Gasversorgungsgesetz

Erläuternder Bericht zur Vernehmlassungsvorlage

September 2019

2019–...... 1

Übersicht

Der Schweizer Gasmarkt ist im Rohrleitungsgesetz (RLG) nur rudimentär geregelt. Die Weiterentwicklung der privatrechtlichen Netzzugangsbedingungen zwischen Industrie und Gasbranche (Verbändevereinbarung) stösst an ihre Grenzen und es läuft eine Untersuchung der Wettbewerbskommission. Eine spezialgesetzliche Re- gelung des Netzzugangs im neuen Gasversorgungsgesetz (GasVG) ist daher not- wendig, um Rechtssicherheit zu schaffen.

Ausgangslage und Handlungsbedarf Das RLG aus dem Jahr 1963 enthält für den Gasmarkt nicht mehr als eine Transport- pflicht: Nach dieser sind Netzbetreiber verpflichtet, vertraglich Transporte für Dritte zu übernehmen, wenn dies technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist und wenn der Dritte eine angemessene Gegenleistung anbietet. Bei Streitigkeiten entschei- det das Bundesamt für Energie (BFE) einzelfallweise über die Verpflichtung des Ver- tragsabschlusses sowie über die Vertragsbedingungen. Alternativ kann die Wettbe- werbskommission (WEKO) den Durchleitungsanspruch gestützt auf das Kartellrecht durchsetzen. Mit dem Aufbau des Gasbinnenmarktes in der EU ab den 1990er-Jahren stieg in der Schweiz das Interesse von grösseren Industriebetrieben und Händlern, Gas auf euro- päischen Grosshandelsmärkten einzukaufen und selbst in die Schweiz bis hin zum Verbrauchsort zu transportieren. Rechtsunsicherheiten zu den zahlreichen Einzelhei- ten, die für die Abwicklung der Transportpflicht relevant sind, führten im Jahr 2012 zum Abschluss der sogenannten Verbändevereinbarung über den Netzzugang im Gas- markt. Diese wurde zwischen der Gasbranche und zwei Verbänden von grösseren In- dustriekunden abgeschlossen. Die Verbändevereinbarung gewährt den Netzzugang für Gaslieferungen an grosse Industriekunden. Den übrigen Endverbraucherinnen und Endverbrauchern räumt sie hingegen keinen Anspruch auf freie Wahl des Liefe- ranten ein. 2017 hat die WEKO Vorabklärungen im Bereich Erdgas eröffnet um zu prüfen, ob Anhaltspunkte für missbräuchliches Verhalten der Netzbetreiber vorliegen. Ende Januar 2019 eröffnete die WEKO schliesslich eine Untersuchung. Auch beim BFE gingen vereinzelt Gesuche um Feststellung der Transportbedingungen ein. Es besteht somit eine erhebliche Rechtsunsicherheit, die mit dieser Vorlage beseitigt wer- den soll.

Inhalt der Vorlage Der Bundesrat sieht, nach einer Abwägung der Vor- und Nachteile einer vollständi- gen Marktöffnung, vor, dass der Gasmarkt für Endverbraucherinnen und Endver- braucher mit einem jährlichen Verbrauch von mindestens 100 Megawattstunden ge- öffnet wird – derselben Grenze wie beim Strom. Die Energiekommission (die heutige Elektrizitätskommission) beaufsichtigt das natürliche Monopol der Netzbetreiber mit- tels der im Stromversorgungsrecht bewährten Regulierung des Netznutzungsentgelts. Der Netzzugang wird durch ein schweizweites Ein- und Ausspeisemodell («Entry- Exit-Modell») verwirklicht: In Zukunft müssen Lieferanten zur Reservation der Netz-

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kapazität von der Landesgrenze bis zum Verbrauchsort lediglich noch zwei Netznut- zungsverträge abschliessen, ohne dabei einen konkreten Transportweg zu bezeichnen. Auch gibt es nur noch eine einzige Bilanzzone Schweiz. Ein neu zu schaffender, un- abhängiger Marktgebietsverantwortlicher vergibt die Transportkapazitäten und führt diese Bilanzzone. Das GasVG definiert zudem die Anforderungen für eine weiterhin zuverlässige Gasversorgung und leistet einen Beitrag zur Versorgungssicherheit, in- dem die gesetzlichen Regeln an diejenigen der EU angenähert werden, der Zugang zu den Grosshandelsmärkten der Nachbarländer vereinfacht und die notwendigen Auf- gaben und Verantwortlichkeiten den verschiedenen Marktteilnehmern zugeordnet werden.

Auswirkungen Vom neuen Gesetz werden positive volkswirtschaftliche Effekte erwartet. Lokale Energieversorgungsunternehmen, die oft sowohl das Gas- als auch das Stromnetz be- treiben, können sich auf ähnliche Regeln in beiden Bereichen einstellen, auch da die- selbe Regulierungsbehörde für Strom- und Gasnetze zuständig ist. Die Auswirkungen auf die Umwelt dürften geringfügig sein, weil die CO2-Emissionen des Gasverbrauchs bedeutend stärker durch die Gesetzgebung im Klimabereich be- einflusst werden als durch die Folgen der Teilmarktöffnung.

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Inhaltsverzeichnis

1. Ausgangslage 6

1.1 Einleitung 6

1.2 Handlungsbedarf und Ziele 7

1.2.1 Rechtssicherheit schaffen 7

1.2.2 Gewährleistung einer wirtschaftlichen Gasversorgung 7

1.2.3 Versorgungssicherheit beibehalten 10

1.3 Geprüfte Alternativen und gewählte Lösungen 11

1.3.1 Geprüfte Alternative: Vollständige Marktöffnung 11

1.3.2 Geprüfte Alternative: Ergänzung Rohrleitungsgesetz 12

1.4. Verhältnis zur Legislaturplanung und zu Strategien des

Bundesrates 13

1.4.1 Verhältnis zur Legislaturplanung 13

1.4.2 Neue Wachstums-, Energie- und Klimapolitik 14

1.5 Erledigung parlamentarischer Vorstösse 15

2 Rechtsvergleich, insbesondere mit dem europäischen Recht 15

2.1 Wichtigste Rechtsakte der EU 15

2.2 Europarechtskompatibilität der Vorlage 16

3 Grundzüge der Vorlage 17

3.1 Die beantragte Neuregelung 17

3.2 Abstimmung von Aufgaben und Finanzen 30

3.3 Umsetzungsfragen 30

4 Erläuterungen zu einzelnen Artikeln 31

4.1 Gasversorgungsgesetz 31

4.2 Änderung anderer Erlasse 57

4.2.1 Energiegesetz vom 30. September 2016 57

4.2.2 Stromversorgungsgesetz vom 23. März 2007 58

4.2.3 Rohrleitungsgesetz vom 4. Oktober 1963 59

4.2.4 Finanzmarktinfrastrukturgesetz vom 19. Juni 2015 60

5 Auswirkungen 61

5.1 Auswirkungen auf den Bund 61

5.2 Auswirkungen auf Kantone und Gemeinden 61

5.3 Auswirkungen auf die Volkswirtschaft 62

5.4 Auswirkungen auf die Umwelt 64

6 Rechtliche Aspekte 64

6.1 Verfassungsmässigkeit 64

6.2 Vereinbarkeit mit internationalen Verpflichtungen der Schweiz 66

6.3 Erlassform 67

6.4 Unterstellung unter die Ausgabenbremse 67

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6.5 Delegation von Rechtsetzungsbefugnissen 67

6.6 Datenschutz 67

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Erläuternder Bericht

1. Ausgangslage

1.1 Einleitung

Der Schweizer Gasmarkt ist heute gesetzlich nur rudimentär geregelt. Das Rohrlei- tungsgesetz vom 4. Oktober 1963¹ (RLG) enthält für den Gasmarkt nicht mehr als eine Transportpflicht: Nach Artikel 13 Absatz 1 RLG sind die Netzbetreiber ver- pflichtet, vertraglich Transporte für Dritte zu übernehmen, wenn es technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist und wenn der Dritte eine angemessene Gegenleistung anbietet. Im Übrigen richtet sich das Verhalten der verschiedenen Marktakteure nach den allgemeinen wettbewerbsrechtlichen Bestimmungen, insbesondere nach dem Kartellgesetz vom 6. Oktober 1995² (KG) sowie nach den Bestimmungen des Preis- überwachungsgesetzes vom 20. Dezember 1985³ (PÜG). Bei Streitigkeiten entscheidet heute gemäss Artikel 13 Absatz 2 RLG das Bundesamt für Energie (BFE) einzelfallweise über die Verpflichtung des Vertragsabschlusses so- wie über die Vertragsbedingungen. Alternativ kann die Wettbewerbskommission (WEKO) den Durchleitungsanspruch gestützt auf das Kartellrecht durchsetzen. Für Streitfälle besteht also eine parallele Zuständigkeit von WEKO und BFE. Das 1964 in Kraft getretene RLG dient der Aufsicht über den Bau und den Betrieb von Rohrleitungen. In diesem Kontext erscheint sein Artikel 13 an sich sachfremd. Dieser sollte die Ausnützung der monopolistischen Stellung des Rohrleitungsinhabers und den Bau von Parallelleitungen verhindern. Der Artikel gab über Jahrzehnte zu keinen Diskussionen Anlass. Dies änderte sich mit dem Aufbau eines Gasbinnen- marktes in der Europäischen Union (EU) ab den 1990er-Jahren. Durch drei Binnen- marktpakete sowie den zugehörigen technischen Normen wurden liquide Grosshan- delsmärkte etabliert, auf welchen verschiedene Akteure das Gas auch kurzfristig handeln können; dies in einer Branche, welche bis anhin auf langjährigen Vereinba- rungen zwischen wenigen Beteiligten beruhte. Diese Entwicklungen hatten auch Fol- gen für die Schweiz: Grössere Industriebetriebe oder Händler wollten das benötigte Gas vermehrt auf europäischen Grosshandelsmärkten kaufen und selbst in die Schweiz und weiter zum Verbrauchsort transportieren. Zur Konkretisierung der Netzzugangsbedingungen erstellte die Schweizer Gasbran- che im Jahre 2003 eine sogenannte Transportkoordinations-Vereinbarung. 2008 be- antragte dennoch ein industrieller Gasbezüger beim BFE gestützt auf Artikel 13 Ab- satz 2 RLG die behördliche Festlegung der Netzzugangsbedingungen und erstattete parallel dazu bei der WEKO Anzeige. Als Folge daraus schlossen die Gasbranche und zwei Verbände von grösseren Industriekunden am 1. Oktober 2012 eine Vereinbarung über den Netzzugang, die sogenannte Verbändevereinbarung4. Diese konkretisiert die Bedingungen zwar eingehender als ihre Vorläuferin, gewährt den Netzzugang jedoch

4 Die Verbändevereinbarung ist abrufbar unter www.ksdl-erdgas.ch > downloads > Verbän- devereinbarung.

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(wiederum) nicht allen Endverbraucherinnen und Endverbrauchern: Die gebuchte Transportkapazität muss seit dem 1. Oktober 2015 mindestens 150 Normkubikmeter pro Stunde (Nm3/h) betragen (davor lag die Grenze bei 200 Nm3/h), das Erdgas muss primär als Prozessgas verwendet werden und der Netznutzer oder die Netznutzerin muss über eine Lastgangmessung mit Datenfernübertragung verfügen. Seit Inkrafttreten der Verbändevereinbarung im Jahr 2012 laufen zwischen Industrie und Gasbranche Diskussionen zu deren Weiterentwicklung. Vor einiger Zeit sind die Gespräche indes ins Stocken geraten. Diskussionspunkte sind u.a. eine einheitliche Bilanzzone und die Senkung der Marktöffnungsschwelle; Letzteres bspw. durch die Aufhebung der Bestimmung, nach welcher das Gas hauptsächlich für Industriezwecke genutzt werden muss. Anfang 2019 wurde der Dialog wieder aufgenommen worden. Ergebnisse liegen noch keine vor.

1.2 Handlungsbedarf und Ziele

1.2.1 Rechtssicherheit schaffen

Die Gasbranche reichte die Verbändevereinbarung bei der WEKO zur Vorabklärung ein. In ihrem Schlussbericht vom 16. Dezember 20135 zur Verbändevereinbarung ver- zichtete die WEKO zwar auf Einleitung einer Untersuchung, doch behielt sie sich eine Einzelfallprüfung mit allfälligen Sanktionsfolgen ausdrücklich vor. Im Jahr 2017 hat das Sekretariat der WEKO denn auch Vorabklärungen im Bereich Erdgas eröffnet, um zu prüfen, ob Anhaltspunkte für ein im Sinne von Artikel 7 KG missbräuchliches Verhalten der Netzbetreiber vorliegt. Am 31. Januar 2019 gab die WEKO bekannt, dass sie in einer der Vorabklärungen eine Untersuchung eröffnet hat. Auch wenn ein Entscheid der WEKO nur den konkreten Einzelfall regeln wird, dürfte dieser eine Signalwirkung für die gesamte Branche haben. Es besteht somit eine erhebliche Rechtsunsicherheit hinsichtlich der Netzzugangsbedingungen, zumal Entscheide der WEKO auch Sanktionen zur Folge haben können. Zudem gingen auch beim BFE ver- einzelt Gesuche um Feststellung der Transportbedingungen ein. Eine spezialgesetzli- che Regelung, wie sie mit dem vorliegenden Gasversorgungsgesetz (GasVG) vorge- sehen ist, soll die Rechtsunsicherheit beseitigen.

1.2.2 Gewährleistung einer wirtschaftlichen

Gasversorgung Aus volkswirtschaftlicher Sicht weisen die Transport- und Verteilnetze die Eigen- schaft eines stabilen, monopolistischen Engpasses auf. Die Netzbetreiber sind daher grundsätzlich in der Lage, Monopolrenten abzuschöpfen und/oder die Marktmacht auf benachbarte Märkte auszudehnen, mit entsprechend negativen Effekten. Auch wenn für die Erzeugung von Raumwärme alternative Technologien zur Verfügung stehen und damit Gas in diesem Bereich mittel- bis längerfristig einem Wettbewerb ausge-

5 Recht und Politik des Wettbewerbs 2014/1, S. 110-146.

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setzt ist, sind die Hausbesitzer zumindest kurzfristig von ihrem lokalen Versorger ab- hängig. Im Bereich der industriellen Prozesswärme ist ein Umstieg auf andere Ener- gieträger oft, wenn überhaupt, nur unter hohen Investitionen möglich. Der Schlussbe- richt der WEKO vom 16. Dezember 2013 schätzte die Substitutionsmöglichkeiten der Kunden wie folgt ein: «Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass die über- wiegende Mehrheit der Endverbraucherinnen und Endverbraucher ihre Erdgasnach- frage nicht in angemessener Frist auf einen anderen Energieträger umstellen könn- ten.» Zur Frage der Marktstellung der Netzbetreiber lautete das Fazit: «Aufgrund des natürlichen Monopolcharakters von Erdgasrohrleitungsanlagen sowie der fehlenden Ausweichmöglichkeiten der Marktgegenseite ist davon auszugehen, dass sich die Schweizer Netzbetreiber als Anbieter von Erdgastransport- resp. Erdgasverteilungs- dienstleistungen in ihren Netzgebieten in wesentlichem Umfang unabhängig von an- deren Marktteilnehmern verhalten können.» Eine Regulierung des Netzbereiches ist daher notwendig und sinnvoll. Nicht alle Bereiche der Gasversorgung sind natürliche Monopole. Der Monopolbe- reich beschränkt sich auf den Betrieb des Gasnetzes. In den anderen Bereichen – Be- schaffung, Handel, Vertrieb – ist Wettbewerb möglich. Um diesen Wettbewerb zu ermöglichen, ist der Zugang zum Netz so zu regeln, dass der Netzbetreiber ungeachtet seiner natürlichen Monopolstellung nicht in der Lage ist, den Wettbewerb in den an- deren Bereichen zu behindern. Entscheidend ist ein transparenter und diskriminie- rungsfreier Netzzugang. Dieser ist notwendig für die Beschaffung und den Handel sowie für die Belieferung der Endverbraucherinnen und Endverbraucher, die ihren Lieferanten frei wählen können. Gemäss Erkenntnissen der Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Ent- wicklung (OECD)6 sollen insbesondere folgende Voraussetzungen geschaffen wer- den, um Wettbewerb im Gasmarkt zu erreichen:

1. Schaffung eines regulatorischen Rahmens, welcher den Zugang zu den nicht

wettbewerblichen Bereichen garantiert, insbesondere zum Netz.

2. Ermöglichung der Wahlmöglichkeiten der Konsumenten.

3. Schaffung eines Mechanismus zur Zuteilung von knappen Netzkapazitäten.

4. Schaffung eines unabhängigen, fachkundigen Regulators.

5. Trennung (Entflechtung) der nicht wettbewerblichen (v.a. Netzbetrieb) von

den wettbewerblichen Bereichen (v.a. Produktion, Handel und Vertrieb).

6 OECD Policy Roundtable, Promoting Competition in the Natural Gas Industry, 2000.

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In den EU-Mitgliedstaaten wurde die Öffnung der Gasmärkte im Jahr 1998 mit dem ersten Binnenmarktpaket7 eingeleitet. Das zweite8 und das dritte9 Binnenmarktpaket entwickelten die Marktöffnung weiter. Seit dem 1. Juli 2007 ist der Gasmarkt in allen EU-Mitgliedstaaten für sämtliche Endverbraucherinnen und Endverbraucher offen – mit Ausnahme von einigen wenigen, schlecht ins europäische Netz eingebundenen Gebieten. Mit der Marktöffnung haben sich in den Nachbarländern der Schweiz mehr oder weniger liquide Grosshandelsmärkte (sog. Hubs) herausgebildet. Eine besondere Bedeutung für die Schweiz hat dabei der deutsche Hub Net Connect Germany (NCG), auf welchem die Gashändler für den Schweizer Markt aktiv sind. Voraussichtlich wer- den am 1. Oktober 2021 in Deutschland die beiden heute noch bestehenden Marktge- biete NCG und Gaspool zu einem einzigen, integrierten Marktgebiet fusioniert. Seit dem 1. November 2018 haben sich in Frankreich die beiden verbliebenen Marktzonen (Bilanzzonen) zur Trading Region France (TRF) mit dem Grosshandelsmarkt PEG zusammengeschlossen, womit für die Schweizer Lieferanten ein weiterer attraktiver Beschaffungsmarkt entstanden ist. Die Schaffung des Gasbinnenmarktes in der EU bedingte eine weitgehende Verein- heitlichung der Regeln des Gastransports zwischen den Mitgliedstaaten. Hierzu wur- den insbesondere fünf sogenannte Netzkodizes verabschiedet (siehe Kap. 2.1). Die Internationale Energieagentur (IEA) empfiehlt der Schweiz, sich beim neuen Gesetz möglichst an die Regeln der EU anzulehnen und einen starken, unabhängigen Regu- lator zu benennen.10 Als Grundlagen für die Erarbeitung des GasVG dienten deshalb nicht nur die privat- rechtliche Verbändevereinbarung und die Stromversorgungsgesetzgebung, sondern auch der Anspruch, möglichst mit den EU-Regeln zum Gasmarkt kompatibel zu sein. Allerdings weichen diese drei Regelwerke bei verschiedenen Fragen wie bspw. der Marktöffnungsgrenze, den Bilanzierungsregeln oder der Entflechtung voneinander ab. Es musste für die verschiedenen Themen jeweils situativ entschieden werden, an welcher dieser Grundlagen sich das GasVG orientiert, ohne einem Regelwerk generell den Vorzug zu geben. Mit der Verbändevereinbarung wurden bereits zwei Marktöffnungsschritte verwirk- licht: Zunächst wurde der Markt für Prozessenergie bei einer gebuchten Transportka- pazität von mindestens 200 Nm3/h geöffnet. Später wurde die erforderliche Schwelle auf 150 Nm3/h) reduziert. Damit haben heute rund 330 Endverbraucherinnen und Endverbraucher Marktzugang. Diese verbrauchen rund 30 Prozent der im Schweizer

7 Richtlinie 98/30/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 22. Juni 1998 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt, Abl. L 204, S. 1. 8 Die Richtlinien 2003/55/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG, Abl. L 176, S. 57. 9 Richtlinie 2009/73/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 13. Juli 2009 über ge- meinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG, Abl. L 211 vom 14.8.2009, S. 94; Verordnung 2009/715/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erd- gasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, Abl. L 211vom 14.8.2009, S. 36.

10 IEA, Energy Policies of IEA Countries: Switzerland, 2018 Review, S. 61.

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Gasmarkt abgesetzten Energie. Allerdings machen nur rund ein Dutzend dieser Ver- braucher von ihrem Recht Gebrauch, einen anderen Lieferanten als den lokalen Gas- versorger zu wählen. Unter den heutigen Netzzugangsbedingungen scheint sich kein funktionierender Wettbewerb einzustellen. Mit der nun vorgeschlagenen Teilmarkt- öffnung für Endverbraucherinnen und Endverbraucher mit mindestens 100 MWh Verbrauch pro Verbrauchsstätte und Jahr erhält gegenüber der heute in der Verbän- devereinbarung festgesetzten Schwelle ein substanziell grösserer Anteil von Kunden Marktzugang. Dass keine vollständige Marktöffnung vorgeschlagen wird, hängt mit den Rahmenbedingungen des Schweizer Gasmarktes (relativ kleiner Markt, in Zu- kunft abnehmende Bedeutung des Energieträgers Erdgas im Wärmebereich) zusam- men (siehe Kap. 3.1 zur Teilmarktöffnung).

1.2.3 Versorgungssicherheit beibehalten

Die Gasversorgung ist eine sogenannt kritische Infrastruktur.11 Die Schweiz impor- tiert praktisch sämtliches Gas, welches hierzulande verbraucht wird. Der Anteil des im Inland produzierten Biogases am Konsum beträgt nur rund ein Prozent. Erdgas wird aus verschiedenen Ländern und über verschiedene Routen bezogen. Die grösste Gasleitung ist die Transitgasleitung von Deutschland und Frankreich über die Schweiz nach Italien. Diese kann seit 2017/2018 in beiden Richtungen betrieben wer- den (sog. Umkehrfluss). Die IEA bescheinigt der Schweiz, dass sie gut ins europäi- sche Gasnetz eingebunden ist.12 Dies ist für die Gasversorgungssicherheit von zent- raler Bedeutung. Die EU hat als Folge der russisch-ukrainischen Erdgaskrise von 2009 ihr Gaskrisen- management ausgebaut und eine so genannte «Koordinierungsgruppe Gas» gebildet. Nach der EU-Erdgasversorgungsverordnung13, die die Grundlage für dieses Gremium bildet, ist die Gewährleistung der Erdgasversorgungssicherheit eine gemeinsame Auf- gabe der Gaswirtschaft, der EU-Mitgliedstaaten (bzw. der dafür jeweils zuständigen Behörden) sowie der EU-Kommission. Die neuste Revision dieser Verordnung im Jahr 2017 führte unter Artikel 13 einen Solidaritätsmechanimus ein. Nach diesem ist jeder EU-Mitgliedstaat verpflichtet, einem anderen Mitgliedstaat – sofern dieser über das Gasnetz direkt oder über einen Drittstaat mit ihm verbunden ist – Gas zu liefern, falls der Versorgungs-Notfall ausgerufen wird und bereits alle möglichen anderen Massnahmen zur Sicherstellung der Versorgung ergriffen wurden. Die Schweiz ist weder Mitglied noch hat sie Beobachterstatus in der Koordinationsgruppe; sie wird jedoch regelmässig zu deren Sitzungen eingeladen. Das Bundesamt für Energie hat in den vergangenen Jahren, in Analogie zu den Erfordernissen der EU- Erdgasversorgungsverordnung, eine Risikobewertung sowie Notfall- und Präventi- onspläne erarbeitet und veröffentlicht.

11 Nationale Strategie zum Schutz kritischer Infrastrukturen 2018–2022 (BBl 2018 503), S. 511

12 IEA, Energy Policies of IEA Countries: Switzerland, 2018 Review, S. 60.

13 Verordnung 2017/1938/EU des europäischen Parlaments und Rates vom 25. Oktober 2017 über Massnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010, Abl. L 280 vom 28.10.2017, S. 1.

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Mit dem GasVG soll die Versorgungssicherheit optimiert werden, indem die Markt- regeln denjenigen der EU angepasst werden, was den gegenseitigen Austausch ver- einfacht. In erster Linie soll die Versorgungssicherheit wie heute subsidiär sicherge- stellt werden (siehe Kap. 3.1 zur Versorgungssicherheit).

1.3 Geprüfte Alternativen und gewählte Lösungen

1.3.1 Geprüfte Alternative: Vollständige Marktöffnung

Eingehend geprüft wurde die Frage des Marktöffnungsgrades – dieser ist für die Aus- gestaltung der Vorlage von entscheidender Bedeutung. Einerseits könnte der Markt für sämtliche Endverbraucherinnen und Endverbraucher geöffnet werden, anderseits ist es möglich, den Markt lediglich für die grösseren Endverbraucherinnen und End- verbraucher zu öffnen. Die vollständige Schliessung des Marktes und Re-Etablierung des Monopols der Netzbetreiber stand nicht zur Diskussion, da der Markt schon heute teilweise geöffnet ist und für die grössten Endverbraucherinnen und Endverbraucher hiermit Wahlmöglichkeiten wegfallen würden.

Vorteile einer vollständigen Marktöffnung Die Vorteile einer vollständigen Marktöffnung würden darin liegen, dass, falls der Strom- und der Gasmarkt gleichzeitig vollständig geöffnet sind, aufeinander abge- stimmte Produkte für beide Sektoren gemeinsam angeboten werden könnten. Die Er- fahrung unserer Nachbarländer zeigt, dass im Gasmarkt der Wettbewerb unter den richtigen Rahmenbedingungen funktioniert; der freie Netzzugang ist im EU-Recht verbindlich vorgegeben. Die Konsumenten, auch die kleinen Verbraucher, dürften vom Wettbewerb im Gasmarkt finanziell profitieren. Bei einer vollständigen Markt- öffnung würden die Einsparungen der Endverbraucherinnen und Endverbraucher, ge- mäss groben Abschätzungen einer Studie14, fünf Jahre nach der Öffnung rund 40 Mil- lionen Franken pro Jahr und zehn Jahre nach der Marktöffnung rund 70 Millionen Franken pro Jahr betragen (gleichbleibender Verbrauch vorausgesetzt). Bei diesen Zahlen handelt es sich nicht nur um volkswirtschaftliche Effizienzsteigerungen, son- dern auch um Umverteilung weg von den Versorgern hin zu den Konsumenten. Durch die Wahlmöglichkeit für alle Endverbraucherinnen und Endverbraucher werden Ge- schäftsmodelle erst ermöglicht, die durch das Optimieren der leitungsgebundenen Energieträger entstehen. Sowohl etablierte als auch neue Marktakteure könnten kom- binierte Angebote für Strom, Gas, Wärme oder Elektromobilität auf den Markt brin- gen. Längerfristig kann dies zu neuen, innovativen Produkten bspw. zur flexiblen Speicherung und bedarfsgerechtem Einsatz führen.

14 Studie betreffend den möglichen Vorgehensweisen bei einer Öffnung des Schweizer Gas- markts, Juni 2016, Infras und Frontier Economics im Auftrag des Bundesamts für Energie, S.68.

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Nachteile einer vollständigen Marktöffnung Hingegen bringt die vollständige Marktöffnung auch gewichtige Nachteile: Die Wär- meversorgung wird in den nächsten Jahren weg von fossilen Energieträgern gehen; es kommen zunehmend erneuerbare Heizsysteme zum Zug. Durch die energetische Sa- nierung von Häusern sinkt zudem der Wärmebedarf. Hier sind die Städte und Ge- meinden gefordert, im Rahmen der Energieplanung aufzuzeigen, wie die übergeord- neten oder eigenen Energie- und Klimaziele kommunal bzw. auf regionaler Ebene umsetzbar sind. Dies dürfte dazu führen, dass deutlich weniger Haushalte als heute Endkunden von Gasversorgern sein werden. Es dürften auch Teile von Gasnetzen stillgelegt werden. Ein solcher Umbau ist nur mit langjähriger Planung möglich. An- gesichts der Tatsache, dass die meisten Gasversorger im Eigentum der öffentlichen Hand sind und diese bzw. die Versorger diesen Umbau planen und später finanzieren müssen, bietet das Teilmonopol für die Städte und Gemeinden zweierlei Vorteile:

- Sie können vorgeben, dass der Versorger den gebundenen Kunden einen ge- wissen Anteil an erneuerbarem Gas liefern muss, und damit Einfluss auf die Zusammensetzung des Gases nehmen. - Sie haben bei der Koordination der Arbeiten hinsichtlich der Versorgung der kleineren, gasversorgten Kunden einen zentralen Ansprechpartner.

