Artikel 159 Absatz 3 Buch- stabe b BV, da sie weder Subventionsbestimmungen noch die Grundlage für die Schaffung eines Verpflichtungskredits oder Zahlungsrahmens enthält.

5.5 Einhaltung der Grundsätze der Subventionsgesetzgebung

Die Vorlage sieht keine Finanzhilfen oder Abgeltungen im Sinne des Subventionsge- setzes vom 5. Oktober 199082 (SuG) vor.

5.6 Delegation von Rechtsetzungsbefugnissen

Die mit der vorliegenden Revision neu ins Gesetz aufgenommenen Rechtsetzungser- mächtigungen beschränken sich jeweils auf einen bestimmten Regelungsgegenstand und sind nach Inhalt, Zweck und Ausmass hinreichend konkretisiert. Die Delegatio- nen betreffen insbesondere die Einzelheiten der Speicherreserve gegen kritische Ver- sorgungssituationen (Art. 8a Abs. 6), der Verrechnungsmessung (Art. 17a Abs. 3), der Flexibilitäten (Art. 17bbis Abs. 5) sowie der Vorkaufsrechte bei Veräusserung von Aktien der Swissgrid (Art. 18 Abs. 4bis). Mit den Delegationen soll der Gesetzestext von Bestimmungen mit hohem Konkretisierungsgrad entlastet werden. Zudem han- delt es sich vielfach um Inhalte, bei denen rasche Anpassungen nötig sein können, um den sich ändernden Verhältnissen oder technischen Entwicklungen Rechnung zu tra- gen.

5.7 Datenschutz

Nach Artikel 19 DSG bedarf die Bekanntgabe von Personendaten durch Bundesor- gane grundsätzlich einer ausdrücklichen Regelung in einem Gesetz im formellen Sinn. Unter den Begriff der Bekanntgabe fallen in erster Linie die Veröffentlichung und die Weitergabe von Daten an Dritte. Das Erfordernis von Artikel 19 DSG gilt sowohl für den Datenaustausch unter Bundesorganen als auch für die Weitergabe von Daten an kantonale, kommunale und ausländische Behörden sowie an private Personen im In- und Ausland. Vorliegend ist dies für die Zusammenarbeit zwischen dem BFE und der

82 SR 616.1

ElCom von Bedeutung. Schon bislang bearbeiteten die beiden Behörden in Erfüllung ihrer Aufgaben Daten. Neu wird geklärt, dass sich die Behörden (zu bestimmten Zwe- cken) Daten weitergeben dürfen. Das DSG bleibt hier uneingeschränkt anwendbar. Neu darf die ElCom zudem in gewissen Gefährdungssituationen Daten an die Swiss- grid weitergeben, wobei die Vorlage gleichzeitig spezialgesetzlich sicherstellt (Art. 27 Abs. 5), dass die Daten vertraulich behandelt und hinreichend geschützt wer- den. Weiter ist in diesem Zusammenhang die Sunshine-Regulierung mit der dort vor- gesehenen Veröffentlichung der Ergebnisse der Vergleiche der verschiedenen Ver- teilnetzbetreiber von Bedeutung. Artikel 17bter Absatz 1 verpflichtet die Netzbetreiber und die weiteren im Bereich des Messwesens tätigen Akteure, einander alle Daten zur Verfügung zu stellen, die zur Durchführung der gesetzlich vorgesehenen Aufgaben und Prozesse nötig sind. Um besonders schützenswerte Daten im Sinne von Artikel 3 Buchstabe c DSG handelt es sich dabei nicht. Gleichwohl wird diese bis anhin in der StromVV enthaltene Vor- schrift im Zuge der vollständigen Strommarktöffnung auf die Gesetzesstufe gehoben. Dies, weil der Datenaustausch unter den beteiligten Akteuren für die verschiedeneren Prozesse von fundamentaler Bedeutung ist, insbesondere für die reibungslose Ab- wicklung eines Lieferantenwechsels. Was den Umgang mit Mess- und Stammdaten der Endverbraucher und Elektrizitätserzeuger anbelangt, sind in Artikel 17bter Absätze

2 und 3 weitere datenschutzrechtliche Grundprinzipien verankert, so etwa der An-

spruch auf unentgeltliche Herausgabe der persönlichen Daten. Dies dient der Rechts- vereinheitlichung, unterstehen doch die nach kantonalem und kommunalem Recht konstituierten EVU nicht dem Datenschutzgesetz des Bundes (Art. 2 DSG). In Artikel 17c Absatz 3 ist ferner vorgesehen, dass Mess-, Steuer-, und Regelsysteme hinsichtlich der Datensicherheit besonderen Anforderungen genügen müssen und der Bundesrat das Verfahren zur Festlegung und zur Prüfung der Einhaltung dieser An- forderungen normiert. Der Erlass gewisser Vorgaben durch den Bundesrat liesse sich auch auf Artikel 17c Absatz 2 in Verbindung mit Artikel 7 DSG stützen, zumal das Datenschutzgesetz des Bundes auf diese Systeme integral anwendbar ist (Art. 17c Abs. 1). Aufgrund der hohen praktischen Relevanz dieser Thematik wird dem Bun- desrat an dieser Stelle eine klare und umfassende Kompetenz eingeräumt.