Bei einer Teilmarktöffnung mit Netzzugang für Gewerbe sowie mittlere (und grosse) Industrie betragen, nach groben Abschätzungen der erwähnten Studie, die Einsparun- gen der Endverbraucherinnen und Endverbraucherinnen fünf Jahre nach der Öffnung rund 19 Millionen Franken pro Jahr und zehn Jahre nach der Öffnung rund 34 Milli- onen Franken pro Jahr (gleichbleibender Verbrauch vorausgesetzt). Auch hier handelt es sich nicht nur um volkswirtschaftliche Effizienzsteigerungen, sondern auch um Umverteilung weg von den Versorgern hin zu den Konsumenten. In Anbetracht der grossen Herausforderung der nächsten Jahre und Jahrzehnte, die Energie- und Klimaziele zu erreichen, ist der Bundesrat der Meinung, dass den Ver- sorgern und Gemeinden dieser Handlungsspielraum belassen werden soll und schlägt deshalb eine Teilmarktöffnung vor (siehe Abschnitt 3.1).

1.3.2 Geprüfte Alternative: Ergänzung des

Rohrleitungsgesetzes Der Bundesrat ist der Auffassung, dass die künftige Regelung zum Schweizer Gas- markt möglichst schlank ausfallen soll. Er hat deshalb vorgängig geprüft, ob es rei- chen würde, anstelle eines GasVG die Voraussetzungen für den Anspruch auf Netz- zugang in Artikel 13 RLG präziser zu fassen. Für eine effektive Teilmarktöffnung genügt es jedoch nicht, wenn der Gesetzgeber nur die Netzzugangskriterien bezeichnet oder wenn er den Anspruch auf Netzzugang für die Belieferung der (grösseren) Endverbraucherinnen und Endverbraucher ein- räumt, ohne die konkrete Abwicklung zu regeln. Macht ein Lieferant von seinem An- spruch auf Netzzugang Gebrauch, stellen sich zahlreiche und komplexe Folgefragen. So müsste etwa über das geschuldete Netznutzungsentgelt entschieden werden, womit

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sich gleichzeitig die Frage nach den anrechenbaren Betriebs- und Kapitalkosten stellt. Weiter ergeben sich Fragen zum Netznutzungsmodell (z.B. buchbare Kapazitäten), zur Bilanzierung (v.a. Toleranzen und Pönalen) und zur Entflechtung (Kostenabgren- zung, Umgang mit sensiblen Informationen des Netzbereichs usw.). In einer Ergänzung des RLG (Art. 13 ff.) könnten neben der Netzzugangsberechti- gung zwar allenfalls auch Vorschriften zur buchhalterischen Entflechtung und der an- rechenbaren Netzkosten aufgenommen werden. Eine darüber hinausgehende Rege- lung (z.B. zu Fragen der Bilanzierung oder des Netznutzungsmodells) würde den Rahmen jedoch sprengen. Über diejenigen Aspekte der Marktordnung, zu denen spezialgesetzliche Vorgaben fehlen, müssten im Streitfall die zuständigen Behörden entscheiden (WEKO, Preis- überwacher, BFE sowie Zivil- und Verwaltungsgerichte). Aufgrund der mangels ge- setzlicher Informationspflichten intransparenten Marktverhältnisse würde eine sach- gerechte Entscheidung nicht leichtfallen, zumal diese Behörden im Unterschied zu einem sektorspezifischen Regulator nicht über spezifisches Fachwissen verfügen. Es wäre deshalb mit zahlreichen und womöglich auch aufwändigen Gerichtsverfahren zu rechnen. Da jeder Entscheid von den konkreten Umständen des Einzelfalls geprägt ist, würde dieses Vorgehen «von Fall zu Fall» zudem – wenn überhaupt – nur sehr langsam zu mehr Rechtssicherheit führen. Somit wäre es den vertikal integrierten Gasversorgungsunternehmen bis auf Weiteres grundsätzlich möglich, den gewünsch- ten Wettbewerb im Energiebereich durch eine Diskriminierung von Drittanbietern zu unterdrücken. Wenn gewichtige Aspekte der Marktordnung einer «Branchenlösung» überlassen bleiben, birgt dies zum einen die Gefahr, dass die gewählte Lösung in wettbewerbs- rechtlicher Hinsicht problematisch ausfällt. Zudem kann dieser Regelungsansatz auch grundsätzlich scheitern, wie sich dies am Beispiel der Weiterentwicklung der Verbän- devereinbarung gezeigt hat. Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass der im Falle einer sehr schlanken Regelung via RLG eingesparte Gesetzgebungsaufwand voraus- sichtlich durch eine Vielzahl unerwünschter Effekte konterkariert würde (Rechtsun- sicherheit, grosses Diskriminierungspotenzial, aufwändige Gerichtsverfahren) – ein Mangel, der mit Artikel 13 RLG bereits heute offen zutage tritt. Deshalb ist der Bun- desrat überzeugt, dass das vorliegende schlanke, aber themenmässig umfassende Ge- setz eine angemessene Normdichte aufweist.

1.4. Verhältnis zur Legislaturplanung und zu Strategien

des Bundesrates

1.4.1 Verhältnis zur Legislaturplanung

Die Vorlage ist in der Botschaft vom 27. Januar 201615 zur Legislaturplanung 2015–

2019 angekündigt. Die Durchführung des Vernehmlassungsverfahrens zum GasVG

ist zudem ein Jahresziel des Bundesrates für 2019.16

15 BBl 2016 1105, 1222

16 Jahresziele des Bundesrates 2019; Band I; Ziel 8.

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1.4.2 Neue Wachstums-, Energie- und Klimapolitik

Der Bundesrat hat am 22. Juni 201617 die «neue Wachstumspolitik» als Reformpaket mit insgesamt 14 Massnahmen verabschiedet. In der ersten Säule sind die Öffnung des Strommarktes und die Regulierung des Gasmarktes aufgeführt, da den Regulie- rungen dieser Netzwerksektoren für die Arbeitsproduktivität besondere Bedeutung zukommt. Erdgas spielt mit einem Anteil von rund 14 Prozent am Endenergieverbrauch eine nach wie vor wichtige Rolle in der schweizerischen Energieversorgung. So betrug der Verbrauch von Gas in der Schweiz im Jahr 2018 33,5 Terrawattstunden (TWh), in- klusive dem Verbrauch für Fernwärme und Stromerzeugung, den Netzverlusten und dem Eigenverbrauch. Um ihre Klimaziele zu erreichen, muss die Schweiz die Ener- gieversorgung jedoch längerfristig ohne fossile Energieträger gewährleisten können. Den Rahmen für die dafür notwendigen Massnahmen soll die Totalrevision des CO2- Gesetzes nach 2020 schaffen.18 Gas wird jedoch kurz- bis mittelfristig ein wichtiger Energieträger bleiben. Allerdings muss der Erdgasverbrauch deutlich reduziert und die verbleibende Nachfrage nach Gas soweit möglich mit erneuerbarem Gas gedeckt oder aber gesellschaftlich akzeptierte Lösungen für die Abscheidung, Speicherung und Nutzung von CO² gefunden werden. Dies stellt eine Herausforderung für die Gas- versorger und die betroffenen Eigentümer, v.a. Städte und Gemeinden, dar. Stillle- gungen von Gasleitungen dürften in Folge der politischen Vorgaben der Energiestra- tegie und der CO2-Gesetzgebung des Bundes, der kantonalen Energiegesetze und der kommunalen Energierichtpläne an Bedeutung gewinnen, selbst wenn erneuerbare Gase künftig eine Möglichkeit bieten, die bestehenden Gasleitungen teilweise weiter- zutreiben. Das GasVG bietet die Grundlage für den Erlass von geeigneten regulatori- schen Rahmenbedingungen für die Netzbetreiber, bspw. hinsichtlich der Festsetzung der regulatorischen Verzinsung oder der regulatorisch anerkannten Betriebsdauer der Anlagen. Für die Gasbezüger, die von einer Stilllegung betroffen sein könnten, ist hingegen keine spezifische Regelung vorgesehen. Das GasVG unterscheidet nicht nach dem Ursprung des Gases, welches in der Gas- leitung transportiert wird; es kann sich also um Erdgas, Biogas, Wasserstoff oder auch ein synthetisch hergestelltes (erneuerbares) Gas handeln. Fragen zur Förderung von erneuerbaren Gasen sind nicht Teil des GasVG. Diese Themen fallen in den Anwen- dungsbereich anderer Gesetze (Energiegesetz oder CO2-Gesetz). Es besteht eine hohe Kohärenz mit dem Stromversorgungsgesetz vom 23. März

200719 (StromVG). So soll bspw. dieselbe Regulierungsbehörde für Strom und Gas

zuständig sein. Weiter werden die Netzkosten nach derselben Methodik beurteilt und wie für den Strom gilt auch beim Gas das Subsidiaritätsprinzip. Damit werden ähnli- che Rahmenbedingungen für leitungsgebundene Energien geschaffen, was eine wich- tige Voraussetzung für die Kopplung von Strom-, Wärme-, Gas- und Verkehrssektor zu einem energieeffizienten, treibhausgasarmen und flexiblen Gesamtsystem ist.

17 Bericht des WBF zum Umsetzungsstand der neuen Wachstumspolitik, 20. Dezember 2017. 18 Botschaft vom 1. Dezember 2017 zur Totalrevision des CO2-Gesetzes nach 2020; BBl 2018 247. 19 SR 734.7

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1.5 Erledigung parlamentarischer Vorstösse

Der Bundesrat hat auf die Interpellation Müller Damian 16.3354 «Ist das Gasversor- gungsgesetz auf Kurs?» hin geantwortet, dass das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) eine Vernehmlassungsvor- lage erarbeiten will. Ebenfalls hat er, nach einer Verzögerung des Zeitplans, zur In- terpellation Buttet Yannick 17.3981 «Arbeiten am Gasversorgungsgesetz und Er- kenntnisse des BFE» im Februar 2018 geantwortet, dass die Erkenntnisse aus den vom BFE in Auftrag gegebenen Studien sowie die eigenen Arbeiten weiterhin Grundlage für den Gesetzesentwurf seien. In der Antwort auf die Frage Jans Beat 18.5529 «Cha- otischer Gasmarktöffnung vorbeugen» hat er präzisiert, dass die Vernehmlassung auf Ende 2019 zu erwarten sei.

2 Rechtsvergleich, insbesondere mit dem europäischen

Recht

2.1 Wichtigste Rechtsakte der EU

Die Gasmärkte in der EU sind, wie erwähnt, im Zuge des zweiten EU-Energie- Binnenmarktpakets ab Mitte 2007 für sämtliche Endverbraucherinnen und Endver- braucher vollständig geöffnet worden. Inzwischen sind die im Jahr 2009 verabschie- deten Rechtsakte des dritten Energie-Binnenmarktpakets massgebend. Für den Gas- markt sind dabei materiell zwei Erlasse relevant: Die Richtlinie 2009/73/EG20 über den Erdgasbinnenmarkt und die Verordnung 2009/715/EG21 über den Netzzugang. Institutionell sind die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehör- den22 (ACER) und der Verbund der europäischen Fernleitungsnetzbetreiber (ENTSO- G) hervorzuheben. ENTSO-G und ACER spielen bei der Erarbeitung der von der EU- Kommission zu erlassenden sogenannten Netzkodizes eine wichtige Rolle. Bis dato

20 Richtlinie 2009/73/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 13. Juli 2009 über ge- meinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG, Abl. L 211 vom 14.8.2009, S. 94. 21 Verordnung 2009/715/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, Abl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36. 22 Verordnung 2009/73/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 13. Juli 2009 zur Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden, Abl. L 211 vom 14.8.2009, S. 1.

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wurden solche Netzkodizes zur Regelung der folgenden Aspekte erlassen: Harmoni- sierung der Fernleitungsentgeltstrukturen23, Kapazitätsvergabe und Engpassmanage- ment24, Bilanzierung25 sowie der Interoperabilität der Netze und dem Datenaus- tausch26. Die Netzkodizes enthalten technische Regeln, die insbesondere für die Transportnetzbetreiber relevant sind. Im Nachgang zum dritten Energie-Binnenmarktpaket folgte 2011 die Verordnung 2011/1227/EU27 über die Integrität und Transparenz des Energiegrosshandelsmarkts (sog. REMIT-Verordnung). Diese statuiert sowohl für den Strom- als auch für den Gasmarkt ein Verbot von Insiderhandel und Markmanipulation und verpflichtet die Mitgliedstaaten, entsprechende Sanktionen vorzusehen. Die Marktteilnehmer sind zur Veröffentlichung von Insiderinformationen und zur Lieferung bestimmter Daten an die Behörden der EU bzw. der Mitgliedstaaten verpflichtet. Von Bedeutung ist ferner die bereits erwähnte Verordnung 2017/1938/EU über Mass- nahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung (sog. SOS-Verordnung). Diese enthält Solidaritätsmechanismen, nach welchen sich die EU-Mitgliedstaaten im Falle einer kritischen Versorgungslage gegenseitig aushelfen. Darüber hinaus enthält sie Konzepte zum Schutz besonders schutzbedürftiger Kunden und eine an die Mit- gliedstaaten gerichtete Pflicht zur Erstellung von Präventions- und Notfallplänen. Zur besseren Abstimmung des Vollzugs dieser Instrumente sieht die Verordnung ausser- dem den Einsatz einer «Koordinierungsgruppe Gas» vor. Aus dem sogenannten Clean Energy Package (CEP), das v.a. die Erreichung der Ziele des Klimaübereinkommens von Paris und eine weitere Stärkung des gemeinsamen Elektrizitätsmarktes absichern soll und das noch im Jahr 2019 in Kraft treten wird, ergeben sich keine Änderungen, die für den hier interessierenden Zugang zu den Gas- netzen von Bedeutung sind.

2.2 Europarechtskompatibilität der Vorlage

Der Gasmarkt ist nicht Gegenstand des Stromabkommens, über das die Schweiz und die EU seit 2007 verhandeln. Ein bilaterales Abkommen über den Gasmarkt wurde bisher nicht angestrebt. Trotzdem orientiert sich die Vorlage stark an den Vorgaben des EU-Rechts (vgl. nicht zuletzt Art. 39 Abs. 3), wobei in gewissen Bereichen be- wusst Abweichungen bestehen.

23 Verordnung 2017/460/EU der Kommission vom 16. März 2017 zur Festlegung eines Netz- kodex über harmonisierte Fernleitungsentgeltstrukturen, Abl. L 72 vom 17.3.2017, S. 29. 24 Verordnung 2017/459/EU der Kommission vom 16. März 2017 zur Festlegung eines Netz- kodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen und zur Auf- hebung der Verordnung (EU) Nr. 984/2013, Abl. L 72 vom 17.3.2017, S. 1. 25 Verordnung 2014/312/EU der Kommission vom 26. März 2014 zur Festlegung eines Netz- kodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen, Abl. L 91 vom 27.3.2014, S. 15. 26 Verordnung 2015/703/EU der Kommission vom 30. April 2015 zur Festlegung eines Netz- kodex mit Vorschriften für die Interoperabilität und den Datenaustausch, Abl. L 113 vom 1.5.2015, S. 13. 27 Verordnung 2011/1227/EU des europäischen Parlaments und Rates vom 25. Oktober 2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts, Abl. L 326 vom 8.12.2011, S. 1.

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Nicht europarechtskonform ist die im GasVG vorgesehene Teilmarktöffnung; nach dem EU-Recht müssten alle Endverbraucherinnen und Endverbraucher ihren Liefe- ranten frei wählen können. Weitere Abweichungen vom EU-Recht bestehen in ein- zelnen Bereichen: - Die Entflechtungsvorgaben, insbesondere auf Ebene des Transportnetzes, sind weniger strikt als vom EU-Recht verlangt. Mit dieser Abweichung nimmt das GasVG Rücksicht auf die stark fragmentierte, historisch gewachsene Struktur der hiesigen Gaswirtschaft. Diese zeichnet sich als Folge des födera- len Staatsaufbaus durch eine Vielzahl von kommunalen Gasversorgungsun- ternehmen aus; derzeit sind es rund 100, zumeist vertikal integrierte Unter- nehmen. - Weitere Abweichungen bestehen im Bereich der Befugnisse und Aufgaben des Regulators. So verfügt die Energiekommission (EnCom) nicht über die im EU-Recht vorgesehenen Sanktionskompetenzen; diese sind bei Wider- handlungen gegen dieses Gesetz dem BFE vorbehalten. - Ferner ist die Erstellung von mehrjährigen Netzentwicklungsplänen nicht ver- bindlich vorgegeben; sie kann vom BFE jedoch verlangt werden. - Eine Partizipation an den Mechanismen der REMIT- und der SOS- Verordnung würde den Abschluss einer staatsvertraglichen Regelung erfor- dern. Hingegen wird analog zu den Artikeln 26a ff. der Stromversorgungsver- ordnung vom 14. März 200828 (StromVV) im Gesetz vorgesehen, dass die von der REMIT-Verordnung betroffenen, in der Schweiz domizilierten Ak- teure die entsprechenden Datenlieferungen zugleich zuhanden der EnCom vornehmen müssen.

3 Grundzüge der Vorlage

3.1 Die beantragte Neuregelung

Mit dem GasVG wird vom verhandelten zum regulierten Netzzugang übergegangen, d.h. die Grundsätze des Netzzugangs werden neu ausführlich im Gesetz geregelt. Gleichzeitig wird klargestellt, welche Endverbraucherinnen und Endverbraucher ih- ren Lieferanten frei wählen können. Mit Blick auf die vielen Jahre, in denen in der Schweiz die Gasversorgung ohne gesetzliche Marktordnung funktioniert hat, wird dem Subsidiaritätsprinzip besondere Beachtung geschenkt und es soll demnach nur das Minimum gesetzlich geregelt werden. Für viele Detailfragen werden unter Auf- sicht der Energiekommission (EnCom) sachgerechte Branchenlösungen möglich sein. Trotzdem bedarf es zur Gewährleistung des Netzzugangs einiger gesetzlicher Vorga- ben, um allfällige Diskriminierungen durch die angestammten Versorger zu verhin- dern. Im Nachfolgenden werden die wichtigsten Punkte der gesetzlichen Regelung dargelegt. Teilmarktöffnung: Endverbraucherinnen und Endverbraucher mit einem Verbrauch von mindestens 100 MWh pro Verbrauchsstätte und Jahr (dreijähriger Durchschnitt)

28 SR 734.71

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können ihren Gaslieferanten frei wählen. Falls sie dies nicht tun, werden sie vom bis- herigen (zumindest informatorisch und buchhalterisch entflochtenen) Lieferanten weiter versorgt. Der lokale Netzbetreiber gewährleistet, dass die nicht wahlberechtig- ten Endverbraucherinnen und Endverbraucher zu angemessenen Gastarifen versorgt werden, die von der EnCom geprüft werden. Diese sogenannte regulierte Versorgung steht den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern nicht offen, die ihren Lieferan- ten frei wählen können. Es ist kein Übergang zu einer vollständigen Marktöffnung zu einem späteren Zeitpunkt vorgesehen, so wie dies beim Stromversorgungsgesetz der Fall war. Mit der vorgeschlagenen Teilmarktöffnung kann der Netzzugang von rund 10 Prozent der Endverbraucherinnen und Endverbraucher (ca. 40 000 Verbrauchsstätten), die rund 70 Prozent des abgesetzten Gases verbrauchen, geltend gemacht werden. Gegen- über der heute in der Verbändevereinbarung festgesetzten Schwelle von gebuchten

150 Nm3/h Prozessgas – dies entspricht rund 2–5 GWh Jahresverbrauch – erhält ein

substanziell grösserer Anteil von Endverbraucherinnen und Endverbrauchern Markt- zugang.29 Die relativ grosse Spannweite bei der Umrechnung von gebuchten Nm3/h in verbrauchte kWh/Jahr ergibt sich v.a. durch die gewählte Annahme zur jährlichen Nutzungsdauer. Der Grossteil der Endverbraucherinnen und Endverbraucher wird in der regulierten Versorgung zu angemessenen Gastarifen beliefert. Die Angemessenheit prüft die En- Com anhand der marktüblichen Beschaffungs- und Vertriebskosten; dabei ist die Qua- lität des Gases zu berücksichtigten, so etwa der Anteil von Biogas. Neben der regulierten Versorgung ist auch eine Ersatzversorgung vorgesehen. Diese greift vorübergehend, während maximal sechs Monaten, beim ersatzlosen Auslaufen eines Gasliefervertrags oder beim Ausfall des im freien Markt gewählten Lieferanten. Bei einem Lieferantenwechsel müssen dem neuen Lieferanten die notwendigen Daten und Informationen bereitgestellt werden. Künftig dürfte der Wechselprozess im We- sentlichen elektronisch erfolgen, wobei bei der Ausgestaltung der Informatiklösung Synergien zum Strombereich genutzt werden sollen. Versorgungssicherheit: Die Verantwortung für die verschiedenen Aufgaben der Versorgungssicherheit wird im Sinne des Subsidiaritätsprinzips geregelt. In erster Li- nie treffen deshalb die Gaswirtschaft und der Marktgebietsverantwortliche (MGV; für Näheres zu diesem Marktakteur siehe weiter unten) die Vorkehrungen für die zuver- lässige Versorgung. Hervorzuheben sind folgende Aufgaben und Befugnisse: - Die Netzbetreiber gewährleisten einen stabilen, leistungsfähigen und effizien- ten Betrieb ihrer Netze und sind verpflichtet, miteinander, mit dem MGV so- wie den Netzbetreibern der Nachbarländer zusammenzuarbeiten. Dies betrifft auch die Netzplanung. - Bei der Ausarbeitung von Branchenregeln, insbesondere für das Transport- netz, sollen die Regeln der EU Beachtung finden (bspw. jene zur Kapazitäts- vergabe, zur Engpassbewirtschaftung, zur Bilanzierung, zur Netznutzungsta- rifierung, zur Gasqualität sowie zur Zusammenarbeit unter den

29 Potentiel des profils des charges standards et des compteurs intelligent pour le marché du gaz, Dezember 2018, e-cube, S. 16.

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Netzbetreibern). Mit einer Angleichung dieser technischen Regeln werden mögliche Unstimmigkeiten mit unseren Nachbarländern sowie Markteintritts- barrieren beim Import und dem Transit von Gas verhindert. - Die Transportnetzbetreiber können Netzentwicklungspläne zur Prüfung beim BFE einreichen. Dies dient der Planungssicherheit, da die Netzbetreiber bei einer positiven Beurteilung der Pläne gleichsam die grundsätzliche Zustim- mung zur Anrechenbarkeit der Investitionskosten erhalten. - Das BFE beobachtet zusammen mit dem Bundesamt für wirtschaftliche Lan- desversorgung (BWL) und unter Mitwirkung der Gaswirtschaft die Versor- gungslage. Damit haben die beiden Ämter einen gemeinsamen Auftrag zur Beobachtung. Die Abgrenzung der Aufgaben ist klar: Das BWL ist für die kurzfristige Versorgungssicherheit zuständig, das BFE für die mittel- bis lang- fristige Versorgungssicherheit. Der Bundesrat wird bei Gefährdung der Ver- sorgungslage geeignete Massnahmen ergreifen. Die Kosten, welche für die Aufgaben der wirtschaftlichen Landesversorgung anfallen, können zumindest teilweise über das Netznutzungsentgelt abgegolten werden. - Die Rolle der EnCom beschränkt sich auf die Aufsicht über die Einhaltung der gesetzlichen Vorgaben, dies im Sinne einer klaren Zuordnung von Aufga- ben und Kompetenzen. - Über das Bilanzierungssystem werden, indem sie für den täglichen Ausgleich ihrer Bilanz verantwortlich sind, auch die Netznutzerinnen und Netznutzer in die Pflicht genommen. - Der MGV soll auf Verordnungsebene verpflichtet werden, ein Frühwarnsys- tem für kritische Versorgungslagen zu erstellen. Dieses soll auf Grundlage der Daten des Bilanzmanagements Auskunft über den Stand und die Entwicklung der Versorgungslage geben und die relevanten Akteure bei kritischen Anzei- chen entsprechend benachrichtigen und ggf. noch stärkere Anreize für ein sys- temdienliches Verhalten setzen. Entflechtung: Quersubventionen zwischen dem Netzbetrieb, der regulierten Versor- gung, der Ersatzversorgung und den Aktivitäten im freien Markt sind verboten. Ver- tikal integrierte Gasversorgungsunternehmen müssen deshalb eine buchhalterische Trennung zwischen dem Monopolbereich (insb. Netzbetrieb) und den wettbewerbli- chen Aktivitäten vornehmen. Zudem gibt es eine Pflicht zur informatorischen Ent- flechtung. So dürfen bspw. Adressen, die aus dem Monopolbereich gewonnen wer- den, nicht zur Erlangung von Wettbewerbsvorteilen im freien Markt genutzt werden. Die buchhalterische und informatorische Entflechtung orientiert sich an der Strom- versorgungsgesetzgebung. Zur Sicherstellung der Diskriminierungsfreiheit wird – auf der Transportnetzebene – mit dem MGV ein neuer Akteur geschaffen, der seine Auf- gaben unabhängig von den Transportnetzbetreibern erfüllt. An den Eigentumsverhält- nissen am Netz ändert sich nichts. Netzzugang und Kapazitätsvergabe: Die Netznutzerinnen und Netznutzer haben Anspruch auf diskriminierungsfreien Netzzugang. Als solche können Händler und Lieferanten auftreten, einschliesslich der für die Vornahme der regulierten Versor- gung und der Ersatzversorgung zuständigen Akteure. Unter den Begriff des Lieferan- ten fallen in diesem Sinne auch Endverbraucherinnen und Endverbraucher, die gewillt

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und in der Lage sind, die mit dem Netzzugang verbundenen Prozesse (Kapazitätsbe- schaffung usw.) selbst abzuwickeln. Zur Belieferung der Endverbraucherinnen und Endverbrauchern, die ihren Lieferanten nicht frei wählen können, kommt das Recht auf Netznutzung ausschliesslich dem Akteur zu, welcher die regulierte Versorgung gewährleisten muss (in der Regel der lokale Netzbetreiber). Die (freien) Netzkapazitäten müssen vom MGV resp. von den Netzbetreibern öffent- lich und diskriminierungsfrei angeboten werden. Für die Buchung der Kapazitäten und die Gasbeförderung wird ein sogenanntes Entry-Exit-Modell geschaffen, welches auch in den Nachbarländern der Schweiz existiert und Standard in der EU ist. Ziel der Einführung dieses Entry-Exit-Modells – in der Form eines Zweivertragsmodells – ist es, den Gashandel zu erleichtern, indem nur je ein Vertrag am Einspeise- (Entry) oder Ausspeisepunkt (Exit) erforderlich ist, um Gas durch das gesamte Marktgebiet zu be- fördern, ohne einen konkreten Transportweg bezeichnen zu müssen. Für die Einspei- sung und die Ausspeisung ist ein Netznutzungsentgelt zu zahlen. Die im Inland gele- genen Ausspeisepunkte befinden sich bei den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern. Für die Bewirtschaftung der Grenzübergangspunkte ist der MGV zuständig; er vergibt die entsprechenden Netzkapazitäten in Auktionen mittels ver- schiedener Kapazitätsprodukte. Das Ziel ist es, möglichst viele Kapazitätsprodukte ohne Einschränkungen anzubieten. Solche Einschränkungen können einerseits räum- licher Natur sein, wenn also beispielsweise von einem bestimmten Einspeisepunkt nicht alle Ausspeisepunkte erreichbar sind. Andererseits kann es im Falle von soge- nannten unterbrechbaren Netznutzungsverträgen auch zeitliche Einschränkungen ge- ben, indem die Netznutzung unter bestimmten Voraussetzungen unterbrochen werden kann. Lieferanten, die Gas in die Schweiz einführen und bis zu den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern transportieren wollen, müssen (nur) zwei Netznutzungsverträge abschliessen bzw. nur auf zwei Ebenen ein Netznutzungsentgelt entrichten: Erstens bei der Buchung von Einspeisekapazität mittels Erwerb eines Kapazitätsproduktes (Einspeisevertrag), zweitens beim Abschluss eines lokalen Netznutzungsvertrags (Ausspeisevertrag) mit dem jeweiligen Netzbetreiber. Das Entry-Exit-Modell soll ne- ben dem Binnentransport schrittweise auch die Transitströme durch die Schweiz um- fassen (siehe «Integration der Transitflüsse in das Schweizer Entry-Exit-Modell»). Inländische Einspeiser – heute sind dies gut 30 Biogasanlagen – schliessen mit dem jeweiligen Netzbetreiber einen Einspeisevertrag ab, womit das Gas, gegen Entrich- tung des Netznutzungsentgelts, im gesamten Marktgebiet befördert und an einem be- liebigen Ausspeisepunkt ausgespiesen werden kann. Übergang vom Transport- ins Verteilnetz (Zweivertragsmodell): Der Übergang vom Transport- ins Verteilnetz (am entsprechenden Netzkopplungspunkt) erfolgt in- nerhalb des Entry-Exit-Modells, sprich vom Netznutzer oder der Netznutzerin unbe- merkt, weil der Übergang zwischen dem Verteil- und dem Transportnetzbetreiber in einem Netzkopplungsvertrag geregelt wird. In diesem bucht der Verteilnetzbetreiber die Kapazität, welche für die Belieferung sämtlicher an seinem Netz angeschlossenen Endverbraucherinnen und Endverbraucher notwendig ist. Im Gegenzug bezahlt er dem Transportnetzbetreiber ein Netznutzungsentgelt, das er auf die Endverbraucher- gemeinschaft seines Netzes überwälzen kann. Beim Zweivertragsmodell liegt der

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Ausspeisepunkt also direkt beim Endverbraucher oder der Endverbraucherin. Mit so- genannten Citygates läge der Ausspeisepunkt aus dem Entry-Exit-Modell hingegen beim Übergang zwischen Transport- und Verteilnetz – bildhaft beim Stadttor –, das lokale Verteilnetz wäre nicht Teil des Entry-Exit-Modells. In diesem Fall müssten die Lieferanten neben einer Buchung beim Einspeisepunkt und einer solchen beim Aus- speisepunkt (Citygate) zusätzlich noch einen Vertrag mit dem lokalen Verteilnetzbe- treiber schliessen (Dreivertragsmodell). Der massgebliche Vorteil eines Verzichts auf Citygates liegt darin, dass aufgrund der Kapazitätsbuchung am Citygate durch den Verteilnetzbetreiber alle Lieferanten gleich behandelt werden; mögliche Grössenvor- teile von etablierten Versorgern sind ausgeschlossen. Mit einer Citygate-Lösung müssten hingegen alle Lieferanten Ausspeisekapazitäten am Citygate erwerben. Da sich bei Lieferanten mit vielen Kunden (v.a. etablierte Anbieter mit regulierter Ver- sorgung) die benötigte maximale Netzkapazität über alle Kundengruppen glättet, müssten diese ggf. pro Kunden weniger Kapazität buchen als Lieferanten mit nur we- nigen Kunden. Es stellte sich demnach ein sogenannter Verschachtelungsvorteil ein. Dieser käme vor allem den am jeweiligen Citygate etablierten Versorgern zugute. Durch den geringeren Aufwand für die Lieferanten werden positive Auswirkungen auf den Wettbewerb, eine höhere Anbietervielfalt und eine höhere Liquidität im Schweizer Gasmarkt erwartet. Der Aufwand für die Verteilnetzbetreiber ist mit einer elektronischen Lösung relativ klein, es fallen aber einmalige Investitionskosten und ein gewisser Umstellungsaufwand an. Allerdings würde auch mit Citygates zusätzli- cher Aufwand anfallen, da für die Gewährleistung des diskriminierungsfreien Netz- zugangs wohl ein sogenanntes Einzelbuchungssystem erforderlich wäre. Das vorge- schlagene Zweivertragsmodell verhindert ein mögliches Marktzutrittshindernis und erscheint auch bei einer Teilmarktöffnung als gut umsetzbare Variante. Integration der Transitflüsse in das Schweizer Entry-Exit-Modell: Die Transit- gasleitung ist einerseits das Rückgrat der Schweizer Gasversorgung. So werden rund 70 bis 80 Prozent des in der Schweiz verbrauchten Gases über diese Leitung in die Schweiz importiert. Anderseits dient die Leitung zu einem grossen Teil dem Transit von Gas durch die Schweiz, hauptsächlich von Deutschland oder Frankreich nach Ita- lien. Heute werden die Transitkapazitäten weitgehend unabhängig von den Gasliefe- rungen in die Schweiz vermarktet. Das Transitgeschäft ist heute nicht spezifisch re- guliert, auch nicht durch Vorgaben der Preisüberwachung. Mit dem GasVG sollen sämtliche Gasflüsse über das Schweizer Entry-Exit-Modell laufen. Auch die Transit- gasleitung ist Teil des schweizerischen Rechts- und Regulierungsrahmens. Den Be- sonderheiten des Transitgeschäfts wird dadurch Rechnung getragen, dass der MGV im Ausnahmefall, zumindest in der Anfangsphase nach Inkrafttreten des Gesetzes, Netzkapazitäten anbieten darf, die lediglich eine Gasbeförderung von «Grenze zu Grenze» erlauben, d.h. ohne Zugang zum schweizerischen Markt. Mit solchen spezi- fischen Transitkapazitäten könnte der MGV mittels einer schrittweisen Integration der Transitflüsse in das Entry-Exit-Modell zunächst Erfahrungen sammeln. Dies könnte angesichts der Tatsache, dass die Transitflüsse ein Mehrfaches des Schweizer Inland- konsums ausmachen, ggf. notwendig sein. Den Besonderheiten des Transitgeschäfts wird weiter auch dadurch Rechnung getragen, dass die transitbedingten Netzkosten nur in einer Mehrjahresbetrachtung durch die entsprechenden Tarifeinnahmen ge- deckt sein müssen, womit bei der Tariffestsetzung eine grössere Flexibilität besteht.

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Die Integration der Transitflüsse in das Entry-Exit-Modell ist notwendig, um dem Marktgebiet Schweiz Liquidität zuzuführen. So können die entsprechenden Netzka- pazitäten entweder für die Versorgung im Inland oder für den Transit genutzt werden. Eine auf die Inlandversorgung beschränkte Regelung wäre komplex, schwierig in der Umsetzung, nicht EU-kompatibel und würde die Zusammenarbeit mit den Behörden der Nachbarländer in Transitfragen praktisch verunmöglichen. Bilanzierung: Die Bilanzierung dient der Übertragung sowie der Abrechnung von Gas im Leitungsnetz. Es gibt neu, mit Ausnahme der physisch nicht oder nur ungenü- gend an das übrige Schweizer Netz angeschlossenen Gebiete (Tessin und Kreuzlin- gen), nur noch eine Bilanzzone. Diese Bilanzzone entspricht dem Marktgebiet, was die Netznutzung deutlich vereinfacht. Die Bilanzzone wird vom MGV geführt. Jeder Netznutzer muss einer Bilanzgruppe angeschlossen sein, welche wiederum mit dem MGV einen Vertrag abschliessen muss. Der Bilanzgruppenverantwortliche hat die Aufgabe, die Energiebilanz seiner Bilanzgruppe am Ende des Gas-Tages möglichst ausgeglichen zu halten (Tagesbilanzierung). Für allfällige Differenzen am Ende des Gas-Tages stellt ihm der MGV die sogenannte Ausgleichsenergie in Rechnung. Für bestimmte Bilanzierungsvorgänge, insbesondere im Zusammenhang mit der regulier- ten Versorgung, kann der MGV aus Gründen der Netzstabilität allerdings vorsehen, dass die Mengen stündlich innerhalb gewisser Toleranzen ausgeglichen werden müs- sen, andernfalls dem MGV sogenannte Flexibilitätsbeiträge (Pönale) zu entrichten sind. Zudem kann der MGV vorsehen, dass für die Belieferung von grösseren End- verbraucherinnen und Endverbrauchern, die ihren Bedarf selber strukturieren, wahl- weise in ein System mit untertägigen Restriktionen gewechselt werden kann. Gas kann am neu zu schaffenden virtuellen Austauschpunkt (eine elektronische Platt- form) von einer Bilanzgruppe auf eine andere Bilanzgruppe übertragen und mit den angrenzenden ausländischen Marktgebieten ausgetauscht werden. Diese sogenannten Handelsmengen müssen exakt übereinstimmen; es können diesbezüglich also keine Differenzen auftreten, die für die Ausgleichsenergie relevant sind. Der virtuelle Aus- tauschpunkt wird ebenfalls vom MGV geführt. Mit dem virtuellen Austauschpunkt sollen einerseits die Bilanzgruppenverantwortlichen eine Möglichkeit erhalten, ihre Bilanzen untertägig zu glätten, andererseits soll damit – idealerweise – Liquidität in den Schweizer Gasmarkt gebracht werden. Der MGV ist im Rahmen des Bilanzmanagements zudem zuständig für den Einsatz der Flexibilität. Gemeint sind damit v.a. die Netzpufferung und die Speicherflexibili- tät sowie die Beschaffung von Regelenergie. Den Endverbraucherinnen und Endver- brauchern und den Produzenten ist es freigestellt, ihr Flexibilitätspotenzial im Rah- men der Vertragsfreiheit gegenüber Dritten zu vermarkten. Für die Endverbraucherinnen und Endverbraucher in der regulierten Versorgung er- folgt die Bilanzierungstätigkeit durch den für die Vornahme der regulierten Versor- gung zuständigen Akteur (im Regelfall der lokale Netzbetreiber). Sie müssen aus Gründen der Diskriminierungsfreiheit in einer separaten Bilanzgruppe geführt wer- den. Die für die Vornahme der regulierten Versorgung verantwortlichen Akteure kön- nen hierfür, wenn sie sich in einem Regime mit untertägigen Restriktionen befinden, die Speicheranlagen ihres Netzes mitbenutzen.

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Endverbraucherinnen und Endverbraucher sollen ab einem Verbrauch von voraus- sichtlich einer GWh pro Verbrauchsstätte und Jahr grundsätzlich mit einer kommuni- kationsfähigen Lastgangmessung ausgestattet sein (siehe «Messwesen»), welche auch für die Bilanzierung eingesetzt werden kann. Dazu ist erforderlich, dass die Mess- werte mindestens täglich und mit automatischer Datenübertragung ausgelesen wer- den. Ist bei Endverbraucherinnen und Endverbrauchern, die ihren Lieferanten frei wählen können, kein solches Gerät installiert, sollen die Gasmengen mittels soge- nannter Standardlastprofile (SLP) prognostiziert werden. Die Aufgabe zur Erarbei- tung der entsprechenden Methodik ist dem MGV und den Netzbetreibern übertragen. Diese sind angehalten, die SLP rasch zu entwickeln, spätestens innerhalb von einem Jahr nach Inkrafttreten des Gesetzes (Art. 41 Abs. 1). Die Finanzierung des Bilanzmanagements erfolgt einerseits über die Einnahmen, die der MGV aus der Ausgleichsenergie und den Flexibilitätskostenbeiträgen erzielt, an- derseits über eine von den Bilanzgruppen zu zahlende Bilanzierungsumlage. Deren Höhe wird der MGV in Abhängigkeit des jeweiligen untertägigen Strukturierungsbe- darfs und der Prognosegüte der Kundengruppen abstufen. Für den Betrieb des Aus- tauschpunktes wird ein Entgelt erhoben, das jedoch nicht kostendeckend sein muss; die Differenz wird über die Einnahmen aus der Bewirtschaftung der Transportnetzka- pazitäten gedeckt. Messwesen: Für das Messwesen gibt der Bundesrat zwei Varianten in die Vernehm- lassung. In der ersten Variante bleibt der Netzbetreiber für das Messwesen zuständig, in der zweiten Variante können sämtliche Endverbraucherinnen und Endverbraucher ihren Messstellenbetreiber resp. ihren Messsdienstleister frei wählen. Variante 1: Der Netzbetreiber ist in seinem Netzgebiet für das Messwesen zuständig. Das Messentgelt ist auf Basis der anrechenbaren Messkosten zu ermitteln. Die Höhe des Messentgelts wird durch die EnCom beaufsichtigt. Für Variante 1 spricht, dass hiermit keine zusätzlichen Schnittstellen zum Netzbetreiber entstehen. Es ist davon auszugehen, dass beim Gas — im Gegensatz zum Strom, bei welchem ein Smart Me- ter Rollout im Gang ist — nur ein kleiner Teil der Endverbraucherinnen und Endver- braucher zwingend mit einer Lastgangmessung ausgestattet wird (siehe unten). Es stellt sich die Frage, ob für die herkömmlichen, nicht elektrischen, Messgeräte ein Wettbewerb entstehen wird. Die Höhe der in Rechnung gestellten Messkosten unter- liegt der Prüfung durch die EnCom, was Monopolgewinne verhindern soll. Variante 2: Sämtliche Messkunden können ihren Messstellenbetreiber resp. Mess- dienstleister frei wählen. Falls sie keine Wahl treffen, ist der Netzbetreiber für das Messwesen zuständig. Die Preise für die Verrechnungsmessung werden im Wettbe- werb gebildet und nicht durch die EnCom beaufsichtigt. Für Variante 2 spricht, dass mit der im Rahmen der StromVG-Revision vorgesehenen freien Wahl des Messstel- lenbetreibers resp. Messdienstleisters, derselbe Anbieter sowohl Strom wie auch Gas messen und damit Synergien nutzen kann. Dies dürfte bspw. bei Unternehmen mit mehreren Standorten in der Schweiz oder bei der Sektorkopplung Vorteile bringen; dies angesichts der einsetzenden Verbreitung von Smart Metern auch beim Gas. Zu- dem wird erwartet, dass die Möglichkeit des Markteintritts eines Messstellenbetrei- bers resp. Messdienstleisters dazu führt, dass die Höhe der Messkosten diszipliniert wird.

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In beiden Varianten sollen Endverbraucherinnen und Endverbraucher mit einem Jah- resverbrauch von voraussichtlich mindestens einer GWh pro Verbrauchsstätte und Jahr über eine Lastgangmessung mit Datenübertragung und ggf. einem Mengenum- werter verfügen müssen. Der Bundesrat wird Mindestanforderungen an die technische Ausstattung der Messgeräte sowie einen Zeitplan für die Einführung der Geräte fest- setzen. Bei Letzterem ist mit rund fünf Jahren zu rechnen. Austausch von Daten, Informationen und die Rolle eines Datahubs: Ein effizient organisierter Zugang zu Daten und Informationen spielt eine entscheidende Rolle für einen funktionsfähigen Wettbewerb und neue, innovative Geschäftsmodelle. Damit verhindert werden kann, dass Marktteilnehmer diskriminiert oder neue Marktteilneh- mer am Markteintritt gehindert werden, müssen der Datenaustausch und die notwen- digen Informationsprozesse zwischen den Netzbetreibern sowie den weiteren Markt- akteuren klar geregelt, möglichst gut standardisiert und einfach organisiert sein. Eine qualitativ hochwertige, rechtzeitige und automatisierte Bereitstellung von Daten und Informationen zur Abwicklung der versorgungstechnischen Prozesse und insbeson- dere der Wechselprozesse ist unabdingbar. Darüber hinaus ist der Datenzugang für berechtigte Dritte (bspw. Inhaber der Daten) zu gewährleisten. Bei der Umsetzung sind niedrige Transaktionskosten wichtig. Gegenwärtig zeigt sich im internationalen Umfeld vor dem Hintergrund einer zuneh- menden Komplexität der Prozesse und den neuen Möglichkeiten der Digitalisierung, dass für einen qualitativ hochwertigen und effizienten Datenaustausch eine zentrale, digitale, plattformbasierte Lösung vorteilhaft ist. Solche zentralen Ansätze werden gemeinhin als «Datahub» bezeichnet. Eine grössere Anzahl europäischer Länder weist bereits solche digitalen Plattformen auf, die den Datenaustausch in der Strom- und der Gasversorgung sicherstellen. Für Strom und Gas kombinierte Plattformen vermögen Skalenerträge und Synergien zu erschliessen, Kosten zu reduzieren, digi- tale Dienstleistungen zu unterstützen sowie Konsumentinnen und Konsumenten ver- mehrt zu befähigen, am Strom- und Gasmarkt teilzunehmen. Letztlich wird die Koor- dination der zunehmenden Anzahl an Akteuren vereinfacht. Da es sich bei der Strom- und der Gasversorgungsinfrastruktur um sogenannt kritische Infrastrukturen handelt, ist der Informationssicherheit auf Basis der Erkenntnisse der Nationalen Strategie zum Schutz der Schweiz vor Cyber-Risiken (NCS) 2018–2022 besondere Beachtung zu schenken. Aufgrund der zentralen Rolle des Datenaustauschs insbesondere für Wett- bewerb und Innovation ist zudem auf die Wahl des Betreibers und auf die Eigentü- merstruktur zu achten. Diese muss Diskriminierungspotenziale vermeiden, sprich Neutralität sicherstellen. Eine eigenständige Lösung für den Bereich der Gasversor- gung erscheint volkswirtschaftlich nicht sinnvoll. Sollte dereinst für den Strommarkt eine solche Lösung geschaffen werden, wäre darauf zu achten, dass dieser auch für den Gasmarkt nutzbar ist. Netzkosten und Netznutzungstarife: Zur Ermittlung des Netznutzungsentgelts le- gen die Netzbetreiber (für die Verteilnetzebene) und der MGV (für die Transportnetz- ebene) Netznutzungstarife fest und veröffentlichen diese. Die Höhe der Tarife ist nach Massgabe der anrechenbaren Kosten und unter Einschluss eines angemessenen Ge- winns festzulegen (Cost-plus-Regulierung). Die EnCom prüft die anrechenbaren Kos- ten, die Angemessenheit der Tarife und die korrekte Kostenanlastung. Die kalkulato- rische Bewertung der Anlagen beruht grundsätzlich auf den Anschaffungs- und

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Herstellkosten (Art. 19 Abs. 4). Der MGV setzt die Netznutzungstarife für alle Ein- und Ausspeisepunkte des Transportnetzes fest (insbesondere die Mindestpreise für die Auktion der Kapazitätsprodukte zur Nutzung der Grenzübergangspunkte), ferner auch die Tarife zur Nutzung der Netzkopplungspunkte im Übergang zum Verteilnetz. Die verschiedenen Netznutzungstarife, die auf Ebene des Transportnetzes zur Anwendung kommen, müssen aufeinander abgestimmt werden. Denn die Tarifeinnahmen müssen mit den anrechenbaren Kosten des Transportnetzes übereinstimmen, was nach einer Gesamtbetrachtung verlangt. Der Bundesrat wird Grundsätze für eine Methodik zur Bestimmung dieser Tarife festlegen. Auf deren Basis wird der MGV diese Methodik erarbeiten und sie der EnCom sowie den weiteren interessierten Kreisen zur Konsul- tation vorlegen. Mit dieser Methodik werden u.a. die Anteile der Einnahmen festge- legt, welche einerseits an den Grenzübergangspunkten und andererseits im Übergang zum Verteilnetz, d.h. durch Kostentragung der inländischen Verbraucher, erzielt wer- den sollen. Der MGV verwaltet die Einnahmen auf Ebene des Transportnetzes und zahlt diese an die Transportnetzbetreiber aus, proportional zu den jeweils anrechen- baren Netzkosten und unter Abzug der eigenen Kosten, die nicht durch anderweitige Einnahmen gedeckt sind. Die Verteilnetzbetreiber setzen die Tarife für die lokalen Ein- resp. Ausspeiseverträge eigenständig fest. Die Tarifeinnahmen decken ihre anrechenbaren Kosten. Dazu ge- hören neben der Gewinnkomponente insbesondere auch die Kosten des Vorliegernet- zes, Steuern und Abgaben sowie die Kosten für Systemdienstleistungen. Anrechenbare Kosten: Heute prüft der Preisüberwacher die Gastarife. Diese Tarife sind publiziert, unterscheiden aber nicht zwischen den Kosten für die Netznutzung und den Kosten für die Energielieferung. Eine solche Aufteilung ist derzeit von Ge- setzes wegen (im RLG) nicht vorgeschrieben. Auf einer Website der Preisüberwa- chung30 können die Gesamttarife entsprechend dem Konsumprofil verglichen wer- den. Demgegenüber verlangt die Verbändevereinbarung nach einem separaten Ausweis der Netzkosten auf der Basis einer in Branchendokumenten vorgegebenen Methodik, die sich an den Vorgaben des StromVG anlehnt. Ausschlaggebend sind die Anschaffungs- und Herstellkosten (AHK) der Netzanlagen. Da sich die Schweizer Gasversorgungsunternehmen grossmehrheitlich in der Hand der Gemeinden und Städte befinden und diese auf die Preissetzung entsprechend Ein- fluss nehmen, fallen die Gastarife in die Kompetenz des Preisüberwachers zur Prü- fung administrierter Preise im Sinne von Artikel 14 PÜG. Neben dem Preisüberwa- cher entfaltet im Gasmarkt auch die WEKO ihre Kompetenzen. Sie ist gemäss Kartellgesetz zuständig für die Verhinderung volkswirtschaftlich oder sozial schädli- cher Auswirkungen von Kartellen und anderen Wettbewerbsbeschränkungen. Neu wird die EnCom für die Aufsicht über die Netznutzungstarife zuständig sein. Da- bei kommt eine Cost-Plus-Regulierung zur Anwendung, d.h. die Angemessenheit der Netznutzungstarife bestimmt sich anhand der anrechenbaren Netzkosten zuzüglich ei- nes angemessenen Gewinns. Die Vorgaben zur Berechnung der anrechenbaren Netzkosten gestalten sich grund- sätzlich analog zu denjenigen im StromVG. Die Netzbetreiber sollten diese Vorgaben

30 http://gaspreise.preisueberwacher.ch

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deshalb ohne grössere Schwierigkeiten umsetzen können. Allerdings besteht aufgrund der fehlenden Übersicht über die verwendete Bewertungsmethodik der Netzbetreiber eine gewisse Unsicherheit. Die Situation nach der Inkraftsetzung des StromVG hat gezeigt, dass die an sich nur im Ausnahmefall zulässige synthetische Bewertung ver- schiedentlich für die Netzbetreiber zu vorteilhafteren Anlagewerten geführt hat als die prinzipiell gebotene AHK-Methode. Dies hatte zur Folge, dass kurz nach dem Inkraft- treten des StromVG die Ausführungsverordnung (StromVV) mit Bestimmungen zur synthetischen Bewertung sowie generell zur Senkung der Kapitalkosten ergänzt wer- den musste.31 Deshalb ist die synthetische Bewertung auch im Gasbereich nur im Aus- nahmefall zulässig. Zudem soll der Bundesrat eine Methodik zur Durchführung der synthetischen Bewertung vorgeben. Selbstredend kann die EnCom die vom Netzbe- treiber ermittelten Werte auch korrigieren. Die Verwendung der AHK als Grundlage zur Berechnung der Kapitalkosten knüpft an das heutige Tarifregime an, da heute, gemäss dem entsprechenden Branchendokument zur Ermittlung der Tarife der Ver- teilnetze32 und der einvernehmlichen Regelung der Transportnetzbetreiber mit der Preisüberwachung33, die AHK die Grundlage für die Bestimmung der Kapitalkosten bilden. Netzanlagen, welche bilanziell, d.h. in der Finanzbuchhaltung, bereits voll- ständig abgeschrieben oder erst gar nicht als Aktivum erfasst sind, dürfen nicht in die Berechnung der Kapitalkosten einfliessen. Es sei denn, der Netzbetreiber macht glaubhaft, dass die entsprechenden Anlagen von den Kunden über die Netznutzungs- entgelte noch nicht refinanziert worden sind. Mit dieser Regelung soll verhindert wer- den, dass Anlagen buchhalterisch ein zweites Leben erhalten und damit von den End- verbraucherinnen und Endverbrauchern doppelt bezahlt werden. Mittel- bis längerfristig stellt sich die Frage, wie regulatorisch mit der Stilllegung von Gasleitungen umgegangen werden soll. In Anbetracht der Energieplanungen von Ge- meinden, der Wirtschaftlichkeitsüberlegungen der Gasversorgungsunternehmen und der vermehrten Umstellung der Verbraucher von Gasheizungen auf andere Wärme- quellen ist es denkbar, dass Leitungsnetze ganz oder teilweise stillgelegt werden. Falls die (aktuellen) Branchenrichtlinien angewandt werden, welche heute Abschreibungen über bis zu 50 Jahre vorsehen, ist es möglich, dass die Anlagen zum Zeitpunkt der Stilllegung zumindest kalkulatorisch noch nicht vollständig abgeschrieben sind. Zu- dem entstehen ggf. direkte Kosten bei der Stilllegung der Leitung. Das BFE analysiert derzeit Möglichkeiten, wie mit dieser neuen Fragestellung umgegangen werden soll34 – ggf. braucht es hierzu Bestimmungen auf Gesetzesebene. Dabei wird auch zu be- achten sein, wie das Spannungsfeld zwischen Klimazielen und Anrechenbarkeit von neuen Gasleitungen aufgelöst werden kann.

31 Änderung der StromVV vom 12. Dezember 2008, AS 2008 6467; vgl. Medienmitteilung des BFE vom 5. Dezember 2008. Abrufbar unter www.admin.ch > Dokumentation > Medienmitteilungen. 32 Branchen-Standard für die Ermittlung von Netznutzungsentgelten in lokalen Erdgasnetzen. (Nemo). Abrufbar unter www.ksdl-erdgas.ch > downloads > Nemo Handbuch. 33 Einvernehmliche Regelung mit HD-Gasnetzbetreibern betr. Netznutzungsentgelte des schweizerischen Hochdruck-Erdgasnetzes. Abrufbar unter www.preisueberwacher.ad- min.ch > Dokumentation > Publikationen > Einvernehmliche Regelungen. 34 Studie zu den regulatorischen Aspekten der Stilllegung von Gasnetzen. Abrufbar unter www.bfe.admin.ch > Versorgung > Fossile Energien > Erdgas > Gasversorgungsgesetz.

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Transparenz: Informationen, welche die Netznutzerinnen und Netznutzerinnen zur Übersicht über die angebotene Netzkapazität, die Bilanzierungsregeln und die Netz- nutzungstarife benötigen, werden von den Netzbetreibern resp. dem MGV veröffent- licht. Die Netznutzungstarife und die Gastarife der regulierten Versorgung müssen jährlich veröffentlicht werden. Auf der Rechnung des Lieferanten müssen die Netz- nutzungsentgelte, die Messentgelte, die Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen gesondert aufgeführt werden. Die Netzbetreiber veröffentlichen eine eigene Jahres- rechnung. Die für den Lieferantenwechsel, die Bilanzierung, die Kapazitätsvergabe und die Tarifierung notwendigen Informationen müssen von den Verantwortlichen zeitgerecht, kostenlos und in guter Qualität an die auf die Informationen angewiese- nen Akteure geliefert werden. Regulator: Die bisher für den Vollzug der Stromversorgungsgesetzgebung zustän- dige Eidgenössische Elektrizitätskommission (ElCom) soll, wie dies in den EU- Mitgliedstaaten üblich ist, auch für den Vollzug des GasVG zuständig sein und künf- tig Energiekommission (EnCom) heissen. Ihre Hauptaufgaben sind die Aufsicht über die Netznutzungstarife, die Gastarife der regulierten Versorgung, die Messtarife (bei Zuständigkeit des Netzbetreibers für das Messwesen (Variante 1)), die Behandlung von Streitfällen beim Netzzugang sowie eine Missbrauchsaufsicht bei der Ersatzver- sorgung. Zudem arbeitet sie mit den entsprechenden Behörden der Nachbarländer zu- sammen. Nicht zu ihren Aufgaben gehört die Überwachung der Versorgungssicher- heit. Diese Aufgabe ist beim BFE angesiedelt. Marktgebietsverantwortlicher (MGV): Der Marktgebietsverantwortliche ist eine neue Institution, welche von der Gaswirtschaft und Interessengemeinschaften der Endverbraucherseite in Form einer privatrechtlichen Kapitalgesellschaft oder Genos- senschaft zu gründen ist. Falls dies nicht geschieht, sorgt der Bundesrat dafür, dass die entsprechenden Aufgaben erfüllt werden. Aufgrund des mit den Aufgaben des MGV einhergehenden Diskriminierungspotenzials muss der MGV von der Gaswirt- schaft unabhängig sein, insbesondere auch in personeller Hinsicht. Das UVEK geneh- migt die Statuten des MGV. Mit Blick auf die vorausgesetzte Unabhängigkeit wäre eine vielfältig zusammengesetzte Trägerschaft mit Akteuren aus verschiedenen Be- reichen wünschenswert (Netzbetreiber, Lieferanten, Händler, Industrie und Konsu- menten oder entsprechende Interessenorganisationen). Auf Ebene des Transportnet- zes ist der MGV zuständig für die Bewirtschaftung der Kapazitätsprodukte, die Engpassbewirtschaftung, die Festsetzung der Netznutzungstarife und die Ausrichtung des vereinnahmten Netznutzungsentgelts an die Transportnetzbetreiber. Hinzu kom- men das Bilanzmanagement und Aufgaben zur Koordination von Lieferantenwech- seln. Zur Finanzierung seiner Tätigkeit partizipiert der MGV an den Tarifeinnahmen auf Transportnetzebene, d.h. er finanziert sich zu einem guten Teil aus den Netznutzungs- tarifen. Ausserdem erzielt er Einkünfte aus seiner Tätigkeit als Bilanzzonenverant- wortlicher (siehe «Bilanzierung»). Seine Einnahmen sollen aber nicht mehr als kos- tendeckend sein, er erzielt keinen Gewinn. Die Aufgaben, die der MGV im Bereich der Kapazitätsbewirtschaftung hat, könnten – im Gegensatz zu den Bilanzierungsaufgaben – alternativ auch von den Trans- portnetzbetreibern übernommen werden. Um wettbewerbshinderliche Anreize (Dis-

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kriminierung netzfremder Lieferanten) auszuschliessen, setzte dies aber eine vollstän- dige Entflechtung voraus. Dazu wäre namentlich eine Entflechtung der Transportnetz- betreiber notwendig, wie sie im EU-Recht vorgeschrieben ist. Im Normalfall ist dies ein sogenanntes Ownership-Unbundling (eigentumsrechtliche Entflechtung). Zudem wären (gesetzliche) Vorgaben zur Gestaltung und Vermarktung der Kapazitätspro- dukte unabdingbar. Dieses Modell hätte den Vorteil, dass die Kapazitätsbewirtschaf- tung weitgehend den Transportnetzbetreibern überlassen werden könnten und ent- sprechende Schnittstellenproblematiken und der Koordinationsaufwand kleiner würden. Auf der Grundlage einer eigentumsrechtlichen Entflechtung könnte die Er- richtung des Bilanzzonenverantwortlichen – einen solchen braucht es in jedem Fall – unter Umständen der Selbstregulierung überlassen werden. Für die nun vorgeschla- gene Regelung spricht die Verhältnismässigkeit, da eine eigentumsrechtliche Ent- flechtung für die Regionalnetzbetreiber weitaus einschneidender wäre. Zudem wurde das MGV-Modell von der Gasbranche bei der Weiterentwicklung der Verbändever- einbarung bevorzugt. Netzanschluss: Es gibt keinen bundesrechtlichen Anspruch auf Anschluss ans Gas- netz, die Anschlussbedingungen richten sich nach kantonalem oder kommunalem Recht bzw. nach den Regelwerken der Gasversorgungsunternehmen. Bundesrechtlich vorgegeben ist einzig, dass Kosten, die die Netzbetreiber beim Netzanschluss indivi- duell in Rechnung stellen, nicht Teil der anrechenbaren Netzkosten sind und folglich nicht ins Netznutzungsentgelt einfliessen dürfen. Der Netzanschlussnehmer finanziert den Netzanschluss also selbst, sei dies ganz oder teilweise. Speicheranlagen: Es wird zwischen den heute bestehenden Röhren- und Kugelspei- chern und ggf. neu entstehenden Speicheranlagen unterschieden. Die bestehenden Speicheranlagen des Transportnetzes sollen in erster Linie der Bereitstellung von Fle- xibilität für die Bilanzierung dienen. Hierzu hat der MGV ein vorrangiges Zugriffs- recht. Die für die Vornahme der regulierten Versorgung verantwortlichen Akteure können für die Bilanzierung ebenfalls auf die Speicheranlagen (in der Regel des be- treffenden Verteilnetzes) zugreifen. Das Zugriffsrecht des MGV dient der Absiche- rung des Risikos von unzureichender Flexibilität in der Tagesbilanzierung, dasjenige zugunsten der regulierten Versorgung hilft den Zuständigen bei der untertägigen Strukturierung der Versorgung ihrer Endverbraucherinnen und Endverbraucher. Die bestehenden Speicheranlagen sollen den Netzbetreibern zudem zum Druckausgleich sowie zur Engpassbewirtschaftung dienen, aber nicht zur Strukturierung der Gaslie- ferungen im freien Markt genutzt werden. Andernfalls hätten Versorger, die eine Spei- cheranlage besitzen, einen Wettbewerbsvorteil. Um sicherzustellen, dass Speicheran- lagen auch im Rahmen der neuen gesetzlichen Vorgaben erhalten bleiben, können deren Betriebskosten, soweit sie nicht anderweitig gedeckt sind, über das Netznut- zungsentgelt finanziert werden. Vorausgesetzt ist, dass die Speicheranlagen effizient betrieben werden. Die Kosten für die Bilanzierung müssen jedoch separat ausgewie- sen und vom MGV sowie vom Akteur, der für die regulierte Versorgung zuständig ist, bezahlt werden. Am Eigentum an den Speicheranlagen ändert sich nichts. Allfäl- lige neue Flüssiggas- oder Untergrundspeicher unterstehen dieser Regelung nicht. De- ren Nutzung ist der vertraglichen Regelung anheimgestellt, wobei für Netzeinspeisun- gen und -ausspeisungen ein Netznutzungsentgelt anfällt (Art. 3 Bst. g und h sowie Art. 27).

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Tessin und Kreuzlingen: Das Tessin ist nicht direkt und der Raum Kreuzlingen (Un- tersee, Stadt Kreuzlingen, Obersee) nicht bzw. nur über eine kleine Leitung an das Schweizer Gasnetz angeschlossen. Beide (isolierten) Zonen werden direkt aus den umliegenden Nachbarländern Italien resp. Deutschland beliefert. Da diese Strukturen historisch gewachsen und die Gasmengen relativ klein sind sowie eine grössere Um- stellung nicht verhältnismässig wäre, soll der heutige Zustand möglichst beibehalten werden. Die Gebiete sind demnach nicht Teil des Marktgebiets Schweiz. Es ist des- halb vorgesehen, dass ein Teil der gesetzlichen Vorgaben auf Verordnungsstufe situ- ationsgerecht angepasst werden kann. Das betrifft insbesondere die Vorgaben zum Entry-Exit-Modell, zur Bilanzierung und zur entsprechenden Aufgabenerfüllung des MGV. Anwendbar sind auf jeden Fall die Bestimmungen zur Teilmarktöffnung, zur Entflechtung, zur regulierten Versorgung und zur Ersatzversorgung. Auch gelten die Bestimmungen für eine zuverlässige Gasversorgung. Zudem ändert sich nichts an der Zuständigkeit der EnCom. Übergangsbestimmungen: Die freie Lieferantenwahl soll von den dazu berechtigten Endverbraucherinnen und Endverbrauchern möglichst rasch ausgeübt werden kön- nen. Voraussetzung hierfür ist, dass sich die voraussichtlich benötigten Gasmengen entweder mit einer Lastgangmessung oder mittels sogenannter Standardlastprofile (SLP) prognostizieren lassen. Diese SLP sind von den Netzbetreibern und vom MGV innert einem Jahr ab Inkrafttreten des Gesetzes zu erarbeiten. Dabei ist berücksichtigt, dass erfahrungsgemäss ab Verabschiedung des Gesetzes bis zum Inkrafttreten ein Jahr vergeht, womit dafür insgesamt rund zwei Jahre zur Verfügung stehen. Mit den Ar- beiten soll demnach schon vor dem Inkrafttreten des Gesetzes begonnen werden. Die Endverbraucherinnen und Endverbraucher, die zur freien Wahl des Lieferanten be- rechtigt sind, sollen sich aber zum Zwecke des sofortigen Netzzugangs ungeachtet dieser Frist von einem Jahr vom Netzbetreiber eine Lastgangmessung installieren las- sen können, sofern sie für die dadurch anfallenden (Mehr-)Kosten aufkommen. Rechtsverhältnisse: Sämtliche für den Gasmarkt relevanten Rechtsverhältnisse sind privatrechtlicher Natur. Dies gilt einerseits für die im Gesetz nicht geregelten Ener- giegeschäfte im freien Markt, die zwischen Händlern, Lieferanten und den Endver- braucherinnen und Endverbrauchern abgeschlossen werden. Andererseits gilt dies auch für die Netznutzungsverträge zwischen den Netznutzerinnen und Netznutzern und den Netzbetreibern sowie für die Bilanzgruppenverträge zwischen den Bilanz- gruppenverantwortlichen und dem MGV. Insbesondere handelt es sich bei der regu- lierten Versorgung nicht um eine Form des Service public. Der MGV bewegt sich auf privatrechtlichem Boden. Ob er durch den Bundesrat oder auf Initiative der Branche hin konstituiert wird (vgl. Art. 28), ist hierfür nicht ausschlaggebend. Dass die Auf- sicht über die Einhaltung der gesetzlichen Vorschriften der EnCom obliegt und ihre Verfügungen der Beschwerde an das Bundesverwaltungsgericht unterliegen, ändert nichts an der privatrechtlichen Natur der Rechtsverhältnisse. Zudem sind mit dem GasVG keine staatlichen Aufgaben verbunden, weder seitens der Netzbetreiber noch seitens des MGV oder der für die Vornahme der regulierten Versorgung verantwort- lichen Akteure.

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3.2 Abstimmung von Aufgaben und Finanzen

Mit dem GasVG wird ein gesetzlicher Rahmen geschaffen, dessen Einhaltung von einer staatlichen Regulierungsbehörde überwacht wird. In der Gasbranche fällt ein einmaliger Umstellungsaufwand zur Anpassung der Struk- turen und Prozesse an. Diesen zusätzlichen Aufwendungen stehen volkswirtschaftli- che Gewinne, Einsparungen und Wahlmöglichkeiten bei den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern, Innovationsmöglichkeiten bei den Lieferanten sowie der Ge- winn an Rechtssicherheit gegenüber (siehe Kap. 5).

3.3 Umsetzungsfragen

Das Subsidiaritätsprinzip ist zentral bei der Umsetzung des GasVG. Nur auf diese Art und Weise ist es möglich, dass ein von monopolistischer Netzinfrastruktur abhängiger Markt ohne ausufernde Regulierung funktioniert. Der Bund prüft vor dem Erlass von Ausführungsbestimmungen freiwillige Massnahmen der betroffenen Organisationen (Art. 39 Abs. 1). Konkret bedeutet dies, dass die Gasbranche, unter Mitwirkung der direkt betroffenen Kreise, bei Bedarf Branchendokumente erarbeitet, diese konsultiert und dann veröffentlicht. Die Mitwirkung der direkt betroffenen Kreise soll sicherstel- len, dass mit den Dokumenten keine diskriminierenden Regeln aufgestellt werden. Diese Dokumente sollen sich an den Normen der EU sowie an den Empfehlungen von Fachorganisationen (v.a. des Schweizerischen Vereins des Gas- und Wasserfaches [SVGW]) orientieren. Die Gaswirtschaft soll den notwendigen Handlungsspielraum behalten. Umgekehrt ist sie gefordert, im gegebenen Rahmen allgemein akzeptierte Konzepte und Vorschläge zur Umsetzung des GasVG zu erarbeiten. Von praktischer Relevanz ist dies besonders bei der Konstituierung des MGV, der Umsetzung der Teilmarktöffnung, des Bilanzie- rungsregimes (bspw. bei der Erarbeitung von Standardlastprofilen) sowie des Entry- Exit-Modells. Die Branche hat, zusammen mit dem MGV, Lösungen zur Gewährung und Sicherstellung des diskriminierungsfreien Netzzugangs zu erarbeiten. Dabei ist darauf zu achten, dass der Netzzugang nicht durch administrative, technische oder kostenbedingte Hürden unverhältnismässig erschwert wird und auch neu in den Markt eintretende Lieferanten nicht benachteiligt werden. Endverbraucherinnen und End- verbraucher sollen ihren Lieferanten mit geringem Aufwand wechseln können. Die EnCom erhält in Bezug auf die Regelungsgegenstände des GasVG dieselben Auf- gaben und Kompetenzen, wie sie im Strombereich gemäss StromVG vorgesehen sind, dies unter Berücksichtigung der laufenden StromVG-Revision. Aufgaben im Bereich der Versorgungssicherheit sind primär Sache der Netzbetreiber und des MGV. Die Beobachtung der Versorgungslage obliegt dem BFE (mittel- bis langfristige Versorgungssicherheit) und der wirtschaftlichen Landesversorgung (kurzfristige Versorgungssicherheit).

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4 Erläuterungen zu einzelnen Artikeln

4.1 Gasversorgungsgesetz

1. Kapitel: Allgemeine Bestimmungen

Art. 1 Zweck

Das Gesetz hat eine doppelte Zwecksetzung. Einerseits dient es der Zuverlässigkeit der Gasversorgung, so vor allem die in den Artikeln 4 und 6 vorgesehenen Aufgaben und Massnahmen. Andererseits sorgt es mit der Gewährleistung des Netzzugangs (Art. 12) für einen funktionstüchtigen Wettbewerb und damit für eine wirtschaftliche Gasversorgung. Die Bestimmungen, die für die Sicherheit des Netzbetriebs bzw. für den Schutz von Personen und Sachen erforderlich sind, sind im RLG enthalten.

Art. 2 Gegenstand und Geltungsbereich

Der Geltungsbereich des Gesetzes erstreckt sich grundsätzlich auf sämtliche Gasnetze (Abs. 1). Das Gesetz sieht keine Netzanschlusspflicht vor. Es vermittelt den Endverbraucherin- nen und Endverbrauchern und den Erzeugern mithin keinen Anspruch auf Netzan- schluss. Ebensowenig regelt es die Tragung der Kosten beim Netzanschluss (Abs. 2). Netzanschlusspflichten wären nach kantonalem Recht möglich, spielen in der Praxis aber keine Rolle. Das Gesetz lässt die Vielfalt der Lösungen, die sich in der Praxis hinsichtlich der Finanzierung der Netzanschlussleitungen entwickelt haben, unbe- rührt, und beschränkt sich derweil auf ein Verbot der doppelten Kostenanlastung (Art. 19 Abs. 1 Satz 2). Einmal erstellt, ist die Netzanschlussleitung jedoch Bestand- teil des Gasnetzes (vgl. Erläuterungen zu Art. 3 Bst. e) und unterliegt als solche den gesetzlichen Betriebspflichten der Netzbetreiber. Absatz 3 befasst sich mit den isolierten Netzgebieten (Tessin und Raum Kreuzlingen). Diese gehören nicht zum Schweizer Marktgebiet (Art. 3 Bst. f). Der Bundesrat wird Lösungen vorsehen können, die für die jeweilige netztechnische Situation adäquat sind, insbesondere was das Bilanzmanagement und die Bewirtschaftung der Kapazi- täten des Grenzübergangspunktes Bizzarone im Tessin anbelangt. Die Delegati- onsnorm belässt dem Bundesrat viel Spielraum. Sie verleiht ihm auch die Möglich- keit, vorzusehen, dass das UVEK einen anderen Akteur mit den Aufgaben des MGV betrauen kann, sofern dieser hinreichend entflochten ist. Denkbar wäre auch, das Tes- sin mit dem Schweizer Marktgebiet nach Vorbild ausländischer Regelungen virtuell zusammenzuschliessen. Ausnahmen oder abweichende Regelungen kann der Bundes- rat aber nur für die Vorgaben des dritten Kapitels treffen. Der Anspruch auf Netzzu- gang (Art. 12) ist auch in den isolierten Netzgebieten zu verwirklichen.

Art. 3 Begriffe

Die Legaldefinitionen orientieren sich an den Begriffsbestimmungen der Stromver- sorgungsgesetzgebung, wobei einige Begriffe aus technischen Gründen eine leicht modifizierte Bedeutung haben. Es werden deshalb nicht alle Begriffe erläutert.

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Netznutzerin oder Netznutzer (Bst. b) ist, wer im Rahmen eines Netznutzungsvertra- ges (Ein- und Ausspeiseverträge nach Art. 13) als Vertragspartner des Netzbetreibers auftritt bzw. auftreten will. Unter diesen Begriff fallen somit insbesondere Lieferan- ten, ferner auch die für die Vornahme der regulierten Versorgung verantwortlichen Akteure, die Ersatzversorger sowie Zwischenhändler und Transiteure. Weiter können als Netznutzerin oder Netznutzer auch Gaserzeuger sowie die Betreiber von Rückver- gasungsanlagen und Speicheranlagen auftreten. Für die Speicheranlagen gilt dies je- doch nicht ohne Einschränkung: Röhren- und Kugelspeicher, die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieses Gesetzes bereits am Gasnetz angeschlossen sind, verfügen über keine Ein- und Ausspeisepunkte im Sinne der Buchstaben g und h. Für ihre Nutzung hält Artikel 27 eine besondere Regelung bereit. Das Transportnetz (Bst. d) – im EU-Recht ist vom Fernleitungsnetz die Rede – um- fasst die Netzanlagen, die überwiegend mit höheren Druckstufen (> 5 bar) betrieben werden. Dazu gehört insbesondere auch die Transitgasleitung. Gegenwärtig umfasst das Transportnetz die Netzanlagen der Transitgas AG, der Swissgas AG, der Gaznat SA, der Gasverbund Mittelland (GVM) AG, der Erdgas Ostschweiz (EGO) AG, der Erdgas Zentralschweiz (EGZ) AG, der Unigaz SA und ggf. (vgl. Art. 2 Abs. 3 Bst. a) auch Netzanlagen der Aziende industriali di Lugano (AIL) SA. Das Verteilnetz (Bst. e) umfasst die kleineren Netzanlagen der tieferen Druckstufen. Diese sind nicht auf die Beförderung über grössere Distanzen ausgerichtet, sondern vorwiegend auf die Belieferung der Endverbraucher. Dazu gehört auch das dem ei- gentlichen Verteilnetz vorgelagerte lokale Transportnetz, an welchem keine Endver- braucherinnen und Endverbraucher angeschlossen sind. Die Anschlussleitungen – sie erstrecken sich vom Hausanschluss bis hin zum Netzanschlusspunkt – sind Teil des jeweiligen Transport- oder Verteilnetzes. Über die Zuordnung einer Netzanlage zum Transport- oder zum Verteilnetz entscheidet im Streitfall die EnCom. Die Druckredu- zier- und Messstationen sollten zumindest regional einheitlich entweder dem Trans- portnetz oder dem Verteilnetz zugeordnet werden. Zum hiesigen Marktgebiet (Bst. f) gehören alle inländischen Netzanlagen mit Aus- nahme der isolierten Gasnetze. Es zeichnet sich – über die Tätigkeit des MGV – vor allem durch zwei Elemente aus: Erstens bildet es eine Bilanzzone mit einheitlichen Bilanzierungsregeln (Art. 23–26). Zweitens ist es den Netznutzerinnen und Netznut- zern im Marktgebiet möglich, gestützt auf einen Ein- und/oder Ausspeisevertrag Gas- mengen ohne Festlegung eines konkreten Transportweges und grundsätzlich ohne geographische Einschränkungen von einem Einspeisepunkt zu einem beliebigen Aus- speisepunkt befördern zu lassen (sog. Zweivertragsmodell, Art. 13–16). Die Ein- und Ausspeisepunkte (Bst. g und h) definieren die Grenzen des Marktgebie- tes (bzw. der isolierten Netze). Ihre Nutzung ist Gegenstand der Ein- und Ausspeise- verträge (Art. 13) und Anlass zur Entrichtung des Netznutzungsentgelts (Art. 17 Abs. 2 und Art. 18 Abs. 2). Von besonderer Bedeutung sind die Grenzübergangspunkte (Bst. i) des Transportnet- zes, über welche das hiesige Marktgebiet mit den Marktgebieten der Nachbarländer verbunden ist. Für deren Nutzung wird vom MGV der Erwerb von Kapazitätsproduk- ten angeboten (Art. 14).

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Nicht definiert ist der Begriff «Gas». Neben Erdgas fallen darunter auch Biogas und andere Gasarten (z.B. synthetisch erzeugtes Methan oder Wasserstoff).

2. Kapitel: Gasversorgung

1. Abschnitt: Aufgaben der Gaswirtschaft

Art. 4 Netzbetrieb Die in Absatz 1 Buchstabe a statuierte Pflicht ist als elementare Zielvorgabe bei der Erfüllung sämtlicher Aufgaben zu beachten. Ist die Stabilität des Netzbetriebs gefähr- det, sind die Netzbetreiber berechtigt und verpflichtet, die erforderlichen netzseitigen Massnahmen zu ergreifen. Während für die Zwecke dieses Gesetzes die Stabilität des Netzbetriebs im Vordergrund steht, geht es beim RLG um die zum Schutz von Perso- nen, Sachen oder anderen Rechtsgütern erforderliche Sicherheit des Netzbetriebs (vgl. Art. 3 Abs. 1 Bst. a und Art. 31 RLG). Zu den Systemdienstleistungen (Art. 3 Bst. m) zählen insbesondere die Druck- und Mengenregulierung, die Handhabung der Netz- engpässe auf Verteilnetzebene und die Prüfung der Gasqualität (Zusammensetzung und Brennwert des Gases). Bei Letzterem orientieren sich die Netzbetreiber an den einschlägigen Branchenstandards (v. a. Regelwerke des SVGW) und an den Vorga- ben des EU-Rechts. Ist die Qualität des eingespeisten Gases ungenügend, verweigern die Netzbetreiber den Netzzugang (Art. 12). Davon abzugrenzen sind die Beschaffung und der Einsatz der Regelenergie sowie die Handhabung von Netzengpässen auf Transportnetzebene. Diese Aufgaben zählen nicht zu den Systemdienstleistungen, sondern fallen in die Kompetenz des MGV (Art. 15 Abs. 1 und Art. 3 Bst. k i.V.m. Art. 24 Abs. 1). Bei der Erarbeitung der Anforderungen nach Buchstabe b orientieren sich die Netz- betreiber an den Branchenstandards und internationalen Regelwerken (Art. 39 Abs. 3). Buchstabe c enthält eine weit gefasste Koordinationspflicht. Diese dient der Interope- rabilität der Netze, auch im Verbund mit dem gesamteuropäischen Gasnetz. Die Netz- betreiber müssen – untereinander und im Verhältnis zum MGV und ausländischen Netzbetreibern – so zusammenarbeiten, dass die Gasbeförderung im Rahmen des Zweivertragsmodells (Art. 13–16) auch über mehrere, durch Netzkopplungspunkte verbundene Netze möglich ist (u.a. durch Netzkopplungsverträge). Die Netzbetreiber unterstützen sich weiter auch bei der Ermittlung der technischen Kapazitäten, bei den Systemdienstleistungen und bei der Kostenwälzung. Netzentwicklungspläne sind in- soweit zu erstellen, als dies für die Zusammenarbeit oder für die Koordination mit ausländischen Netzbetreibern notwendig ist. Gegebenenfalls kann das für die Beobachtung der Versorgungslage zuständige BFE deren Erstellung und Vorlage an- ordnen (vgl. Art. 34 Abs. 1), insbesondere, wenn sie zur internationalen Zusammen- arbeit notwendig sind. Nach Absatz 2 können die Transportnetzbetreiber dem BFE Netzentwicklungspläne zur Abklärung des Bedarfs eines Netzausbauvorhabens vorlegen. In Abhängigkeit des Bedarfs beurteilt das BFE auch die voraussichtliche Anrechenbarkeit der entsprechen-

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den Inverstitionkosten. Letzteres erfolgt im Lichte der in Artikel 19 genannten Krite- rien. Dabei wird in der Regel eine Absprache mit der EnCom notwendig sein (Art. 36 Abs. 1). Das BFE kann seine Vorabeinschätzung mit Bedingungen und Auflagen ver- knüpfen.

Art. 5 Entflechtung

Variante 1: Keine Marktöffnung im Bereich der Verrechnungsmessung

Absatz 1 verbietet es einem vertikal integrierten Gasversorgungsunternehmen, seine Monopolstellung als Netzbetreiber zur Erlangung von Wettbewerbsvorteilen zu miss- brauchen. Da neben dem Netzbetrieb auch die Ersatzversorgung (Art. 8), die regu- lierte Versorgung (Art. 9) und das Messwesen (Art. 21 Abs. 1) bzw. die Vornahme der Verrechnungsmessung unter Ausschluss der Konkurrenz stattfinden, müssen die damit verbundenen Einnahmen und Ausgaben ebenfalls von den wettbewerblichen Geschäftsbereichen separiert werden. Zwischen den verschiedenen monopolistischen und von diesem Gesetz entsprechend regulierten Tätigkeiten ist eine Verrechnung von Gewinn und Verlust hingegen prinzipiell zulässig. Absatz 2 enthält ein Gebot zur informatorischen Entflechtung. Nicht vorgeschrieben sind eine personelle Entflechtung oder die Ergreifung anderer organisatorischer Ent- flechtungsinstrumente. Die Einhaltung des Quersubventionierungsverbots von Absatz 1 bedingt, dass die Netzbetreiber und die Akteure, die für die Vornahme der regulierten Versorgung und der Ersatzversorgung zuständig sind, eine buchhalterische Entflechtung vornehmen (Abs. 3). Dies bedeutet, dass sie für jedes Gasnetz, das in ihrem Verantwortungsbe- reich liegt, je eine Jahresrechnung und eine Kostenrechnung erstellen, in denen der Netzbetrieb, die regulierte Versorgung, die Ersatzversorgung und die Verrechnungs- messung sowohl getrennt voneinander als auch getrennt von den übrigen Geschäfts- bereichen dargestellt werden (sog. Segment- oder Spartenrechnung). Da die Netzbe- treiber zwar für die regulierte Versorgung und die Ersatzversorgung verantwortlich sind, sie deren Vornahme aber auch einem anderen Akteur übertragen können, sind die dafür Zuständigen hier separat angesprochen. Anhand der buchhalterischen Entflechtung prüft die EnCom die Absenz von Quersub- ventionierungen. Absatz 4 sieht deshalb vor, dass ihr die nach Absatz 3 zu erstellende Kostenrechnung jährlich einzureichen ist.

Variante 2: Vollständige Marktöffnung im Bereich der Verrechnungsmessung

Absatz 1 verbietet es einem vertikal integrierten Gasversorgungsunternehmen, seine Monopolstellung als Netzbetreiber zur Erlangung von Wettbewerbsvorteilen zu miss- brauchen. Da neben dem Netzbetrieb auch die Ersatzversorgung (Art. 8) und die re- gulierte Versorgung (Art. 9) unter Ausschluss der Konkurrenz stattfinden, müssen die damit verbundenen Einnahmen und Ausgaben ebenfalls von den wettbewerblichen Geschäftsbereichen separiert werden. Zwischen den verschiedenen monopolistischen und von diesem Gesetz entsprechend regulierten Tätigkeiten ist eine Verrechnung von

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Gewinn und Verlust hingegen prinzipiell zulässig. Da im Bereich der Verrechnungs- messung eine vollständige Marktöffnung stattfindet, ist eine Entflechtung von den an- deren wettbewerblichen Bereichen diesbezüglich nicht notwendig. Absatz 2 enthält ein Gebot zur informatorischen Entflechtung. Nicht vorgeschrieben sind eine personelle Entflechtung oder die Ergreifung anderer organisatorischer Ent- flechtungsinstrumente. Diese Bestimmung konkretisiert das Verbot, die aus dem (mo- nopolistischen) Netzbetrieb erlangten Daten für kommerzielle Zwecke zu verwenden. Die Einhaltung des Quersubventionierungsverbots von Absatz 1 bedingt, dass die Netzbetreiber und die Akteure, die für die Vornahme der regulierten Versorgung und der Ersatzversorgung zuständig sind, eine buchhalterische Entflechtung vornehmen (Abs. 3). Dies bedeutet, dass sie für jedes Gasnetz, das in ihrem Verantwortungsbe- reich liegt, je eine Jahresrechnung und eine Kostenrechnung erstellen, in denen der Netzbetrieb, die regulierte Versorgung, die Ersatzversorgung und die Verrechnungs- messung sowohl getrennt voneinander als auch getrennt von den übrigen Geschäfts- bereichen dargestellt werden (sog. Segment- oder Spartenrechnung). Da die Netzbe- treiber zwar für die regulierte Versorgung und die Ersatzversorgung verantwortlich sind, sie deren Vornahme aber auch einem anderen Akteur übertragen können, sind die dafür Zuständigen hier separat angesprochen. Anhand der buchhalterischen Entflechtung prüft die EnCom die Absenz von Quersub- ventionierungen. Absatz 4 sieht deshalb vor, dass ihr die nach Absatz 3 zu erstellende Kostenrechnung jährlich einzureichen ist.

Art. 6 Zuverlässige Gasversorgung

Nach Absatz 1 ist die Gewährleistung einer möglichst zuverlässigen Gasversorgung primär eine Aufgabe der Gasbranche. Damit sind insbesondere die Netzbetreiber und der MGV angesprochen, weiter auch die Gashändler und Lieferanten. Sie alle haben die für eine möglichst zuverlässige Gasversorgung geeigneten und erforderlichen Vorkehrungen zu treffen. Für den MGV ist dies etwa bei der Ausgestaltung des Bi- lanzierungssystems (Art. 23–26) relevant. Auf Verordnungsstufe wird ihm voraus- sichtlich eine Pflicht zur Implementierung eines Warnsystems auferlegt (siehe Aus- führungen in Kap. 3.1 zur Versorgungssicherheit). Sollte sich eine schwere Mangellage einstellen oder unmittelbar drohen und die Gasbranche nicht mehr in der Lage sein, die Versorgung zu gewährleisten, entscheidet der Bundesrat auf Antrag der wirtschaftlichen Landesversorgung gemäss dem Landesversorgungsgesetz vom 17. Juni 201635 (LVG) über die kurzfristig, d. h. für die Dauer von einigen Tagen bis einigen Monaten, notwendigen Massnahmen. Die Beobachtung der Versorgungslage obliegt nach Absatz 2 dem BFE und dem BWL. Demgegenüber sind die Aufgaben der EnCom zum Zwecke einer möglichst klaren Zuweisung der Kompetenzen auf die Überwachung der Einhaltung der gesetz- lichen Vorschriften beschränkt (Art. 30 Abs. 2). Während das BFE für die Beobach- tung der mittel- bis langfristigen Versorgungslage zuständig ist, fällt die Beobachtung der kurzfristigen Versorgungssicherheit in die Zuständigkeit des BWL. Diese Kom- petenzaufteilung bedingt, dass sich die beiden Ämter untereinander koordinieren.

35 SR 531

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Damit das BFE seine Aufgabe erfüllen kann, sind die Unternehmen der Gaswirtschaft und der MGV zur Erteilung der erforderlichen Auskünfte und zur Vorlage der not- wendigen Unterlagen verpflichtet (Art. 34 Abs. 1). Zudem kann das BFE auf die der EnCom vorliegenden Daten zugreifen (Art. 36 Abs. 1). Das BWL stützt sich bei der notwendigen Informationsbeschaffung auf die im LVG enthaltenen Rechtsgrundla- gen.

2. Abschnitt: Belieferung der Endverbraucherinnen und

Endverbraucher

Art. 7 Freie Lieferantenwahl Die freie Wahl des Lieferanten ist auf diejenigen Verbrauchsstätten beschränkt, an denen der Jahresverbrauch der betreffenden Endverbraucherin oder des betreffenden Endverbrauchers mindestens 100 MWh beträgt; an allen anderen Verbrauchsstätten haben die Endverbraucherinnen und Endverbraucher Anspruch auf die regulierte Ver- sorgung gemäss Artikel 9. Dabei handelt es sich nicht um ein Wahlrecht: Ist die Ver- brauchsschwelle erreicht – massgebend ist der Verbrauch der letzten drei Jahre –, be- steht kein Anspruch auf die regulierte Versorgung. Wird der bevorzugte Lieferant nach Inkrafttreten des Gesetzes oder nach Erreichen der Verbrauchsschwelle nicht aktiv gewählt, bleibt die betreffende Endverbraucherin oder der betreffende Endver- braucher beim angestammten Versorger, dies aber im freien Markt. Der Bundesrat wird gestützt auf Artikel 10 eine Verfahrensordnung (v. a. Fristen, Ter- mine und Zuständigkeiten) für den Wechsel von der regulierten Versorgung in den freien Markt und eine allfällige Rückkehr in die regulierte Versorgung vorgeben. Da- bei wird er auch regeln müssen, wie mit Neuanschlüssen sowie mit Änderungen oder Erweiterungen eines bestehenden Anschlusses umzugehen ist, sprich mit Fällen, in denen die relevanten Verbrauchsdaten nicht vollständig (für drei Jahre) vorliegen.

Art. 8 Ersatzversorgung

Die Ersatzversorgung ist eine Art Rettungsring für Endverbraucherinnen und Endver- braucher im freien Markt. Sie unterliegt keiner Tarifordnung, sondern einer Miss- brauchsaufsicht durch die EnCom (Art. 30 Abs. 2 Bst. e). Diese wird sich bei der Kon- kretisierung der Missbrauchsschwelle an den Bestimmungen des Preisüberwachungsgesetzes orientieren können (vgl. Art. 12 f. PÜG). Nach Absatz 1 findet die Ersatzversorgung während längstens sechs Monaten statt. Sie ist ultima ratio und in erster Linie für Lieferantenausfälle gedacht. Läuft ein Gas- lieferverhältnis aus, ist der Endverbraucher oder die Endverbraucherin gehalten, sich rechtzeitig um einen neuen Lieferanten zu bemühen. Zur Ersatzversorgung kommt es nur, wenn der Abschluss eines neuen Gasliefervertrages nicht lediglich die Folge ei- nes eigenen Versäumnisses ist. Wie bei der regulierten Versorgung muss der lokale Netzbetreiber seine Pflicht zur Ersatzversorgung nicht persönlich erfüllen; er kann damit auch einen Dritten beauftragen (Abs. 2).

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Art. 9 Regulierte Versorgung Die regulierte Versorgung zeichnet sich durch den Anspruch auf eine Versorgung zu gesetzlich regulierten Gastarifen aus (Abs. 1 und 3), deren Angemessenheit von der EnCom kontrolliert wird (Art. 30 Abs. 2 Bst. b). Die Gastarife, die nach Artikel 32 Buchstabe a zu veröffentlichen sind, müssen nach Massgabe des Bezugsprofils ein- heitlich sein und sich an den Vertriebskosten sowie an den marktüblichen Beschaf- fungskosten orientieren – letzteres unter Berücksichtigung der ökologischen Qualität des gelieferten Gases (Erdgas sowie Biogas und andere erneuerbare Gase). Dass in diesem Zusammenhang von einer regulierten Versorgung und nicht von einer Grund- versorgung die Rede ist, bringt zum Ausdruck, dass es sich dabei nicht um eine staat- liche Aufgabe handelt. Für die regulierte Versorgung sind nach Absatz 2 die Netzbetreiber verantwortlich. Sie können deren Vornahme an Dritte auslagern, sei es an andere Netzbetreiber oder, was im Sinne der Entflechtung (Art. 5) zu begrüssen wäre, an Akteure ohne Netzbe- trieb. Vorstellbar wäre auch, dass sich mehrere Netzbetreiber zur Vornahme der regu- lierten Versorgung aus Effizienzgründen in einem Verbundunternehmen zusammen- schliessen. Selbstredend wären dabei die Vorgaben zur Entflechtung (Art. 5) und das Kartellgesetz zu beachten, letzteres v. a. in Bezug auf horizontale und vertikale Preis- absprachen.

Art. 10 Lieferantenwechsel und weitere Wechselprozesse

In den Ausführungsvorschriften wird der normative Rahmen geschaffen, der für eine reibungslose Abwicklung der Wechselprozesse notwendig ist. Der Bundesrat wird vorgeben, innert welcher Frist ein Lieferantenwechsel abgewickelt werden muss. Nach den Vorgaben des EU-Rechts beträgt diese maximal drei Wochen.36 Es ist an- gedacht, dass sich der MGV der notwendigen Koordination annimmt. Weiter wird der Bundesrat die Termine und Fristen festlegen, die für einen Wechsel zwischen dem freien Markt und der regulierten Versorgung sowie für eine Rückkehr aus der maxi- mal sechsmonatigen Ersatzversorgung in den freien Markt massgebend sind. Die Ver- tragsbedingungen der im freien Markt abgeschlossenen Gaslieferverträge unterliegen der Vertragsfreiheit (u. a. die Kündigungsmöglichkeiten und -fristen).

Art. 11 Rechnungsstellung

Die gebotene Transparenz in der Rechnungsstellung verlangt, dass die Lieferanten, einschliesslich der Akteure, die für die regulierte Versorgung und die Ersatzversor- gung verantwortlich sind, das Entgelt für die Gaslieferung, das angefallene Netznut- zungsentgelt, das Messentgelt sowie die Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen (z. B. CO2-Abgabe) separat ausweisen. Die Netzbetreiber liefern ihnen die dazu not- wendigen Angaben (Art. 33 Abs. 1).

36 Art. 3 Abs. 6 Bst. a der Richtlinie 2009/73/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG, Abl. L 211/94 vom 14.8.2009, S. 94.

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3. Kapitel: Netznutzung

1. Abschnitt: Netzzugang und Netznutzungsmodell

Art. 12 Netzzugang

Zur Verwirklichung eines funktionsfähigen Wettbewerbs im Energiebereich haben grundsätzlich alle Netznutzerinnen und Netznutzer Anspruch auf Netzzugang. Ge- meint ist das Recht auf Einspeisung, Ausspeisung und Beförderung von Gas (Art. 3 Bst. c). Die praktische Umsetzung des Netzzugangs erfolgt über die Ein- und Aus- speiseverträge (Art. 13), zu deren Abschluss die Netzbetreiber gegenüber den Netz- nutzerinnen und Netznutzern verpflichtet sind. Aus der Kontrahierungspflicht lässt sich nicht folgern, dass es sich beim Netzbetrieb um eine staatliche Aufgabe handelt. Die Verträge sind privatrechtlicher Natur. Aufgrund der bloss teilweisen Marktöffnung (vgl. Art. 7) unterliegt der Anspruch auf Netzzugang indes gewissen Beschränkungen: Zur Belieferung von Endverbrauche- rinnen und Endverbrauchern, die ihren Lieferanten nicht frei wählen können, kann der Netzzugang einzig von demjenigen Akteur geltend gemacht werden, der für die Vor- nahme der regulierten Versorgung verantwortlich ist (vgl. Art. 9 Abs. 2). Analog gilt für die Belieferung von Endverbraucherinnen und Endverbrauchern in der Ersatzver- sorgung (Art. 8), dass der Netzzugang ausschliesslich vom zuständigen Ersatzversor- ger geltend gemacht werden kann. Im Falle einer ungenügenden Gasqualität ist der Netzzugang zu verweigern (vgl. auch Art. 3 Bst. m i.V.m. Art. 4 Abs. 1 Bst. a).

Art. 13 Ein- und Ausspeiseverträge

Artikel 13 normiert das sogenannte Entry-Exit-Modell, das hier in Form eines Zwei- vertragsmodells ausgestaltet ist. Konkret bedeutet dies, dass der Netznutzer oder die Netznutzerin (Art. 3 Bst. b) nur zwei Netznutzungsverträge abschliessen muss, um Gasmengen von einem beliebigen Einspeisepunkt bis hin zu einem Endverbraucher oder einer Endverbraucherin befördern zu lassen (respektive zum betreffenden Aus- speisepunkt). Diese Ein-und Ausspeiseverträge sind privatrechtlicher Natur und mit dem jeweiligen Netzbetreiber abzuschliessen. Die Gasbeförderung ist Aufgabe der Netzbetreiber – der Netznutzer oder die Netznutzerin muss keinen konkreten Trans- portweg zwischen Ein- und Ausspeisepunkt angeben. Die Ein- und Ausspeiseverträge können unabhängig voneinander abgeschlossen wer- den. Wer Gas ins Schweizer Marktgebiet importieren will, ohne die nachmalige Be- lieferung von Endverbraucherinnen und Endverbrauchern selbst vorzunehmen, braucht dazu lediglich einen Einspeisevertrag abzuschliessen. Umgekehrt kann sich ein Lieferant, der sich nicht selbst um die Gasbeschaffung kümmern will (in der Regel im Ausland), mit dem Abschluss von Ausspeiseverträgen begnügen. Für den (direk- ten) Gastransit sind sowohl ein Ein- als auch ein Ausspeisevertrag notwendig. Absatz 1 enthält die zur Verwirklichung des Netzzugangs (Art. 12) erforderliche Kon- trahierungspflicht. Die Netzbetreiber sind gehalten, den Netznutzerinnen und Netz- nutzern die grösstmögliche Netzkapazität zur Nutzung anzubieten. Es ist denkbar, dass der Bundesrat vorsehen wird, dass Lieferanten Ausspeiseverträge abschliessen

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können, die nicht auf spezifische Ausspeisepunkte bezogen sind (sog. Lieferantenrah- menverträge). Nach Absatz 2 müssen die Netzbetreiber einen gemeinsamen Standard für die Netz- nutzungsverträge erarbeiten, so dass diese im gesamten Marktgebiet einheitlich sind. Die Pflicht zur vorgängigen Konsultation stellt sicher, dass die interessierten Kreise (u.a. Verbraucherorganisationen, Kantone und Gemeinden) sowie auch die EnCom frühzeitig Einfluss auf die Ausgestaltung dieses Standards nehmen können.

Art. 14 Nutzung der Kapazitäten des Transportnetzes

Nach Absatz 1 erfolgt die Bewirtschaftung der Kapazitäten des Transportnetzes durch den MGV (auf privatrechtlicher Ebene). Zur Bewirtschaftung gehört insbesondere die Ausgestaltung und die Versteigerung der Kapazitätsprodukte (Abs. 2) sowie die Fest- legung der Netznutzungstarife und das Inkasso der Netznutzungsentgelte (vgl. Art. 18). Die Zuständigkeit des MGV ist eine Folge der milden Entflechtungs- vorgaben (Art. 5): Die Kapazitätsbewirtschaftung birgt auf Ebene des Transportnetzes ein zu hohes Diskriminierungspotenzial in sich, um sie in den Händen eines nur schwach entflochtenen, vertikal integrierten Gasversorgungsunternehmens zu belas- sen. Die Transportnetzbetreiber sind gegenüber dem MGV und der Allgemeinheit zum Ausweis der technischen Kapazitäten ihrer Netze verpflichtet (Art. 32 Bst. d und Art. 33 Abs. 1). Die Absätze 2–3 beziehen sich auf die Grenzübergangspunkte (Art. 3 Bst. i). Durch diese ist das Schweizer Marktgebiet auf der Transportnetzebene mit den Marktgebie- ten der Nachbarstaaten verbunden. Die Kapazitäten dieser Grenzübergangspunkte sind für den Gastransit und die Inlandversorgung von essenzieller Bedeutung. Um die Abläufe effizienter zu gestalten, wird der Abschluss der erforderlichen Netznutzungs- verträge (Art. 13) durch den Erwerb von sogenannten Kapazitätsprodukten vermittelt, die vom MGV angeboten werden. Der MGV agiert mit anderen Worten als Interme- diär zwischen den Parteien; das Verfahren gleicht einer Börsentransaktion. Mit dem Erwerb eines Kapazitätsproduktes ist die Netznutzerin oder der Netznutzer während dessen Laufzeit und im Umfang der erworbenen Kapazität zur Ein- oder Ausspeisung am betreffenden Grenzübergangspunkt berechtigt (Abs. 3) und kann die entsprechenden Gasmengen «im gesamten Marktgebiet» (Art. 13 Abs. 1 S. 3) unein- geschränkt befördern lassen. Absatz 4 sieht dazu zwei Ausnahmen vor: Erstens kön- nen Kapazitätsprodukte notwendig sein, die nur in Teilen des Marktgebiets zur Gas- beförderung berechtigen (sog. beschränkt zuordenbare Kapazitätsprodukte). Dies einerseits zur Aufrechterhaltung der regionalen Netzstabilität, andererseits, weil es voraussichtlich notwendig sein wird, dass die Transitgasleitung anfänglich zumindest teilweise für den Transit reserviert bleibt (siehe Ausführungen in Kap. 3.1 zur Integra- tion der Transitflüsse). Letzteres würde durch Kapazitätsprodukte erreicht, die nur zum Gastransport «von Grenze zu Grenze» berechtigen, ohne Zugang zum sogenann- ten virtuellen Austauschpunkt (Art. 26 Abs. 1). Zweitens kann es aus Gründen der Flexibilität sinnvoll sein, wenn der Netzbetreiber die Nutzung gewisser Kapazitäts- produkte unter bestimmten Voraussetzungen vorübergehend einschränken kann (sog. unterbrechbare Kapazitätsprodukte). Es handelt sich aber um Ausnahmefälle; die En- Com nimmt die entsprechende Aufsichtsfunktion wahr (Art. 30 Abs. 2 Bst. d).

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Die Ausgestaltung der verschiedenen Kapazitätsprodukte wird sich am EU-Recht37 orientieren. Die Kapazitätsprodukte unterscheiden sich nach ihrer Laufzeit (z.B. Jah- res-, Quartals-, Monats-, Wochen- und Tagesprodukte) und nach allfälligen Ein- schränkungen gemäss Absatz 4. Unter Vorbehalt der Ausführungsvorschriften des Bundesrates (Abs. 5) verfügt der MGV bei der Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte über Gestaltungsfreiräume. Es ist u.a. denkbar, dass er mehrere Grenzübergangs- punkte bündelt und in gemeinsamen Kapazitätsprodukten zur Nutzung anbietet oder dass die zum «Grenzübertritt» notwendigen Entry- und Exit-Produkte in Absprache mit den zuständigen Stellen des angrenzenden ausländischen Marktgebietes gemein- sam vermarktet werden. Weiter wird der Bundesrat auch das Verfahren zur Auktion und zum nachmaligen Handel (sog. Sekundärhandel) der Kapazitätsprodukte regeln. Es ist angedacht, dass der MGV dafür sorgen soll, dass den Netznutzerinnen und Netz- nutzern hierfür eine Buchungsplattform zur Verfügung steht.

Art. 15 Bewirtschaftung von Netzengpässen im Transportnetz Artikel 15 enthält Vorschriften zum Engpassmanagement auf Ebene des Transportnet- zes. Deren Umsetzung wird der MGV (Abs. 1) mit den im EU-Recht vorgesehenen Instrumenten38 vornehmen. Die Absätze 2 und 3 bieten ihm die dazu erforderliche ge- setzliche Grundlage. Der Entzug von systematisch ungenutzten Kapazitäten (sog. Ka- pazitätshortung) ist ultima ratio; zuvor sind andere Massnahmen der Engpassbewirt- schaftung zu ergreifen (z. B. Sekundärhandel oder Einsatz von unterbrechbaren Kapazitätsprodukten).

Art. 16 Nutzung der Netzkopplungspunkte zwischen Transport- und Verteil- netz Um den Netznutzerinnen und Netznutzern eine Gasbeförderung im gesamten Markt- gebiet zu ermöglichen, müssen die Netzbetreiber untereinander Netzkopplungsver- träge abschliessen. Von besonderer Bedeutung sind die Netzkopplungsverträge, die den Übergang vom Transport- ins Verteilnetz regeln. Als Folge des Zweivertragsmo- dells müssen die Verteilnetzbetreiber (und nicht die Netznutzerinnen und Netznutzer) die Buchung der erforderlichen Kapazitäten dieser Netzkopplungspunkte vornehmen (Art. 16) und vergüten (Art. 18 Abs. 2 S. 3). Die entsprechenden Netznutzungstarife werden vom MGV festgelegt (Art. 18 Abs. 1).

37 Vgl. Verordnung 2017/459/EU der Kommission vom 16. März 2017 zur Festlegung eines Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen, Abl. L 72/1 vom 17.3.2017. 38 Vgl. Beschluss 2012/490/EU der Kommission vom 24. August 2012 zur Änderung von An- hang I der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen, Abl. L 231/16.

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2. Abschnitt: Netznutzungstarife und anrechenbare Netzkosten

Art. 17 Netznutzungstarife der Verteilnetze

Nach Absatz 1 Satz 1 legen die Verteilnetzbetreiber ihre Netznutzungstarife fest. An- hand dieser ermitteln sie das Netznutzungsentgelt, das ihnen die Netznutzerinnen und Netznutzer für die Ein- und Ausspeisung bezahlen (Abs. 2). Anders als im Stromver- sorgungsrecht (vgl. Art. 14 Abs. 2 StromVG) gilt also kein reines Ausspeiseprinzip. Die Tarife sind Bestandteil der Netznutzungsverträge (Art. 13). Die Tarife zur Nut- zung des Verteilnetzes gelangen in folgenden Fällen zur Anwendung: Bei der Aus- speisung bei Endverbraucherinnen und Endverbrauchern, bei der Einspeisung aus Gaserzeugungs- und aus Rückvergasungsanlagen (Umwandlung von verflüssigtem Erdgas in den gasförmigen Zustand) sowie auch bei der Nutzung der Übergänge zu den Verteilnetzen der Nachbarländer (vgl. Art. 3 Bst. g und h). Darüber hinaus sind die Netznutzungstarife grundsätzlich auch für die Ein- und Ausspeisungen bei den am Verteilnetz angeschlossenen Speicheranlagen relevant. Etwas anderes gilt indes für die Kugel- und Röhrenspeicher nach Artikel 27. Diese werden in dieser Hinsicht als Bestandteil des Netzes behandelt, womit für die entsprechenden Gasflüsse kein Netz- nutzungsentgelt anfällt. Die Tarifperiode wird auf Verordnungsstufe bestimmt (ein Jahr wie im Stromversorgungsrecht). Die Verteilnetzbetreiber verfügen bei der Umsetzung der in Absatz 1 Satz 2 genannten Tarifgrundsätze über Ermessensspielräume. Diese können sie etwa bei der Gewich- tung verschiedener Tarifkomponenten nutzen (Arbeits- und Leistungskomponenten). Im Vordergrund steht die Verursachergerechtigkeit. Dementsprechend hat die Bil- dung verschiedener Kunden- bzw. Tarifgruppen auf Grundlage des Profils der Ein- und Ausspeisung zu erfolgen. Stimmt das Total des vereinnahmten Netznutzungsentgelts nicht mit den anrechenba- ren Netzkosten der betreffenden Tarifperiode überein, sind die entsprechenden De- ckungsdifferenzen in den folgenden Tarifjahren zeitnah auszugleichen, grundsätzlich innert längstens drei Jahren (Abs. 3).

Art. 18 Netznutzungstarife des Transportnetzes

Nach Absatz 1 liegt die Tarifhoheit auf Ebene des Transportnetzes beim MGV (vgl. auch Art. 14 Abs. 1). Die Festsetzung der Netznutzungstarife hat er am Grundsatz der Verursachergerechtigkeit auszurichten. Hinsichtlich der Einstandspreise der Kapazi- tätsprodukte wird der MGV nach Vorbild des EU-Rechts39 (Art. 39 Abs. 3) zunächst den Preis für das Standardkapazitätsprodukt festsetzen. Dieses hat eine Laufzeit von einem Jahr und unterliegt keinen Einschränkungen, wie sie in Artikel 14 Absatz 4 vorgesehen sind. Daraus leitet er nach ökonomischen Prinzipien die Einstandspreise für die weiteren Kapazitätsprodukte ab, indem er u. a. die unterschiedlichen Laufzei- ten oder allfällige Einschränkungen gemäss Artikel 14 Absatz 4 berücksichtigt. Auf- grund ihrer hohen Tragweite muss diese den Tarifen zugrundeliegende Methodik, die

39 Vgl. Verordnung 2017/460/EU der Kommission vom 16. März 2017 zur Festlegung eines Netzkodex über harmonisierte Fernleitungsentgeltstrukturen, Abl. L 72/29 vom 17.3.2017.

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der MGV auf Grundlage der vom Bundesrat vorgegebenen Grundsätze (Abs. 5) aus- zuarbeiten hat, der EnCom und den weiteren interessierten Kreisen vorgängig zur Konsultation vorgelegt werden. Steht die Methodik nicht in Einklang mit den gesetz- lichen Vorgaben, kann die EnCom korrigierend eingreifen (Art. 30 Abs. 2 Bst. b). Die Tarife bestimmen über das Netznutzungsentgelt, das dem MGV für die Nutzung der Kapazitäten geschuldet ist. Absatz 2 bringt diesbezüglich zwei Besonderheiten zum Ausdruck (Sätze 2 und 3): Während sich das Entgelt bei den nicht zu den Grenz- überganspunkten zählenden Ein- und Ausspeisepunkten (v. a. bei grösseren Endver- braucherinnen und Endverbrauchern und grösseren Erzeugern) unmittelbar aus den Tarifen ergibt, bestimmen diese bei den Grenzübergangspunkten lediglich über den Startpreis für die Auktion der Kapazitätsprodukte. Kommt es zu einer Versteigerung, ist die Auktionsprämie hinzuzurechnen. Die zweite Besonderheit besteht darin, dass das Netznutzungsentgelt bei den Netzkopplungspunkten zwischen Transport- und Verteilnetz von den Verteilnetzbetreibern zu entrichten ist (vgl. auch Art. 16). Diese können das Entgelt als anrechenbare Netzkosten (Art. 19 Abs. 2 Bst. b) auf die ihrem Netz angeschlossenen Endverbraucherinnen und Endverbraucher überwälzen. Die verschiedenen Tarife müssen nach Absatz 3 Satz 1 so aufeinander abstimmt sein, dass das während der Tarifperiode eingenommene Netznutzungsentgelt möglichst gut mit den anrechenbaren Kosten aller Transportnetzbetreiber übereinstimmt. Deckungs- differenzen sind analog zur Regelung für die Verteilnetztarife in den Folgejahren, im Regelfall längstens innerhalb von drei Jahren, auszugleichen. Zur Umsetzung dieser Vorgabe müssen die Transportnetzbetreiber dem MGV die Plan- und Ist-Werte ihrer Netzkosten zeitgerecht übermitteln (vgl. Art. 33 Abs. 1). Absatz 3 Satz 2 ist der Transitgasleitung gewidmet: Zwar müssen die Kosten des Tran- sits und der Inlandversorgung im jeweiligen Umfang durch die entsprechenden Tarif- einnahmen gedeckt sein, doch kann der MGV temporär von diesem Grundsatz abwei- chen. Auf diese Weise kann er zu einem international konkurrenzfähigen Betrieb der Transitgasleitung beitragen. Wettbewerbliche Tarife für den Transit kommen letztlich auch den Schweizer Endverbraucherinnen und Endverbrauchern zugute, da bei gerin- ger Nachfrage immerhin ein Deckungsbeitrag erwirtschaftet werden kann – und im Gegenzug zu Zeiten hoher Nachfrage ein höherer Beitrag anfällt. Die Zuordnung der Kosten zu Transit und Inlandkonsum erfolgt mit einem verursachergerechten Verteil- schlüssel (sog. asset-cost split). Der Bundesrat wird diesen, im Rahmen der Festset- zung der Grundsätze der Methodik für die Transporttarife, jeweils für die Dauer von drei bis fünf Jahren festlegen. Das Inkasso des Netznutzungsentgelts liegt in der Verantwortung des MGV. Das ver- einnahmte Entgelt zahlt er nach Deckung seiner eigenen Kosten (vgl. hierzu auch Art. 29 Abs. 3) den Transportnetzbetreibern aus (Abs. 4). Dies, unter Abzug der Zah- lungen, die er aus dem vereinnahmten Netznutzungsentgelt an andere Akteure leisten muss (vgl. etwa Art. 20 und Art. 37).

Art. 19 Anrechenbare Netzkosten

Nach Absatz 1 bemisst sich die Anrechenbarkeit der Netzkosten nach dem, was für einen sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzbetrieb erforderlich ist. Aus- schlaggebend sind insbesondere die gesetzlichen Aufgaben der Netzbetreiber (v. a.

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Art. 4 Abs. 1 und Art. 6 Abs. 1), einschliesslich derjenigen, die nach dem RLG zu erfüllen sind. Stellen die Netzbetreiber Kosten, die einem Netznutzer oder einer Netz- nutzerin direkt zuordenbar sind, gestützt auf eine entsprechende Rechtsgrundlage in- dividuell in Rechnung (z. B. Netzanschlussbeiträge), sind diese in der Kostenrech- nung von den anrechenbaren Netzkosten auszuscheiden, dürfen also nicht über die Netznutzungstarife ins Netznutzungsentgelt einfliessen. Zu den als Systemdienstleistungen (Art. 3 Bst. m) anrechenbaren Betriebskosten ge- mäss Absatz 2 Buchstabe a gehören u. a. die den Netzbetreibern anfallenden Kosten für die Sicherstellung der Gasqualität. Anrechenbar können unter diesem Titel auch Vergütungen sein, die den sogenannten Zweistoffkunden zur Sicherstellung der Netz- stabilität entrichtet werden. Die Anrechenbarkeit setzt hierbei aus Effizienzgründen voraus, dass die Vergütung ökonomisch sinnvoller ist als die Alternativen (Netzaus- bau oder Nutzung anderer Flexibilitätsmassnahmen). Zur Kostenwälzung (Abs. 2 Bst. b) – eine solche findet zwischen den beiden Verteilnetzebenen (sog. lokal-Trans- port und lokal-Verteilung) statt – und zur vorgängigen Zuordnung der Kosten zur je- weiligen Netzebene wird der Bundesrat Ausführungsvorschriften erlassen (Abs. 5 Bst. a). Diese Zuordnung hat nach funktionalen, sachgerechten und transparenten Kri- terien zu erfolgen und soll zur Vermeidung der Aufsummierung von Netzentgelten (sog. «Pancaking») beitragen. Zu den von den höheren Netzebenen überwälzten Kos- ten gehört auch das vom Verteilnetzbetreiber zu entrichtende Entgelt für die Nutzung der Netzkopplungspunkte im Übergang vom Transport- zum Verteilnetz (Art. 16). Anrechenbar sind weiter auch die Kosten für die Durchführung von Wechselprozes- sen (Abs. 2 Bst. c) sowie Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen (Abs. 2 Bst. d) – unter der Voraussetzung, dass diese Kosten dem Netzbetrieb (und nicht dem Energie- bereich) zuzurechnen sind. Zur Konkretisierung der nach Absatz 3 anrechenbaren Kapitalkosten wird der Bun- desrat gestützt auf Absatz 5 eine angemessene Gewinnkomponente festlegen. Hierzu bietet sich an, die kalkulatorischen Zinsen nach Vorbild des Stromversorgungsrechts anhand eines jährlich zu berechnenden durchschnittlichen Kapitalkostensatzes zu de- finieren (Weighted Average Cost of Capital [WACC]). Ebenfalls auf Verordnungs- stufe sollen Grundsätze für die Abschreibung der Anlagen festgeschrieben werden. Insbesondere sollen Abschreibungen unter Null nicht zulässig sein. Nach Absatz 4 ist eine sogenannte synthetische Bewertung der Netzanlagen nur im Ausnahmefall zulässig. Wendet ein Netzbetreiber diese Methodik, deren Grundsätze vom Bundesrat vorgegeben werden (Abs. 5 Bst. c) an, so kann die EnCom, wenn sie eine fehlerhafte Anwendung erkennt, die vom Netzbetreiber durchgeführte Bewer- tung entsprechend korrigieren. Nach Vorbild von Artikel 13 Absatz 4 StromVV (letz- ter Satz) lässt es der Gesetzestext alternativ zu, dass die EnCom eine synthetische Bewertung – ohne eine eingehende Prüfung des konkreten Falles vorzunehmen – auch pauschal mittels eines prozentualen Abzugs reduziert. Die maximale Höhe oder die Bandbreite des möglichen Pauschalabzugs wird nach Absatz 5 Buchstabe d vom Bun- desrat festgelegt. Laut der bundesgerichtlichen Rechtsprechung (vgl. BGE 138 II 465) gelten hierbei folgende Grundsätze: Da sich der Netzbetreiber mit der synthetischen Methode auf eine Ausnahme beruft, liegt die Beweislast bei ihm. Macht die EnCom von der Möglichkeit des Pauschalabzugs Gebrauch, ist dieser anwendbar, solange der

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Netzbetreiber nicht aufzeigt, dass der Abzug im konkreten Fall zu einer Unterbewer- tung führt. Die EnCom darf den Pauschalabzug indes nicht kumulativ zu einer bereits erfolgten konkreten Korrektur des Bewertungsergebnisses vornehmen. Anzumerken ist, dass synthetische Bewertungen, wenn überhaupt, nur auf Verteilnetzebene zum Tragen kommen; die Transportnetzbetreiber haben die für ihre Netze massgebenden Anschaffungs- und Herstellungskosten bereits auf Basis einer einvernehmlichen Re- gelung ermittelt, die sie mit dem Preisüberwacher im Oktober 2014 abgeschlossen haben. Hinsichtlich der Netzanlagen ist ferner angedacht, dass die Netzbetreiber auf Verordnungsstufe zur Führung eines regulatorischen Anlageregisters verpflichtet werden. Neben den vorstehend erwähnten Einzelheiten wird der Bundesrat überdies Ausfüh- rungsvorschriften zum Umgang mit sogenannten Deckungsdifferenzen (siehe dazu die Bemerkungen zu Art. 17 Abs. 3 und Art. 18 Abs. 3) erlassen (Abs. 5 Bst. b). Dies- bezüglich ist insbesondere angedacht, dass Unterdeckungen – in diesem Fall ist das Netznutzungsentgelt, das in den vergangenen Tarifperioden vereinnahmt wurde, tiefer als die anrechenbaren Netzkosten –, nicht verzinst werden. Ansonsten bestünde ein Anreiz zur systematischen Bildung von negativen Deckungsdifferenzen.

Art. 20 Kosten für Massnahmen der wirtschaftlichen Landesversorgung Neben Artikel 6 geht in allgemeiner Weise auch aus Artikel 3 Absatz 1 LVG hervor, dass die Sicherstellung einer zuverlässigen Gasversorgung – im Rahmen der wirt- schaftlichen Landesversorgung (Art. 3 Abs. 1 LVG) – primär eine Aufgabe der Gas- wirtschaft ist. In diesem Zusammenhang sind im LVG Massnahmen vorgesehen, die der Verhinderung und Beseitigung von schweren Mangellagen dienen, denen die Gas- wirtschaft nicht selber zu begegnen vermag. Nach Artikel 20 können die Kosten sol- cher Massnahmen, soweit sie nicht durch die im LVG vorgesehenen Finanzierungs- instrumente (vgl. Art. 16, 35 und 38 LVG) gedeckt sind, als anrechenbare Betriebskosten des Transportnetzes über dessen Netznutzungstarife finanziert wer- den. Dies kann vor allem für gewisse Vorbereitungsmassnahmen der wirtschaftlichen Landesversorgung relevant sein. In Zeiten ungestörter Versorgung bereiten die Or- gane der wirtschaftlichen Landesversorgung gemeinsam mit der Gaswirtschaft den Vollzug von Bewirtschaftungsvorschriften im Bereich der Gasversorgung vor und treffen hierzu die erforderlichen Vorkehrungen organisatorischer und technischer Art. Der Bundesrat kann Organisationen der Gaswirtschaft auch öffentliche Aufgaben übertragen, beispielsweise die Marktbeobachtung oder Vollzugstätigkeiten im Rah- men von Vorbereitungs- und Interventionsmassnahmen der wirtschaftlichen Landes- versorgung (Art. 60 LVG).

3. Abschnitt: Messwesen

Variante 1: Keine Marktöffnung im Bereich der Verrechnungsmessung

Art. 21 Zuständigkeit und Anforderungen an die MesseinrichtungenNeben dem Netzbetrieb sowie der Sicherstellung der regulierten Versorgung und der Ersatzver- sorgung (vgl. Art. 4, 8 und 9) zählt auch das Messwesen zum Aufgabenbereich der

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Netzbetreiber (Abs. 1). Zum Messwesen gehören die Bezeichnung und Verwaltung der Messpunkte (Vergabe, Registrierung und Dokumentation der Messpunkte), die betriebliche Messung und die Verrechnungsmessung. Die betriebliche Messung be- trifft Messeinrichtungen im Netz; sie ist Teil der Systemdienstleistungen (Art. 3 Bst. m) und umfasst die Erfassung von Messdaten für Aufgaben der Netzbetriebsfüh- rung (Sicherstellung des reibungslosen Netzbetriebs). Zur Verrechnungsmessung (Art. 3 Bst. j) gehören der Messstellenbetrieb (Einbau, Betrieb und Wartung der Messmittel) und die Messdienstleistungen (Erfassung, Bearbeitung und Übermittlung der Messdaten). Nach Absatz 2 setzt der Bundesrat die Mindestanforderungen an die technischen Ei- genschaften der Messeinrichtungen fest, dies unter Berücksichtigung der Bundesge- setzgebung über das Messwesen. Damit sind das Messgesetz vom 17. Juni 201140 und dessen Ausführungsbestimmungen angesprochen. Nach dem aktuellen Stand der Technik erscheint es sinnvoll, eine Pflicht zum Einsatz einer registrierenden Last- gangmessung mit automatischer Datenübertragung nur gegenüber Messkunden mit einem Jahresverbrauch von mindestens 1 000 MWh zu statuieren. Schreiten die tech- nischen Entwicklungen weiter voran, könnte sich in Zukunft aber auch bei einem tie- feren Grenzwert ein vernünftiges Verhältnis von Kosten und Nutzen einstellen. Ein flächendeckender Einsatz von intelligenten Messsystemen ist mithin nicht vorgese- hen. Hinsichtlich der näheren Ausgestaltung der technischen Mindestanforderungen (u.a. Mengenumwertung, Datensicherheit) können ggf. Branchenrichtlinien berück- sichtigt werden (z.B. das SVGW-Regelwerk). Neben den technischen Eigenschaften wird der Bundesrat auch ein besonderes Augenmerk auf die Datensicherheit dieser in datenschutzrechtlicher Hinsicht kritischen Infrastrukturen legen müssen, insbeson- dere was die automatisierten und digitalen Datenübertragung anbelangt.

Art. 22 Messtarife

Die Kosten der betrieblichen Messung sind Teil der (anrechenbaren) Netzkosten und werden über die Netznutzungstarife in Rechnung gestellt. Die (anrechenbaren) Kosten der Verrechnungsmessung werden den Messkunden hingegen pro Messpunkt auf der Grundlage von veröffentlichten (Art. 32 Bst. a) Messtarifen mittels eines in der Rech- nung separat ausgewiesenen (Art. 11) Messentgelts angelastet. Die Kostenanlastung unterliegt der Prüfung durch die EnCom (Art. 30 Abs. 2 Bst. b). Die Trennung von Netz- und Messkosten lässt sich auf Ebene der Kostenrechnung verwirklichen. Die Messtarife müssen sich am Grundsatz der Verursachergerechtigkeit orientieren. Tre- ten (positive oder negative) Deckungsdifferenzen auf, sind diese analog zu den Netz- kosten in den folgenden Tarifperioden über eine entsprechende Tarifanpassung aus- zugleichen. Der Bundesrat wird die Methodik zur Ermittlung der Kapitalrendite (WACC) für Investitionen in die Verrechnungsmessung in angemessener Höhe fest- legen. Messkosten, die individuell in Rechnung gestellt wurden, dürfen nicht in die Messtarife einfliessen.

40 SR 941.20

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Variante 2: Vollständige Marktöffnung im Bereich der Verrechnungsmessung

Art. 21 Freie Wahl des Anbieters bei der Verrechnungsmessung

Zum Messwesen gehören die Bezeichnung und Verwaltung der Messpunkte (Vergabe, Registrierung und Dokumentation der Messpunkte), die betriebliche Mes- sung und die Verrechnungsmessung. Die betriebliche Messung betrifft Messeinrich- tungen im Netz; sie ist Teil der Systemdienstleistungen (Art. 3 Bst. m) und umfasst die Erfassung von Messdaten für Aufgaben der Netzbetriebsführung (Sicherstellung des reibungslosen Netzbetriebs). Zur Verrechnungsmessung (Art. 3 Bst. j) gehören der Messstellenbetrieb (Einbau, Betrieb und Wartung der Messmittel) und die Mess- dienstleistungen (Erfassung, Bearbeitung und Übermittlung der Messdaten). Die Marktöffnung betrifft nur die Verrechnungsmessung. Absatz 1 verleiht den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern, den Produzenten und den Betreibern von Speicheranlagen das Recht auf freie Wahl des Messdienst- leisters und des Messstellenbetreibers. Was die Verrechnungsmessung anbelangt, ist der Markt somit vollständig geöffnet. Absatz 2 sieht vor, dass der Netzbetreiber in seinem Netzgebiet für die Vornahme der Verrechnungsmessung verantwortlich bleibt, wenn die dazu Berechtigten ihr Wahl- recht nicht ausüben. Insbesondere wird er mit ihnen, in einem separaten Vertrag oder im Lieferantenvertrag, die Bedingungen für die Datennutzung und die vom Messkun- den zu tragenden Kosten vereinbaren müssen. Der Netzbetreiber ist in der Preisset- zung frei, unter Vorbehalt der wettbewerbsrechtlichen Vorgaben. Absatz 3 enthält eine Delegationsnorm, auf welche der Bundesrat Ausführungsbestim- mungen zu verschiedenen Punkten stützen kann. Dies betrifft insbesondere den Pro- zess zum Wechsel des Messstellenbetreibers oder des Messdienstleisters (Bst. a) und die Kosten, die dem Netzbetreiber durch die Ausübung des Wahlrechts durch die End- verbraucherin oder den Endverbraucher entstehen (Bst. b), sowie die Aufgaben der Messstellenbetreiber und der Messdienstleister (Bst. c).

Art. 22 Anforderungen an die Messeinrichtungen

Neben den technischen Eigenschaften wird der Bundesrat auch ein besonderes Au- genmerk auf die Datensicherheit dieser in datenschutzrechtlicher Hinsicht kritischen Infrastrukturen legen müssen, insbesondere was die automatisierte und digitale Da- tenübertragung anbelangt.

Der Bundesrat setzt die Mindestanforderungen an die technischen Eigenschaften der Messeinrichtungen fest, dies unter Berücksichtigung des Messgesetzes vom 17. Juni

201141 und dessen Ausführungsbestimmungen. So ist zum Beispiel eine generelle

Pflicht zum Einsatz von intelligenten Messsystemen nicht angedacht. Nach dem ak- tuellen Stand der Technik erscheint es sinnvoll, eine Pflicht zum Einsatz einer regist- rierenden Lastgangmessung mit automatischer Datenübertragung nur gegenüber Messkunden mit einem Jahresverbrauch von mindestens 1 000 MWh zu statuieren.

41 SR 941.20

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Schreiten die technischen Entwicklungen weiter voran, könnte sich in Zukunft aber auch bei einem tieferen Grenzwert ein vernünftiges Verhältnis von Kosten und Nutzen einstellen. Dies würde nach einer Änderung der bundesrätlichen Ausführungsbestim- mungen verlangen. Hinsichtlich der näheren Ausgestaltung der technischen Mindest- anforderungen (u. a. Mengenumwertung, Datensicherheit) können ggf. Branchen- richtlinien berücksichtigt werden (z. B. das SVGW-Regelwerk).

4. Abschnitt: Bilanzierung

Art. 23 Bilanzgruppen

Die Vorgaben zur Bilanzierung bezwecken, dass über eine vorgegebene Zeit (Bilan- zierungsperiode) gleich viel Gas ins System ein- wie ausgespeist wird. Sie gestalten sich weitgehend analog zum Stromversorgungsrecht. Nach Absatz 1 Satz 1 muss jede Netznutzerin und jeder Netznutzer einer Bilanzgruppe angehören. So ist sichergestellt, dass alle von ihnen in Anspruch genommenen Ein- und Ausspeisepunkte entsprechend zugeordnet sind. Anstatt sich einer Bilanzgruppe anzuschliessen, kann die Netznutzerin oder der Netznutzer auch eine eigene Bilanz- gruppe bilden. Nach Satz 2 dürfen einer Bilanzgruppe, der Endverbraucher oder End- verbraucherinnen der regulierten Versorgung zugeordnet sind, keine Endverbrauche- rinnen und Endverbraucher des freien Marktes angehören – und umgekehrt. Für Bilanzierungsvorgänge mit untertägigen Restriktionen (Art. 25) müssen hingegen keine separaten Bilanzgruppen gebildet werden. Im Bilanzgruppenvertrag (Abs. 2) werden die Modalitäten der Bilanzierung (z.B. An- lastung von Ausgleichsenergie) in standardisierter Weise und unter Aufsicht der En- Com (Art. 30 Abs. 2 Bst. a) festgelegt. Für die interne Organisation der Bilanzgruppe gilt die Vertragsfreiheit. Dies gilt insbesondere für die sogenannten Bilanzgruppen- Anschlussverträge, in deren Rahmen auch Subbilanzgruppen gebildet werden können.

Art. 24 Bilanzmanagement

Um eine einheitliche, das gesamte Marktgebiet umfassende Bilanzzone zu gewähr- leisten, ist nach Absatz 1 der MGV für die Vornahme des Bilanzmanagements (Art. 3 Bst. k) zuständig; von den Bilanzgruppenverantwortlichen erhebt er hierfür ein kos- tendeckendes Entgelt, die sogenannte Bilanzierungsumlage. Bei der Ausgestaltung des Bilanzmanagements kann und soll er den Bilanzgruppen Anreize für ein möglichst systemdienliches Verhalten geben. Dabei berücksichtigt er die entsprechenden Vor- gaben42 der EU. Die Absätze 2 und 3 geben das System der Tagesbilanzierung vor. Am Ende jedes Gastages werden die Bilanzgruppensaldi vom MGV (ohne Anwendung einer Tole- ranz) abgerechnet und wieder auf Null gestellt. Ein Gastag dauert 24 Stunden, von

42 Insbesondere die Verordnung 2014/312/EU der Kommission vom 26. März 2014 zur Fest- legung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen, Abl. L 91/15 vom 27.3.2014.

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6:00 bis 6:00 Uhr (MEZ). Aus der Differenz zwischen den Gasmengen, die vom Bi- lanzgruppenverantwortlichen für die Ein- und Ausspeisung gemeldet (nominiert) wurden und den Mengen, die seiner Bilanzgruppe schliesslich zuzuordnen (zu allo- zieren) sind, resultiert die zu bezahlende Ausgleichsenergie. Keine Differenzen kön- nen beim Gasaustausch mit anderen Bilanzgruppen und benachbarten, ausländischen Marktgebieten auftreten (sog. Handelsmengen); diesbezüglich müssen die Nominie- rungen der beteiligten Bilanzgruppenverantwortlichen jeweils exakt übereinstimmen – ansonsten wird die Meldung vom MGV nicht entgegengenommen. Bei der näheren Ausgestaltung des Bilanzmanagements ist insbesondere von Inte- resse, wie die Meldung und die Zuordnung der Gasmengen zu einer Bilanzgruppe für Messpunkte ohne stündliche Messung erfolgt, d. h. für Endverbraucherinnen und Endverbraucher ohne Lastgangmessung (vgl. Erläuterungen zu Art. 21 Abs. 2 [Vari- ante 1] bzw. Art. 22 [Variante 2]). Nach Absatz 4 soll die Prognose hierbei mittels Standardlastprofilen (SLP) erfolgen, die von den Netzbetreibern – das betrifft v.a. die Verteilnetzbetreiber – in Zusammenarbeit mit dem MGV zu erarbeiten sind und ver- öffentlicht werden sollen (Art. 32). Die Verteilnetzbetreiber sollen auch zuständig sein für die Zuordnung der verschiedenen Profile zu den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern sowie für die Vornahme der mindestens täglichen Prognose und der Übermittlung der Prognoseresultate an die Netznutzerinnen und Netznutzer sowie an den MGV. Da sie diese Pflicht in ihrer Eigenschaft als Netzbetreiber trifft, sind die entsprechenden Aufwände ungeachtet des Bezugs zum Energiegeschäft den anre- chenbaren Netzkosten zuzurechnen. Der Bundesrat wird nähere Vorgaben an die Ausgestaltung des Bilanzmanagements machen (Abs. 5). So ist etwa angedacht, dass die notwendige Regelenergie (Bst. a) nach objektiven, transparenten, nichtdiskriminierenden und wirtschaftlichen Kriterien zu beschaffen ist. Vor ihrem Einsatz soll der MGV das Flexibilitätsangebot der Netz- pufferung sowie der Röhren- und Kugelspeicher des Transportnetzes nutzen. Arti- kel 27 Absatz 2 räumt ihm das dazu notwendige Zugriffsrecht ein. Der Bundesrat kann vorsehen, in welcher Weise, wie häufig oder zu welchen Zeitpunkten eine No- mination resp. Renomination erfolgen muss bzw. darf (Bst. b). Für die Festlegung der Preise der Ausgleichsenergie (Bst. c) ist ein Zwei-Preissystem angedacht (separate Preise für Über- und Unterschreitungen der gemeldeten Gasmengen), das sich an den Preisen der Regelenergie orientiert. Bei der Festlegung der Höhe der Bilanzierungs- umlage (Bst. d) sind der Strukturierungsbedarf und die erwartete Prognosegüte zu be- rücksichtigen. Wie bereits aus Absatz 1 hervorgeht, ist deshalb im Falle von untertä- gigen Restriktionen (Art. 25) eine reduzierte Bilanzierungsumlage geschuldet.

Art. 25 Untertägige Restriktionen Die sogenannten untertägigen Restriktionen stellen die Ausnahme vom Grundsatz der Tagesbilanzierung (Art. 24 Abs. 2) dar. Solche Restriktionen drängen sich insbeson- dere hinsichtlich der Belieferung von Endverbraucherinnen und Endverbrauchern mit sehr grossem Verbrauch auf. Weiter können untertägige Restriktionen auch hinsicht- lich der Belieferung von Endverbraucherinnen und Endverbrauchern in der regulier- ten Versorgung sinnvoll sein. Die in Absatz 1 Satz 2 vorgesehene Möglichkeit, dass sich die Bilanzgruppenverantwortlichen solchen untertägigen Restriktionen bei der

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Belieferung von grossen Endverbraucherinnen und Endverbrauchern freiwillig unter- stellen können, ist nicht nur systemdienlich, sie kann bei guter Prognostizierbarkeit des Verbrauchs auch finanziell attraktiv sein: Untertägige Restriktionen entlasten den MGV bei der Strukturierung (Abruf von Regelenergie oder Flexibilität), womit sich die ihm geschuldete Bilanzierungsumlage vermindert (Art. 24 Satz 2). Den Mindest- jahresverbrauch, der für die Einräumung bzw. Wahrnehmung dieser Wahlmöglichkeit vorausgesetzt ist, wird der Bundesrat festlegen. Bestehen untertägige Restriktionen, sind nach Massgabe der angefallenen, über den Tag kumulierten (stündlichen) Abweichungen Flexibilitätskostenbeiträge an den MGV fällig (Abs. 2), und zwar unabhängig von der allenfalls zusätzlich geschuldeten Ausgleichsenergie. Der MGV verfügt bei der Ausgestaltung von untertägigen Rest- riktionen über gewisse Spielräume, insbesondere bei der Festlegung der allfälligen Toleranzen. Auf Ebene der Ausführungsvorschriften ist angedacht, dass diese Flexibilitätskostenbeiträge einerseits die Kosten reflektieren müssen, die dem MGV im Umgang mit untertägigen Restriktionen entstehen, und sie andererseits einen An- reiz für ein möglichst systemdienliches Netznutzungsverhalten setzen sollen.

Art. 26 Austausch von Gasmengen unter den Bilanzgruppen

Absatz 1 sieht vor, dass der MGV es den Bilanzgruppenverantwortlichen ermöglicht, den Austausch der Handelsmengen auf einer (elektronischen) Plattform vorzuneh- men. Damit ist der sogenannte virtuelle Austauschpunkt angesprochen. Mit diesen wird eine möglichst hohe Liquidität auf dem Austauschplatz Schweiz angestrebt. Aus diesem Grund soll der nach Absatz 2 geschuldete Beitrag für die Benutzung der Platt- form nicht in kostendeckender Weise festgelegt werden. Es ist angedacht, dass der Bundesrat vorsehen wird, dass die verbleibenden Kosten durch die Einnahmen aus der Bewirtschaftung der Kapazitäten des Transportnetzes (vgl. Art. 18 Abs. 2 und 4) gedeckt werden.

5. Abschnitt: Speicheranlagen und Netzpufferung

Art. 27

Nach Absatz 1 dürfen die bereits bestehenden, am Gasnetz angeschlossenen Kugel- und Röhrenspeicher in erster Linie netzdienlich zur Wahrung der Netzstabilität ein- gesetzt werden (Bst. a und b). Für den Gashandel dürfen sie nicht eingesetzt werden und zur Strukturierung der Gaslieferungen nur dann, wenn dies zur Vornahme der regulierten Versorgung erfolgt und diese im Rahmen der Bilanzierung untertägigen Restriktionen unterliegt (Bst. c). Darunter fallen sämtliche heute in der Schweiz vor- handenen Speicheranlagen – mit Ausnahme des LNG-Speichers in Bellinzona. Für diesen kann der Bundesrat gestützt auf Artikel 2 Absatz 3 Buchstabe a bei Bedarf eine besondere Regelung vorsehen. Nicht unter Artikel 27 fallen Speicheranlagen, die erst nach dem Inkrafttreten des Gesetzes am Gasnetz angeschlossen werden. Für deren Einsatz gelten die Einschränkungen von Absatz 1 folglich nicht. Auch müssen deren

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Betreiber mit dem betreffenden Netzbetreiber Ein- und Ausspeiseverträge nach Arti- kel 13 Absatz 1 abschliessen (siehe auch die Bemerkungen zu Art. 3 und 17). Absatz 2 vermittelt dem MGV ein vorrangiges Zugriffsrecht auf die Flexibilität der Speicheranlagen und der Netzpufferung des Transportnetzes. Ein solches ist zur Rea- lisierung der Tagesbilanzierung notwendig, zumal die Netzstabilität primär über in- ländische Flexibilitätsquellen erhalten, Regelenergie also erst sekundär eingesetzt werden soll (vgl. Erläuterungen zu Art. 24 Abs. 5 Bst. a). Die Modalitäten des Zu- griffs, einschliesslich des vom MGV geschuldeten Entgelts, unterstehen der vertrag- lichen Regelung. Um zu vermeiden, dass Kosten der Strukturierung über die Netznutzungsentgelte ge- tragen werden, muss ein im Sinne von Absatz 1 Buchstabe c erfolgender Einsatz der Speicheranlage angemessen vergütet werden (Abs. 3). Absatz 4 sieht vor, dass die Kapital- und Betriebskosten dieser Speicheranlagen, die gegenwärtig fast ausschliesslich von den Netzbetreibern selbst betrieben werden, als Netzkosten anrechenbar sind, sofern sie effizient betrieben werden, wobei Vergütun- gen für Einsätze nach Absatz 1 Buchstaben b und c in Abzug zu bringen sind. Ein effizienter Betrieb setzt voraus, dass diese Speicher in der Lage sind, einen Nutzen für die in Absatz 1 genannten Einsatzzwecke zu stiften. Durch diese Regelung erhalten diese vergleichsweise kleinen Speicheranlagen, die heute primär auf Stundenbasis eingesetzt werden, ungeachtet der Tagesbilanzierung (Art. 24 Abs. 2) eine gewisse Bestandesgarantie.

4. Kapitel: Marktgebietsverantwortlicher

Art. 28 Konstituierung

Die Absätze 1 und 2 sehen vor, dass Unternehmen der Gaswirtschaft zusammen mit Interessengemeinschaften der Verbraucherseite eine Kapitalgesellschaft oder Genos- senschaft gründen und sie diese Gesellschaft mittels Genehmigung der Statuten durch das UVEK als Marktgebietsverantwortlichen (MGV) konstituieren lassen. Von dieser Möglichkeit können insbesondere die daran interessierten Transport- und Verteilnetz- betreiber Gebrauch machen. Die Beteiligung der Verbraucherseite dient der Unabhän- gigkeit des Marktgebietsverantwortlichen. Dem Genehmigungsvorbehalt durch das UVEK unterliegen auch allfällige Statutenänderungen. Um ein ausreichendes Zeit- fenster für die Gründung und Konstituierung des MGV zu geben, könnte Artikel 28 vom Bundesrat allenfalls etwas früher in Kraft gesetzt werden als die übrigen Best- immungen dieses Gesetzes. Wird der MGV nicht durch Genehmigung seiner Statuten konstituiert, sei es, dass die Statuten den Anforderungen an seine Organisation nicht genügen oder dass innert nützlicher Frist erst gar keine solche Gesellschaft gegründet wird, muss nach Absatz 3 der Bundesrat dafür sorgen, dass die Aufgaben des MGV erfüllt werden. Dazu könnte er etwa einen Auftrag an einen bereits bestehenden, von der Gaswirtschaft unabhän- gigen Akteur vergeben oder den MGV in Form einer öffentlich-rechtlichen Verwal- tungseinheit errichten.

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Art. 29 Organisation und Finanzierung Nach Absatz 1 muss der MGV von der Gaswirtschaft vollständig unabhängig sein und den allfälligen weiteren, in den Ausführungsbestimmungen enthaltenen Anforderun- gen an seine Organisation genügen. Unabdingbar sind insbesondere eine vollumfäng- liche personelle Entflechtung (Verwaltungsrat, Geschäftsleitung und weiteres Perso- nal) und eine eigenständige Ressourcenausstattung. Auch darf es keinem Anteilseigner möglich sein, über eine Mehrheitsbeteiligung einen bestimmenden Ein- fluss zu nehmen. Die Entflechtung von den wettbewerblich tätigen Unternehmen der Gaswirtschaft muss mindestens so scharf ausfallen, wie dies bei der nationalen Netz- gesellschaft gemäss den Vorgaben des StromVG der Fall ist. Andernfalls wird das UVEK die Statuten nicht genehmigen. Die Vorgaben von Absatz 2 dienen ebenfalls der Unabhängigkeit des MGV. Zur Finanzierung der Kosten des Marktgebietsverantwortlichen sind keine Zuschüsse der öffentlichen Hand notwendig. Gestützt auf Absatz 3 wird der Bundesrat vorgeben, welche Einnahmen der MGV zur Deckung welcher Kosten verwendet. Es geht darum, das Gefüge der verschiedenen Einkünfte ins Verhältnis zu den Kosten zu setzen, die ihm in den verschiedenen Tätigkeitsbereichen anfallen. Einnahmen erzielt er aus der Bewirtschaftung der Kapazitäten des Transportnetzes (Art. 18 Abs. 2 und 4) sowie mit der Bilanzierungsumlage (Art. 24 Abs. 1), der Ausgleichsenergie (Art. 24 Abs. 3), den Flexibilitätskostenbeiträgen (Art. 25 Abs. 2) und dem Unkostenbeitrag für die Be- nutzung des virtuellen Austauschpunkts (Art. 26 Abs. 2). Kosten fallen dem MGV an durch die Bewirtschaftung der Kapazitäten des Transportnetzes (Art. 14 und 18), ein- schliesslich der Engpassbewirtschaftung (Art. 15 ) sowie durch das Bilanzmanage- ment (Art. 23–26) und die Koordination der Lieferantenwechsel (siehe Bemerkungen zu Art. 10).

5. Kapitel: Energiekommission

Art. 30 Organisation, Aufgaben und Rechtsschutz

Aus Effizienzgründen wird die Einhaltung sowohl der Gasversorgungs- als auch der Stromversorgungsgesetzgebung unter die Aufsicht derselben Behörde gestellt. In die- sem Sinne wird die heutige Elektrizitätskommission (ElCom) zur Energiekommission (EnCom), welche die Rolle des Regulators auch für dieses Gesetz und seine Ausfüh- rungsbestimmungen wahrnimmt (Abs. 1). Ihre Organisation richtet sich weiterhin nach den Vorgaben von Artikel 21 StromVG. Ausserdem sind die in Artikel 22 Ab- sätze 5 und 6 StromVG enthaltenen Bestimmungen zur Koordination mit ausländi- schen Regulierungsbehörden und Gremien sowie zur Information der Öffentlichkeit auch für ihre Tätigkeit im Gasmarkt anwendbar. Gleiches gilt für die Bestimmungen zum Rechtsschutz von Artikel 23 StromVG (Abs. 3), ggf. einschliesslich des Rechts auf Beschwerdeführung gegen Urteile des Bundesverwaltungsgerichts, so wie es in der Vernehmlassungsvorlage vom 17. Oktober 2018 zur Änderung des StromVG vor- geschlagen wurde.

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Abgesehen davon, dass die Beobachtung der Versorgungslage im Gasmarkt aus- schliesslich dem BFE obliegt – in Zusammenarbeit mit dem BWL – (Art. 6 Abs. 2), unterscheiden sich die Aufgaben und Befugnisse der EnCom nur unwesentlich von jenen, die sie im Strombereich hat. Insbesondere trifft sie die Entscheide und erlässt die Verfügungen, die für den Vollzug dieses Gesetzes und seiner Ausführungsbestim- mungen notwendig sind. Gewisse Aufgaben und Befugnisse der EnCom sind in Ab- satz 2 ausdrücklich normiert: Über den Netzzugang und die Netznutzungsbedingun- gen entscheidet sie sowohl von Amtes wegen als auch im Streitfall (Bst. a). Der Anspruch auf einen Entscheid im Streitfall gewährleistet die Rechtsweggarantie (Art. 29a der Bundesverfassung [BV]43). Der weitreichende Begriff «Netznutzungs- bedingungen» umfasst beispielsweise die Ausgestaltung der Ein- und Ausspeisever- träge (Art. 13) sowie Einzelheiten bezüglich der Kapazitätsbewirtschaftung, unter Einschluss des Engpassmanagements (Art. 14 f.), und des Bilanzmanagements (Art. 23–26). Ebenfalls sowohl von Amtes wegen als auch im Streitfall entscheidet die EnCom über die Angemessenheit der Tarife und die korrekte Kostenanlastung (Bst. b). Dies umfasst auch die Möglichkeit, auf die Methodik zur Festlegung der Netznutzungstarife des Transportnetzes (Art. 18 Abs. 1 und 5) Einfluss zu nehmen. Nach Buchstabe c stellt die EnCom sicher, dass der MGV seine Aufgaben effizient erfüllt, keinen Gewinn erzielt und die Anforderungen an die Verwendung seiner Ein- nahmen einhält (vgl. Art. 29 Abs. 2). Weiter sorgt sie dafür, dass Kapazitätsprodukte, deren Nutzung Einschränkungen nach Artikel 14 Absatz 4 unterliegt, nur im notwen- digen Ausmass bzw. nach Möglichkeit überhaupt nicht angeboten werden (Bst. d). Aufgrund ihrer spezifischen Expertise obliegt ihr und nicht der WEKO (vgl. Art. 7 Abs. 2 Bst. c KG) die Korrektur von missbräuchlichen Bedingungen in der Ersatzver- sorgung (Bst. e). Die Standardlastprofile sind nicht zuletzt für die freie Lieferantenwahl bzw. für die Wahrnehmung des Netzzugangs von entscheidender Bedeutung (siehe auch die Aus- führungen zu Art. 41 Abs. 1). Buchstabe f weist der EnCom daher eine Auffangs- kompetenz zu, falls diese von der Branche nicht innerhalb der vorgegebenen Frist (ein Jahr ab Inkrafttreten des Gesetzes) erarbeitet werden. Die Befugnis nach Buchstabe g ist den Vorgaben des EU Rechts44 nachempfunden. Eine solche Ausnahme kann sich auch nur auf einen Teil der neuen oder erweiterten Kapazität beziehen.

Art. 31 Veröffentlichung von Qualitäts- und Effizienzvergleichen

Absatz 1 führt eine sogenannte Sunshine-Regulierung ein. Diese dient der Transpa- renz. Sie soll zu einer angemessenen Qualität und hohen Effizienz bei der Leistungs- erbringung beitragen. Die EnCom geniesst im Rahmen ihres Zuständigkeitsbereichs über gewisse Freiräume bei der Auswahl der Tätigkeitsbereiche, die sie anhand von geeigneten Kriterien einem Vergleich unterzieht (z. B. Stabilität des Netzbetriebs,

43 SR 101 44 Vgl. Art. 36 der Richtlinie 2009/73/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG, Abl. L 211/94 vom 14.8.2009, S. 94.

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Netznutzungstarife, Messtarife und Gastarife der regulierten Versorgung, anrechen- bare Netz- und Messkosten, Wahrnehmung von Veröffentlichungspflichten, Daten- austausch- und Informationsprozesse). Zur besseren Vergleichbarkeit der Ergebnisse kann es angezeigt sein, die Verteilnetzbetreiber und die Akteure, die für die regulierte Versorgung zuständig sind, anhand sachgerechter Kriterien in Gruppen einzuteilen. Der Bundesrat kann der EnCom nähere Vorgaben machen, auch über die Art und Weise der Veröffentlichung der Ergebnisse. Die notwendigen Daten kann die EnCom gestützt auf Artikel 34 Absatz 1 bei den Betreibern bzw. den Eigentümern der Netze einfordern. Absatz 2 sieht vor, dass das BFE die Ergebnisse der Vergleiche alle fünf Jahre evalu- iert, wobei ihm die EnCom die dazu notwendigen Daten gemäss Artikel 36 Absatz 1 zur Verfügung stellen muss. Zeigt die Evaluation, dass keine genügenden Effizienz- steigerungen mit entsprechenden Auswirkungen auf die Netzkosten erkennbar sind, so legt der Bundesrat dem Parlament eine Vorlage zur Einführung einer Anreizregu- lierung vor, welche die Sunshine-Regulierung ersetzen oder ergänzen würde. 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 Er- löse innerhalb einer Regulierungsperiode (von in der Regel vier bis fünf Jahren) ge- macht. Diese Vorgaben leiten sich aus Effizienzwerten der Netzbetreiber ab, welche in statistischen Vergleichen (Benchmarking) zu ermitteln wären.

6. Kapitel: Umgang mit Informationen und Daten, Amtshilfe und

Aufsichtsabgabe

Art. 32 Veröffentlichungspflichten Die Aufzählung der Informationen, die zur Netznutzung und zur Gasversorgung er- forderlich und deshalb zu veröffentlichen sind, ist nicht abschliessend. Notwendig sind beispielsweise auch Angaben zur vorausgesetzten Gasqualität. Bei den Netzka- pazitäten, welche von den Transport- und Verteilnetzbetreibern sowie – bezogen auf die Transportnetzebene – teilweise auch vom MGV (zentral und elektronisch) zu ver- öffentlichen sind, geht es um quantitative Angaben zur Nutzung der Ein- und der Aus- speisepunkte (technische, kontrahierte und verfügbare Kapazitäten).

Art. 33 Datenaustausch und Informationsprozesse

Artikel 33 befasst sich mit dem Daten- und Informationsaustausch, der insbesondere für die Bilanzierung (Art. 23–26) und die reibungslose Abwicklung der Wechselpro- zesse (Art. 10) unabdingbar ist. Werden die erforderlichen Daten und Informationen nicht rechtzeitig oder nicht in der erforderlichen Qualität geliefert, behindert dies den Marktzutritt von Drittanbietern. Aus diesem Grund ist die Regelung mit einer Straf- bestimmung flankiert (Art. 38 Abs. 1 Bst. c). Der konkrete Inhalt der unter die Regelung von Absatz 1 fallenden Daten und Infor- mationen richtet sich nach dem, was zur Durchführung der jeweiligen Aufgaben und Prozesse erforderlich ist (u. a. Netzbetrieb, Bilanzmanagement, Energielieferungen,

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Wechselprozesse, Berechnung und Anlastung des Netznutzungsentgelts und anderer Kosten). Zu den weiteren Akteuren, die ggf. zum Datenaustausch berechtigt und ver- pflichtet sind, gehören unter anderem auch die Betreiber von Speicheranlagen und die Lieferanten. Adressat der Pflicht ist derjenige Akteur, der über die relevanten Daten und Informationen verfügt. Zu beachten sind die datenschutzrechtlichen Vorgaben. So darf eine Bearbeitung von Mess- und von Stammdaten, die für eine ordnungsgemässe Gasversorgung nicht zwingend nötig ist, nach dem Bundesgesetz vom 19. Juni 199245 über den Daten- schutz (DSG) nur im ausdrücklichen Einverständnis des Betroffenen stattfinden (Art. 4 DSG). Die Bereitschaft zum Netzanschluss kann für eine solche Datenbear- beitung nicht als implizite Zustimmung gewertet werden. Ausserdem haben die End- verbraucherinnen und Endverbraucher sowie die Erzeuger und die Betreiber von Spei- cheranlagen gegenüber sämtlichen Akteuren, die an der Datenbearbeitung beteiligt sind, Anspruch auf unentgeltliche Herausgabe all ihrer Mess- und Stammdaten (Art. 8 DSG). Auf die nach kantonalem oder kommunalem Recht konstituierten Gasversor- gungsunternehmen finden die jeweiligen kantonalen und kommunalen Datenschutz- vorgaben Anwendung (Art. 2 DSG). Absatz 2 enthält eine weit gefasste Delegationsnorm. Gestützt darauf kann der Bun- desrat die Zurverfügungstellung der betreffenden Daten und Informationen näher re- geln. Dazu gehört neben der Festlegung der massgebenden Fristen und der Form der Übermittlung (z. B. Automatisierung) insbesondere auch die Definition der jeweili- gen Datenformate. Dies dient der Gewährleistung der Einheitlichkeit und der erfor- derlichen Qualität. Weiter kann der Bundesrat den Inhalt der notwendigen Daten und Informationen konkretisieren.

Art. 34 Auskunftspflicht Die Unternehmen der Gaswirtschaft und der MGV müssen dem BFE und der EnCom die Informationen und Daten bekannt geben sowie die Unterlagen zur Verfügung stel- len, welche die Behörden zum Vollzug des Gesetzes oder dessen Weiterentwicklung benötigen (Abs. 1). Dazu gehören beispielsweise die Unterlagen, welche der Bundes- rat für die Festlegung der Methodik zur Bewertung von Netzanlagen mittels Ver- gleichswerten benötigt (vgl. Art. 19 Abs. 5 Bst. c). Das Amts- und Geschäftsgeheim- nis richtet sich nach den Artikeln 162 und 320 Ziffer 1 des Strafgesetzbuches46. Absatz 2 enthält dieselbe Vorgabe, die hinsichtlich der Stromversorgung in Arti- kel 26a Absatz 1 StromVV enthalten ist. Bei der Ausgestaltung der ausführenden Bestimmungen kann sich der Bundesrat am Vorbild der Artikel 26a ff. StromVV ori- entieren.

Art. 35 Datenschutz Absatz 1 dient im Sinne von Artikel 17 Absatz 2 DSG als Rechtsgrundlage für das Bearbeiten, inklusive des elektronischen Aufbewahrens, von Daten durch das BFE

45 SR 235.1 46 SR 311.0

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und die EnCom über strafrechtliche Verfolgungen und Sanktionen. Absatz 2 gibt dem Bundesrat im Sinne von Artikel 19 Absatz 1 DSG die Kompetenz, eine Veröffentli- chung bestimmter Personendaten durch das BFE bzw. durch die EnCom vorzusehen.

Art. 36 Amtshilfe Auf eine Datenlieferung der EnCom kann das BFE etwa bei der ihm nach Artikel 6 Absatz 2 obliegenden Beobachtung der Versorgungslage angewiesen sein. Zu einem gegenseitigen Datenaustausch kann es zudem im Bereich der Sunshine-Regulierung (Art. 31) kommen (Abs. 1). Im Sinne von Artikel 44 Absatz 1 BV und Artikel 14 der Regierungs- und Verwal- tungsorganisationsverordnung vom 25. November 199847 erstreckt sich die Datenlie- ferungspflicht auch auf die weiteren Behörden des Bundes und auf die Kantone (Abs. 2) – unter Vorbehalt entgegenstehender Spezialvorschriften (vgl. z.B. Art. 25 KG). Artikel 36 wird durch die Auskunftspflicht der Privaten (Art. 34 Abs. 1) kom- plementiert.

Art. 37 Aufsichtsabgabe

Analog zu Artikel 28 StromVG enthält auch dieses Gesetz eine Rechtsgrundlage für die Erhebung einer Aufsichtsabgabe. Mit dieser können Aufsichtskosten gedeckt wer- den, die nicht individuell zurechenbar sind und daher nicht durch Gebühren finanziert werden können.

7. Kapitel: Strafbestimmungen

Art. 38

In Absatz 1 sind die strafbaren Handlungen oder Unterlassungen abschliessend aufge- zählt. Im Falle einer fahrlässigen Begehung ist das Strafmass auf 20 000 Franken be- schränkt (Abs. 2). Die Strafbarkeit richtet sich grundsätzlich gegen die natürliche Per- son, welche die Tat verübt hat. Fällt eine Busse von höchstens 20 000 Franken in Betracht, kann unter den Voraussetzungen von Artikel 7 des Bundesgesetzes über das Verwaltungsstrafrecht vom 22. März 197448 (VStR) anstelle der handelnden natürli- chen Person die juristische Person zu deren Bezahlung verurteilt werden (Abs. 4).

47 SR 172.010.1 48 SR 313.0

55

8. Kapitel: Schlussbestimmungen

Art. 39 Ausführungsbestimmungen

Absatz 1 statuiert das Subsidiaritätsprinzip. Absatz 2 bildet die nach Artikel 48 Ab- satz 2 des Regierungs- und Verwaltungsorganisationsgesetzes vom 21. März 199749 (RVOG) erforderliche, formell-gesetzliche Grundlage zur Delegation von Rechtset- zungsbefugnissen an das Bundesamt. Absatz 3 stellt sicher, dass die mit dem vorlie- genden Gesetz angestrebte Kompatibilität mit den Vorgaben des EU-Recht (insbeson- dere der Netzkodizes der EU-Kommission) auch auf Ebene der Branchenrichtlinien gewahrt ist. Es ist angedacht, dass der Bundesrat vorsehen wird, dass Branchenricht- linien unter Vorkonsultation der interessierten Kreise zu erarbeiten sind.

Art. 41 Übergangsbestimmungen

Die Absätze 1–4 enthalten Übergangsbestimmungen zur Teilmarktöffnung. Die freie Wahl des Lieferanten setzt aus bilanzierungstechnischen Gründen voraus, dass ent- weder die betreffende Verbrauchsstätte über eine Lastgangmessung verfügt oder die Prognose des Verbrauchs bzw. des Bezugsprofils anhand von Standartlastprofilen er- folgen kann (Abs. 2). Letztere sind von den Netzbetreibern und vom MGV innert ei- nem Jahr ab Inkrafttreten des Gesetzes zu entwickeln (Art. 24 Abs. 4 in Verbindung mit Abs. 1). Spätestens dann sollen demnach alle Endverbraucherinnen und Endver- braucher, die dazu berechtigt sind, ihren Lieferanten frei wählen können. Absatz 3 gewährleistet, dass das Recht auf freie Wahl des Lieferanten auch ungeachtet dieser einjährigen Frist ausgeübt werden kann, wenn die Endverbraucherin oder der Endver- braucher bereit ist, im Rahmen des Messentgelts (Art. 22) für die Mehrkosten einer Lastgangmessung aufzukommen. Dieser Anspruch auf sofortige Installation einer Lastgangmessung besteht auch dann, wenn eine solche nach den gesetzlichen Vorga- ben an der betreffenden Verbrauchsstätte nicht zwingend erforderlich wäre. Mit Bezug auf die Verbändevereinbarung, in welcher die Voraussetzungen für den Netzzugang vergleichsweise restriktiv festgesetzt sind, ist in Absatz 4 eine Art Be- standesschutz vorgesehen. Absatz 5: Mit Inkrafttreten dieses Gesetzes geht die Kompetenz zur Bewirtschaftung der Kapazitäten des Transportnetzes auf den MGV über (Art. 14 Abs. 1). Damit wer- den die vormals zwischen den Transportnetzbetreibern und Dritten getroffenen Ver- einbarungen über die Nutzung der Kapazitäten grundsätzlich hinfällig. Im Sinne einer möglichst schonungsvollen Einführung des neuen Rechts besteht für Langfristver- träge ein Bestandesschutz bis längstens 31. Dezember 2024. Vorausgesetzt ist, dass die Verträge vor dem 30. Oktober 2019 (Eröffnung der Vernehmlassung) geschlossen wurden, also zu einem Zeitpunkt, in welchem die mit dem Inkrafttreten dieses Geset- zes einhergehenden Rechtsänderungen noch nicht konkret absehbar waren. Die Wahl des zweiten Stichdatums (31. Dezember 2024) begründet sich damit, dass die beste- henden Langfristverträge grundsätzlich – teilweise sehen die Verträge eine Option auf

49 SR 172.010

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Verlängerung vor – spätestens an diesem Datum auslaufen. Energieliefer- bzw. Ener- giebezugsverträge (ohne Kapazitätsnutzungsvereinbarung) bleiben vom Inkrafttreten des Gesetzes unberührt. Absatz 6: Nach Artikel 19 Absatz 4 müssen die Netzanlagen zur Berechnung der an- rechenbaren Kapitalkosten grundsätzlich anhand der ursprünglichen Anschaffungs- und Herstellungskosten ermittelt werden. Eine sogenannte synthetische Bewertung ist nur unter Einhaltung der restriktiven gesetzlichen Voraussetzungen möglich. Für be- reits bestehende Netzanlagen statuiert Absatz 6 eine gewichtige Ausnahmeregel: Hat der Netzbetreiber eine bestimmte Netzanlage in seiner Jahresrechnung (Bilanz) am 30. Oktober 2019 (Eröffnung der Vernehmlassung) bereits vollständig abgeschrieben oder erst gar nicht als Aktivum erfasst, so wird er insofern auf seiner Finanzbuchhal- tung behaftet, als dass die betreffende Netzanlage bei der Berechnung der anrechen- baren Kapitalkosten unberücksichtigt bleibt. Diese Regelung begründet sich mit der Vermutung, dass die entsprechenden Kosten durch das vereinnahmte Netznutzungs- entgelt bereits vollständig gedeckt sind. Ist dies nicht der Fall, sei es bspw., dass der Netzbetreiber auf entsprechende Einnahmen verzichtet hat oder dass er als Gemeinde- oder Stadtwerk Mindereinnahmen durch Zuschüsse der öffentlichen Hand kompen- siert erhalten hat, so kann er dies zur Abwendung dieser Rechtsfolge aufzeigen. Dabei sind die Anforderungen an die Beweisführung auf eine Glaubhaftmachung reduziert. Absatz 7 nimmt auf eine einvernehmliche Regelung Bezug, welche der Preisüberwa- cher im Oktober 2014 mit fünf Transportnetzbetreibern getroffen hat. In dieser wur- den einerseits gewisse Modalitäten zur Kalkulation des Netznutzungsentgelts ab dem Jahr 2015 definiert. Anderseits wurde die Schaffung einer gebundenen Reserve (In- vestitionsfonds) vorgesehen (jährlich 12.5 Mio. Fr. bis maximal 251 Mio. Fr.). Die Kapitalkosten der Investitionen, welche aus diesem Fonds finanziert werden, stellen nach der einvernehmlichen Regelung anrechenbare Netzkosten dar. Die Dauer der einvernehmlichen Regelung wurde bis zum Inkrafttreten eines Gasmarktgesetzes, längstens aber bis zum 31. Dezember 2019 befristet. Absatz 7 stellt in diesem Zusam- menhang klar, dass die Mittel dieses Investitionsfonds ab Inkrafttreten des Gesetzes keine anrechenbaren Kapitalkosten mehr darstellen und für Investitionen in Netzan- lagen zu verwenden sind. Die Mittel des Fonds sollen also weder verzinst noch abge- schrieben werden, ebensowenig wie die Anlagen, welche dereinst daraus finanziert werden. Da die Mittel bei der Äufnung des Fonds den Endverbraucherinnen und End- verbrauchern bereits einmal in Rechnung gestellt wurden, würden diese die betreffen- den Anlagen ansonsten doppelt bezahlen müssen.

4.2 Änderung anderer Erlasse

4.2.1 Energiegesetz vom 30. September 201650

Art. 15 Abs. 1 Bst. b Die neue Formulierung berücksichtigt neben Gas aus Biomasse (Biogas) auch syn- thetische erneuerbare Gase beispielsweise aus Power-to-Gas-Anlagen (P2G). Die

50 SR 730.0

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Technologien im Bereich P2G entwickeln sich und ergeben neuen Möglichkeiten für die Produktion von erneuerbaren Gasen. Verschiedene Pilotprojekte werden umge- setzt. Diese neuen erneuerbaren Gase könnten in der Zukunft den Anteil an erneuer- baren Energien in der Schweiz steigern und zur Dekarbonisierung mancher Sektoren beitragen. Die neue Formulierung lehnt sich an die Anpassungen des Umweltschutz- gesetzes vom 7. Oktober 198351 an, die in der Botschaft zur Totalrevision des CO2- Gesetzes nach 202052 vorgeschlagenen sind (vgl. Art. 7 Abs. 9 und 10), und stimmt überdies mit der Terminologie des Mineralölsteuergesetzes vom 21. Juni 199653 (Art. 2 Abs. 3 Bst. d) überein.

Art. 30 Abs. 4 Bst. f

Diese Änderung ist rein terminologischer Natur: Die Elektrizitätskommission (El- Com) wird in Energiekommission (EnCom) umbenannt.

4.2.2 Stromversorgungsgesetz vom 23. März 200754

Art. 8 Abs. 3

Diese Änderung ist rein terminologischer Natur: Die Elektrizitätskommission (El- Com) wird in Energiekommission (EnCom) umbenannt.

Art. 21 Abs. 1

Zufolge ihres erweiterten Kompetenzbereichs müssen die Mitglieder der EnCom fortan auch unabhängig von der Gaswirtschaft sein.

Art. 22 Abs. 7

Der Verweis auf die Aufgaben, die die EnCom im Bereich der Gasversorgung wahr- nimmt, dient der Konsistenz und Übersichtlichtkeit der Rechtsordnung.

51 SR 814.01

52 BBl 2018 247

53 SR 641.61 54 SR 734.7

58

4.2.3 Rohrleitungsgesetz vom 4. Oktober 1963 55

Art. 2 Abs. 5

Nach Artikel 2 Absatz 1 RLG dürfen Rohrleitungsanlagen nur mit einer Plangeneh- migung der Aufsichtsbehörde erstellt oder geändert werden. Dies betrifft auch gering- fügige Änderungen. In der Praxis hat sich gezeigt, dass diese Regelung zu unflexibel ist und zu unerwünschten Verzögerungen sowohl bei der Planung als auch im Bewil- ligungsprozess führt. Mit Absatz 5 wird neu die Möglichkeit eingeführt, Bauvorhaben von untergeordneter Bedeutung von der Plangenehmigungspflicht zu befreien oder Verfahrenserleichte- rungen einzuführen. Mit der genehmigungsfreien Verwirklichung von Vorhaben soll die Abwicklung eines Plangenehmigungsverfahrens, allein um der Form zu genügen, wegfallen. Dies ist der Fall, wenn keine schutzwürdigen Interessen der Raumplanung, des Umweltschutzes, des Natur- und Heimatschutzes oder Dritter berührt sind und keine Bewilligungen oder Genehmigungen nach den Bestimmungen des übrigen Bun- desrechts erforderlich sind. So haben beispielsweise Instandhaltungsarbeiten oder ge- ringfügige Anpassungen von bestehenden Anlagen kaum Auswirkungen auf Raum und Umwelt. Bestimmungen für Verfahrenserleichterungen sollen dazu dienen, das Plangenehmigungsverfahren für bestimmte Vorhaben zu vereinfachen oder dessen Durchführung zu beschleunigen, wenn dies in der Sache gerechtfertigt ist. So soll es beispielsweise möglich sein, auf die Anhörung von Bundesfachstellen oder auf die Prüfung bestimmter Sachverhalte zu verzichten56, wenn dies nicht zwin- gend erforderlich ist. Der Wortlaut von Absatz 5 ist identisch mit der neuen Bestimmung von Artikel 16 Absatz 7 des Elektrizitätsgesetzes vom 24. Juni 190257 (EleG). Die eisenbahn- und luftfahrtrechtlichen Erlasse enthalten ebenfalls Bestimmungen, welche für unterge- ordnete Vorhaben eine Ausnahme von der Plangenehmigungspflicht vorsehen (vgl. Art. 28 der Verordnung vom 23. November 199458 über die Infrastruktur der Luft- fahrt; Art. 1a der Verordnung vom 2. Februar 200059 über das Plangenehmigungsver- fahren für Eisenbahnanlagen).

Art. 13

Mit dem GasVG wird der Netzzugang für Gasleitungen umfassend geregelt. Für Rohrleitungen zur Beförderung von Erdöl oder anderen vom Bundesrat bezeichneten flüssigen oder gasförmigen Brenn- oder Treibstoffen (vgl. Art. 1 Abs. 1 RLG) ist die in Artikel 13 enthaltene Transportpflicht praktisch nicht relevant; ggf. liesse sie sich auch auf das Wettbewerbsrecht stützen. Die Bestimmung wird deshalb aufgehoben.

55 SR 746.1 56 Auf eine Anhörung von Bundesfachstellen kann die Leitbehörde auch in den Fällen von Artikel 62a Abs. 4 des RVOG verzichten. 57 SR 734.0 58 SR 748.131.1 59 SR 742.142.1

59

Art. 17 Die Änderung ist einerseits redaktioneller Natur und begründet sich durch die Aufhe- bung von Artikel 13 RLG. Zur Aufhebung des aktuellen Absatz 2: Zuständig für die Einsetzung und Wahl der Mitglieder von ausserparlamentarischen Kommissionen ist der Bundesrat (Art. 57c Abs. 2 RVOG). Es obliegt somit dem Bundesrat, über die Aufhebung der Sicherheitskommission zu beschliessen. Seit den frühen 90er Jahren ist keine Sicherheitskommission mehr eingesetzt worden. Anlässlich der Überprüfung der Notwendigkeit von Kommissionen hat der Bundesrat Ende 2003 beschlossen, die Sicherheitskommission aufzuheben. Die Sicherheitskommission soll deshalb im RLG nicht mehr erwähnt werden.

Art. 35 Abs. 2 Seit dem Inkrafttreten des RLG im Jahr 1964 beträgt die Haftpflichtversicherungsde- ckung bei Rohrleitungsanlagen für flüssige Brenn- oder Treibstoffe 10 Millionen Franken, bei Rohrleitungsanlagen für gasförmige Brenn- oder Treibstoffe 5 Millionen Franken. Diese Beträge sind im Fall eines grösseren Unfalls ungenügend und müssen angepasst werden. Die Kompetenz, die Versicherungssummen festzulegen, soll aus Flexibilitätsgründen auf den Bundesrat übergehen. Der Bundesrat wird mit der Ver- sicherungsbranche und den Betreibern von Rohrleitungsanlagen abklären, welche De- ckungssummen bzw. Prämien möglich sind. Dabei wird zu berücksichtigen sein, dass die Versicherungssummen nicht so hoch sein dürfen, dass die Prämien für den Betrieb einer Leitung prohibitiv wirken (siehe dazu Botschaft des Bundesrats betreffend den Entwurf zum RLG vom 28. September 196260).

Art. 42 Abs. 3 Die Möglichkeit, Ausnahmen von der Bewilligungspflicht und Verfahrenserleichte- rungen vorzusehen, soll auch für die unter kantonaler Aufsicht stehenden Rohrlei- tungsanlagen gelten. Sie ist für Bagatellfälle gedacht. Aus Gründen der Rechtssicher- heit wird der Bundesrat die Situationen, in denen sich solche Ausnahmen aufdrängen, näher umschreiben.

4.2.4 Finanzmarktinfrastrukturgesetz vom 19. Juni 201561

Die Änderung ist rein terminologischer Natur: Die Elektrizitätskommission (ElCom) wird in Energiekommission (EnCom) umbenannt.

60 BBl 1962 II 821

61 SR 958.1

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5 Auswirkungen

5.1 Auswirkungen auf den Bund

Um die beim Sekretariat der ElCom bereits vorhandenen Ressourcen (Räumlichkei- ten, IT-Infrastruktur, Know-how, Personal usw.) auch für den Gasmarkt zu nutzen, ohne dass ein Konfliktpotenzial zwischen zwei Behördenkommissionen entsteht, wird die ElCom zu einer Behörde ausgebaut, die ihre Funktionen sowohl im Elektrizitäts- als auch im Gasmarkt wahrnehmen wird. Es wird geprüft, in welchem Umfang der zusätzliche personelle Mehrbedarf bei der EnCom durch Einsparungen beim Preis- überwacher kompensiert werden kann. Beim BFE sind zusätzliche Stellen für die Be- obachtung der Versorgungssicherheit sowie für seine gesetzgeberischen Tätigkeiten notwendig. Für die Erfüllung der in diesem Gesetz festgelegten Aufgaben der EnCom und des BFE werden somit insgesamt voraussichtlich zusätzlich elf Stellen (v.a. Ökonomin- nen/Ökonomen, Ingenieurinnen/Ingenieure sowie Juristinnen/Juristen) benötigt. Es wird angestrebt, dass die Kosten vollständig durch Gebühren und Aufsichtsabgaben gedeckt werden. Die definitiv zu beantragenden Personalressourcen werden aufgrund der Resultate der Vernehmlassung bestimmt werden. Mit Inkrafttreten des GasVG wird ein von den übrigen Akteuren unabhängiger, nicht gewinnorientierter Marktgebietsverantwortlicher (MGV) geschaffen. Es ist vorgese- hen, dass dies durch die Gasbranche geschieht. Falls nicht, würde der Bundesrat dafür sorgen, dass dessen Aufgabenerfüllt werden. An der Finanzierung des MGV würde dies dadurch nichts ändern, diese würde ebenfalls über die im Gesetz vorgesehenen Einnahmequellen erfolgen.

5.2 Auswirkungen auf Kantone und Gemeinden

Aus den vorgeschlagenen Gesetzesänderungen resultieren direkt keine wesentlichen Auswirkungen auf die Kantone, da diese heute keine grösseren Aufgaben im Gas- markt wahrnehmen. Es wird einzig klargestellt, dass für Netzanschlüsse kantonales Recht gilt – wobei sich diesbezüglich aus Sicht des Bundes kein direkter Handlungs- bedarf ergibt. Wo Gemeinden Eigentümerinnen von Gasversorgungsunternehmen sind, können sie von den Auswirkungen betroffen sein, vor allem falls sich der zu- künftige Ertragswert der von der Teilmarktöffnung betroffenen Unternehmen verän- dern würde. Dieser ist vor allem davon abhängig, wie sich die Unternehmen im Wett- bewerb behaupten. Das Recht der Kantone und Gemeinden, Konzessionen, bspw. über die Nutzung von Grund und Boden, zu erteilen, wird durch das Gesetz grund- sätzlich nicht angetastet. Die hierfür anfallenden Kosten können neu vom Netzbetrei- ber den Kunden nur insoweit weiterverrechnet werden, als dass sie dem Netzbetrieb und nicht dem Energiebereich zuzurechnen sind. Da dies bei der in den meisten Fällen vergebenen Konzession über die Nutzung von Grund und Boden der Fall ist, dürfte sich in der Praxis nicht viel ändern. Auch bleiben die Verantwortlichkeiten für die Erteilung der für den Bau und Betrieb der Rohrleitungsanlagen erforderlichen Plan- genehmigungen bzw. Bewilligungen unverändert (Art. 2 Abs. 1, Art. 41 und Art. 42 Abs. 1 RLG). Die öffentliche Hand kann ggf. als Endkunde von der Wahlfreiheit bei

61

den Lieferanten und so von Einsparungen bei den Energieausgaben und von innova- tiven Produkten profitieren. Da vor allem dichter besiedelten Gebiete von Gasleitungen erschlossen sind, sind Berggebiete vom GasVG kaum betroffen.

5.3 Auswirkungen auf die Volkswirtschaft

Den bedeutendsten Einfluss auf die Volkswirtschaft hat die Wahlmöglichkeit des Gaslieferanten für einen Teil der Konsumenten (Teilmarktöffnung). Aus der vom BFE in Auftrag gegebenen und im Januar 2016 veröffentlichten Studie zur Gasmarktöff- nung62 lassen sich für eine Teilmarktöffnung mit der vorgeschlagenen Schwelle eines Gasverbrauchs von 100 MWh pro Jahr folgende Auswirkungen ableiten: Die Einsparungen bei den betroffenen Endverbraucherinnen und Endverbrauchern (Gewerbe und mittlere Industrie) sind abhängig von der effektiven, über die Jahre zunehmenden Wechselrate und betragen, nach groben Abschätzungen der Studie, fünf Jahre nach der Öffnung rund 19 Millionen Franken pro Jahr und zehn Jahre nach der Öffnung rund 34 Millionen Franken pro Jahr (gleichbleibender Verbrauch voraus- gesetzt). Dabei handelt es sich allerdings nicht nur um volkswirtschaftliche Effizienz- steigerungen, sondern auch um Umverteilung weg von den Versorgern hin zu den Konsumenten. Bei den Industrie- und Gewerbebetrieben führt dies zu einer Kosten- reduktion, zu einer Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit der Betriebe und zu einer Frei- setzung von finanziellen Mitteln, die wiederum für Investitionen eingesetzt werden können. Bei einer vollständigen Marktöffnung würden die Einsparungen der Endver- braucherinnen und Endverbraucher, gemäss groben Abschätzungen der Studie, fünf Jahre nach der Öffnung rund 40 Millionen Franken pro Jahr und rund 70 Millionen Franken pro Jahr zehn Jahre nach der Marktöffnung betragen (gleichbleibender Ver- brauch vorausgesetzt). Bei den rund 100 Schweizer Gasversorgern steigt der Wettbewerbsdruck insbeson- dere auch durch den möglichen Markteintritt von neuen Lieferanten. Dies zwingt die Gasversorger zu Effizienzsteigerungen und Kostensenkungen, zur Optimierung von Vertriebs- und Kundenbindungsprozessen sowie zur Schaffung von neuen Produkten. Es fällt ein einmaliger Umstellungsaufwand zur Anpassung der Strukturen und Pro- zesse an (Kostenschätzungen siehe unten). Dabei können jedoch die im teilgeöffneten Strommarkt in den letzten Jahren gewonnenen Erkenntnisse und die Erfahrungen in den europäischen Nachbarstaaten genutzt werden. Auch helfen die technologische Entwicklung in den Informationstechnologien und Synergien mit Strom-, Fernwärme- und Wasserversorgung, den Aufwand in Grenzen zu halten. Kurz- und mittelfristig könnten Kostensenkungsmassnahmen zu einem leichten Be- schäftigungsrückgang in der Gaswirtschaft führen. Mittel- bis längerfristig könnte die Beschäftigung aufgrund zusätzlicher Kundenbindungsmassnahmen und Produktein- novation jedoch wieder steigen. Angesichts des geringen Anteils der Beschäftigten in der Gasbranche an der Gesamtbeschäftigung (rund 1'650 Personen, entsprechend rund

62 Studie betreffend den möglichen Vorgehensweisen bei einer Öffnung des Schweizer Gas- markts, Juni 2016, Infras und Frontier Economics.

62

0,03 Prozent der Gesamtbeschäftigung in der Schweiz) fallen diese Auswirkungen gesamtwirtschaftlich gering aus. Die Auswirkungen auf das generelle Preisniveau sind vernachlässigbar. Die Erhöhung der Wettbewerbsfähigkeit der betroffenen End- verbraucherinnen und Endverbraucher dürfte tendenziell positive Effekte auf das BIP haben. Zu Kosten und Nutzen der (Teil)marktöffnung, den Kosten der Erarbeitung von Stan- dardlastprofilen und der Ausstattung der Messkunden mit intelligenten Messgeräten sind zwei Studien aufschlussreich: Die Studie zu den Standardlastprofilen63 beziffert die einmaligen Kosten für die In- stallation einer Lastgangmessung für Verbrauchsstätten mit einem Verbrauch von mind. 1 GWh/Jahr auf rund 4 Millionen Franken, die Gesamtkosten (Kapitalkosten und Betriebskosten) nach 20 Jahren auf 6 Millionen Franken. Für die Erarbeitung der Standardlastprofile für Verbrauchsstätten mit einem Verbrauch von 100 MWh bis zu

1 GWh pro Jahr kommen rund 6 Millionen Franken hinzu; die Gesamtkosten nach

20 Jahren hierfür betragen 14 Millionen Franken. Die Studie zur Gasmarktöffnung64 beziffert die Umstellungskosten für neue IT-Systeme und die Anpassung der Prozesse auf einmalig rund 7 bis 16 Millionen Franken. Diese Zahl ist vergleichbar mit den Kapitalkosten gemäss der erwähnten Studie (9-10 Mio. Fr.). In der Summe ergeben sich aufgrund der Teilmarktöffnung für Lastgangmessung, Standardlastprofile und IT-Systeme einmalige Umstellungskosten (Kapitalkosten) in der Höhe von rund 9 bis 10 Millionen Franken und Gesamtkosten nach 20 Jahren von rund 17 bis 20 Millionen Franken. Diesen zusätzlichen Aufwendungen stehen die von der Studie geschätzten und oben beschriebenen volkswirtschaftlichen Gewinne und Einsparungen der Verbraucher- seite von geschätzt 19 bis 34 Millionen Franken pro Jahr, positive Auswirkungen des Wettbewerbs über die Zeit (Innovation) sowie der durch das Gesetz angestrebte Ge- winn an Rechtssicherheit gegenüber. Unabhängig von der Teilmarktöffnung können sich auch aus der neu organisierten Regulierung der Netznutzungstarife volks- und betriebswirtschaftliche Folgen erge- ben. Heute sind die Netzbetreiber gemäss Verbändevereinbarung und Branchenricht- linien gehalten, die Netznutzungstarife separat festzulegen und die Berechnungsme- thodik an derjenigen des Stroms zu orientieren. Für die Bewertung der Anlagen folgt das GasVG diesem Prinzip im Grundsatz. Mit den Restriktionen, die für die Möglich- keit der synthetischen Bewertung vorgesehen sind sowie der Bestimmung, dass voll- ständig abgeschriebene bzw. in der Finanzbuchhaltung nicht als Aktivum erfasste Netzanlagen nicht in die Anlagebewertung einfliessen können, sollten sich gesamthaft betrachtet keine grösseren Veränderungen ergeben. Auswirkungen können sich hin- gegen aus der Höhe des massgebenden Zinssatzes für die Kapitalkosten (WACC) er- geben. Dieser wird jedoch erst auf Stufe Verordnung festgelegt.

63 Potentiel des profils des charges standards et des compteurs intelligent pour le marché du gaz, Dezember 2018, e-cube. 64 Studie betreffend der möglichen Vorgehensweisen bei einer Öffnung des Schweizer Gas- markts, Juni 2016, Infras und Frontier Economics.

63

Zusammenfassend dürften sich durch das GasVG verschiedene positive Auswirkun- gen auf die Volkswirtschaft wie Rechtssicherheit, Tarif- und Kostentransparenz, Ef- fizienzgewinne und Innovation ergeben. Mit dem Entry-Exit-Modell wird zudem die Kompatibilität mit dem Recht der Nachbarstaaten wesentlich erhöht, was die Abstim- mung der Schweizer Energiepolitik mit der Energiepolitik anderer europäischer Län- der erleichtert und die Integration der Gasmärkte fördert.

5.4 Auswirkungen auf die Umwelt

Die Auswirkungen auf die Umwelt dürften insgesamt geringfügig sein. Aufgrund der oben erwähnten erwarteten Reduktion der Endverbraucherpreise für die Kunden, wel- che den Lieferanten wählen können, und des damit verbundenen vermehrten Substi- tutionspotenzials von Öl zu (Erd)gas könnten die CO2-Emissionen geringfügig sin- ken. Allerdings könnte aufgrund von sinkenden Gaspreisen der (Erd)gasverbrauch auch leicht zunehmen – was ohne gleichzeitige Substitution von Öl steigende CO2- Emissionen zur Folge hätte. Aufgrund von tieferen Preise könnten die Anreize zu In- vestitionen in die Erhöhung der Energieeffizienz geringfügig reduziert werden. Dabei ist allerdings zu beachten, dass die CO2-Emissionen des Gasverbrauchs bedeutend stärker durch die Gesetzgebung im Klimabereich beeinflusst werden als durch die Folgen der Teilmarktöffnung. Massnahmen von Bund, Kantonen und Gemeinden för- dern die Energieeffizienz und die Abkehr vom fossilen Energieträger Erdgas – Letz- teres über den Umstieg auf erneuerbare Energieträger oder auch auf erneuerbare Gase (Biogas etc.). Zu nennen sind insbesondere die CO2-Abgabe, die Gebäudevorschriften und das Gebäudeprogramm der Kantone, Zielvereinbarungen von Unternehmen mit den Bundesämtern für Energie und Umwelt oder auch Energiepläne von Gemeinden. Auch soll gemäss den Zielen der Gaswirtschaft Gas zunehmend mittels erneuerbaren Ausgangsstoffen (Biomasse und erneuerbarer Elektrizität) hergestellt werden. Da es beim Gas relativ wenig inländische Produktion gibt – die Einspeisung von in- ländischem Biogas entspricht rund 1 Prozent des Konsums – und es für das im Inland produzierte Biogas heute genügend Nachfrage gibt, ist die Produktionsseite von einer Teilmarktöffnung unmittelbar kaum betroffen. So werden durch die zunehmende CO2-Abgabe und die Aktivitäten der Gas-Branche für mehr erneuerbares Gas im Wär- mebereich stärkere Anreize zum Bezug von Biogas gesetzt. Auch gibt es im Rahmen der laufenden Behandlung des CO2-Gesetzes im Parlament Vorschläge, die Einspei- sung von inländischem Biogas zu fördern.

6 Rechtliche Aspekte

6.1 Verfassungsmässigkeit

Rechtsgrundlagen Die Vorlage stützt sich hauptsächlich auf Artikel 91 Absatz 2 der Bundesverfassung (BV). Diese Bestimmung verleiht dem Bund eine umfassende Kompetenz zur Gesetz- gebung über Rohrleitungsanlagen zur Beförderung flüssiger oder gasförmiger Brenn-

64

oder Treibstoffe. Die Kompetenz umfasst auch Marktregulierungen. Sie erstreckt sich sowohl auf die unter Bundesaufsicht, als auch auf die unter kantonaler Aufsicht ste- henden Rohrleitungsanlagen (vgl. Art. 41 ff. RLG). Gestützt auf Artikel 91 Absatz 2 BV kann der Bund für den Gasmarkt – unter Beachtung der Anforderungen an Grund- rechtseingriffe (Art. 36 BV) – weitgehend dieselben Regelungen erlassen, die im Stromversorgungsrecht für den Strommarkt vorgesehen sind. Der Bund kann insbe- sondere den Netzzugang und das dafür geschuldete Entgelt regeln. Zudem kann er Vorschriften zur Organisation (u.a. Entflechtung) und Tätigkeit der Versorgungsun- ternehmen erlassen.

Vereinbarkeit mit Grundrechten Mit der Vorlage werden die beiden Grundrechte der Eigentumsgarantie (Art. 26 BV) und der Wirtschaftsfreiheit (Art. 27 BV) eingeschränkt. Diese Einschränkung ist zu- lässig, sofern sie sich auf eine formell-gesetzliche Grundlage stützt, die Einschrän- kung durch ein öffentliches Interesse gerechtfertigt und verhältnismässig ist, und der Kerngehalt der Grundrechte nicht angetastet wird (Art. 36 BV). Die erforderliche Normstufe ist mit dem vorliegenden Bundesgesetz gegeben. Auch das öffentliche Interesse ist vorhanden: Dass die Transportnetzkapazitäten (vgl. Art. 14) fortan durch den neu zu errichtenden, von der Gaswirtschaft vollständig un- abhängigen MGV (Art. 28 f.) bewirtschaftet werden, ist notwendig, um einen diskri- minierungsfreien Netzzugang (Art. 12) zu gewährleisten. Ein solcher ist für den funk- tionierenden Wettbewerb im Energiegeschäft unabdingbar. Die Entflechtungsvorgaben (Art. 5) sind notwendig, um wettbewerbsverzerrende Quersubventionen zu unterbinden und um die erforderliche Kostentransparenz zu ge- währleisten. Die Vorgaben zum Betrieb der im Zeitpunkt des Inkrafttretens des Ge- setzes bereits bestehenden Kugel- und Röhrenspeicher (Art. 27) dienen der Aufrecht- erhaltung der Systemstabilität; ebenso wie auch die Zugriffsrechte, die dem MGV im Rahmen des Bilanzmanagements (Art. 27 Abs. 2) hinsichtlich der bestehenden Spei- cheranlagen und der Netzpufferung des Transportnetzes eingeräumt sind. Die vorgesehenen Grundrechtseinschränkungen sind zudem verhältnismässig; sie sind erforderlich und geeignet, um eine zuverlässige und wirtschaftliche Gasversor- gung zu gewährleisten. Sie gehen nicht über das hinaus, was zum Erreichen der ange- strebten Ziele getan werden muss und tasten den Kerngehalt der beiden Grundrechte nicht an. Diesbezüglich ist hervorzuheben, dass sich die vorgesehenen Entflechtungs- vorschriften auf das Mindestmass beschränken. Mit dem MGV, der von der Branche prinzipiell selbst errichtet werden kann (vgl. Art. 28), wurde ein Weg gewählt, der für die Branche weniger einschneidend ist als die Errichtung einer vollständig entfloch- tenen Transportnetzgesellschaft; eine solche ist im EU-Recht65 Standard. Für die be- reits bestehenden, am Gasnetz angeschlossenen Kugel- und Röhrenspeicher ist zwar vorgesehen, dass sie ausschliesslich zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität oder zur Strukturierung der Gaslieferungen in der regulierten Versorgung eingesetzt wer- den dürfen. Infolgedessen sind ihre Kosten aber auch grundsätzlich als Netzkosten

65 Art. 9 ff. der Richtlinie 2009/73/EG des europäischen Parlaments und Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG, Abl. L 211 vom 14.8.2009, S. 94.

65

anrechenbar (Art. 27 Abs. 1 und 4). Diese Regelung könnte sich für viele Speicherbe- treiber vorteilhaft auswirken, zumal sich der Wert vieler dieser Speicheranlagen durch die Einführung der Tagesbilanzierung (Art. 24 Abs. 2) vermindern wird. Hervorzuhe- ben ist weiter auch, dass den Netzbetreibern mit den ihnen anrechenbaren Kapitalkos- ten ein angemessener Betriebsgewinn verbleiben wird (Art. 19 Abs. 3). Die vorgese- henen Grundrechtseinschränkungen sind somit zulässig. Auch die Rechtsgleichheit (Art. 8 Abs. 1 BV) bleibt vorliegend gewahrt. Die lediglich teilweise Öffnung des Gasmarktes ist sachlich begründet (siehe Kap. 3.1 zur Teil- marktöffnung).

Verhältnis zu kantonalem Recht Bei Artikel 91 Absatz 2 BV handelt es sich um eine nachträglich derogatorische Bun- deskompetenz. Mit dem GasVG macht der Bund von dieser Kompetenz vor allem insoweit Gebrauch, als er den Netzzugang (Art. 12) und das dafür geschuldete Entgelt normiert (Art. 17 ff.), Vorschriften über die Entflechtung statuiert (Art. 5) und die Be- wirtschaftung der Transportnetzkapazitäten auf den neu zu errichtenden MGV über- trägt (Art. 14 und 28 f.). Soweit der Bundesgesetzgeber von seinen Rechtsetzungs- kompetenzen keinen Gebrauch macht, bleiben allfällige kantonale und kommunale Vorschriften bestehen.

6.2 Vereinbarkeit mit internationalen Verpflichtungen

der Schweiz Gas gilt im Welthandelsrecht ungeachtet der Leitungsgebundenheit des Transportes als gewöhnliche Handelsware. Das Abkommen zur Errichtung der Welthandelsorga- nisation (WTO66) bzw. das Allgemeine Zoll- und Handelsabkommen (GATT67) sind somit anwendbar. Zudem unterstehen diejenigen Aufgaben der Gasversorgung, die einen Dienstleistungscharakter aufweisen – dazu gehören beispielsweise Messdienst- leistungen – dem Allgemeinen Abkommen der WTO über den Handel mit Dienstleis- tungen (GATS68). Der Umgang mit staatlichen Beihilfen wiederum richtet sich nach dem WTO-Abkommen zu Subventionen und Ausgleichsmassnahmen (SCM)69. Ab- gesehen von diesen welthandelsrechtlichen Vorgaben sind im Verhältnis zur EU so- wie zu den EFTA-Staaten überdies das Freihandelsabkommen Schweiz-EU von

197270 bzw. die EFTA-Konvention von 196071 zu beachten. Der vorliegende Entwurf

trägt diesen internationalen Verpflichtungen Rechnung. Im Sinne des internationalen Handelsrechts ist insbesondere die Wahlfreiheit, die im Rahmen der Teilmarktöff- nung geschaffen wird.

66 SR 0.632.20 67 SR 0.632.21

68 SR 0.632.20, Anhang 1B

69 SR 0.632.20, Anhang 1A.13

70 Abkommen vom 22. Juli 1972 zwischen der Schweizerischen Eidgenossenschaft und der Europäischen Wirtschaftsgemeinschaft; SR 0.632.401 71 Übereinkommen vom 4. Januar 1960 zur Errichtung der Europäischen Freihandelsassozia- tion; SR 0.632.31

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6.3 Erlassform

Die Vorlage beinhaltet wichtige rechtsetzende Bestimmungen, die nach Artikel 164 Absatz 1 BV der Form des Bundesgesetzes bedürfen. Wie vorgesehen, ist das GasVG demzufolge im Verfahren der einfachen Gesetzgebung zu erlassen.

6.4 Unterstellung unter die Ausgabenbremse

Die Vorlage untersteht nicht der Ausgabenbremse nach Artikel 159 Absatz 3 Buch- stabe b BV. Sie verschafft weder Ansprüche auf Subventionen noch enthält sie eine Grundlage für die Schaffung von Verpflichtungskrediten oder Zahlungsrahmen mit neuen einmaligen Ausgaben von mehr als 20 Millionen Franken oder neuen wieder- kehrenden Ausgaben von mehr als 2 Millionen Franken. Die zusätzlichen Kosten, die der EnCom und dem BFE mit den neuen Aufgaben im Gasmarkt entstehen, werden möglichst vollständig durch Gebühren und Aufsichtsabgaben gedeckt.

6.5 Delegation von Rechtsetzungsbefugnissen

Die dem Bundesrat übertragenen Rechtsetzungsbefugnisse beschränken sich jeweils auf einen bestimmten Regelungsgegenstand und sind nach Inhalt, Zweck und Aus- mass hinreichend konkretisiert. Eine Delegation, die dem Bundesrat vergleichsweise viel Spielraum belässt, ist in Artikel 2 Absatz 3 Buchstabe a für den Umgang mit iso- lierten Netzgebieten enthalten (Tessin und Raum Kreuzlingen). Der Spielraum ist not- wendig, damit der Bundesrat Lösungen vorsehen kann, die der räumlichen Grösse und der netztechnischen Anbindung dieser isolierten Gebiete angemessen sind, insbeson- dere was die Ausgestaltung des Bilanzmanagements und die Bewirtschaftung der Ka- pazitäten des Grenzübergangspunktes Bizzarone im Tessin anbelangt. Weitere Dele- gationsnormen finden sich zur Regelung des Verfahrens und der Aufgaben bei Wechselprozessen (Art. 10) und für die nähere Ausgestaltung des Bilanzmanage- ments (Art. 24 Abs. 5). Diese Delegationsnormen entlasten den Gesetzestext von Bestimmungen von zu hohem Konkretisierungsgrad und gewährleisten, dass die be- züglichen Vorgaben rasch an die sich ändernden Verhältnisse und den technologi- schen Fortschritt angepasst werden können.

6.6 Datenschutz

Artikel 35 Absatz 1 bildet die gesetzliche Grundlage, die für eine Bearbeitung von Personendaten durch das BFE und die EnCom erforderlich ist (vgl. Art. 17 Abs. 1 DSG). Nach Artikel 19 DSG bedarf die Bekanntgabe von Personendaten durch Bun- desorgane grundsätzlich einer ausdrücklichen Regelung in einem Gesetz im formellen Sinn. Unter den Begriff der Bekanntgabe fällt auch die Weitergabe von Daten an Dritte, einschliesslich eines Datenaustauschs unter Bundesbehörden. In diesem Sinne

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bestimmt Artikel 36 Absatz 1, dass sich das BFE und die EnCom gegenseitig diejeni- gen Daten übermitteln, die zur Erfüllung ihrer jeweiligen Aufgaben erforderlich sind, einschliesslich der nach Artikel 3 Buchstabe c DSG besonders schützenswerten Daten über strafrechtliche Verfolgungen und Sanktionen. Ein solcher Datenaustausch kann insbesondere bei der Zusammenarbeit im Bereich der Sunshine-Regulierung (Art. 31) notwendig sein. Soweit für die Aufgabenerfüllung relevant, sind dem BFE und der EnCom auch die weiteren Behörden des Bundes und die Kantone zur Datenlieferung verpflichtet (Art. 36 Abs. 2). Gestützt auf Artikel 35 Absatz 2 kann der Bundesrat vor- sehen, dass das BFE und die EnCom bestimmte Personendaten veröffentlichen dür- fen. Der in Artikel 33 Absatz 1 vorgesehene Datenaustausch unter den verschiedenen, im Gasmarkt tätigen Akteuren betrifft keine besonders schützenswerten Daten im Sinne von Artikel 3 Buchstabe c DSG, sondern insbesondere Mess- und Stammdaten. Gleichwohl sind die betreffenden Akteure an die Einhaltung der datenschutzrechtli- chen Vorgaben gehalten. So darf ein Datenaustausch, der für eine ordnungsgemässe Gasversorgung nicht erforderlich ist, nur mit ausdrücklicher Zustimmung des Be- troffenen stattfinden (vgl. Erläuterungen zu Artikel 33 Absatz 1). Gestützt auf Arti- kel 21 Absatz 2 in Verbindung mit Artikel 7 DSG kann der Bundesrat Anforderungen an die Datensicherheit von Messsystemen festlegen.

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