Weisungsentwurf; Eckwerte für die Errichtung einer Wasserkraftreserve im hydrologischen Jahr 2026/2027

Entwurf: Weisung X/2026

Eckwerte für die Errichtung einer Wasserkraftreserve im hydrologischen Jahr 2026/2027

Die ElCom legt mit Veröffentlichung am XX. XXXX 2026 für das hydrologische Jahr 2026/2027 gestützt auf Artikel 22 Absatz 1 und Artikel 8b Absatz 3 des Bundesgesetzes über die Stromversorgung vom 23. März 2007 (StromVG; SR 734.7; Stand am 1. April 2026) i. V. m. Artikel 2 der Verordnung über die Errichtung einer Stromreserve für den Winter (Winterreserveverordnung) vom 25. Januar 2023 (WResV; SR 734.722; Stand am 1. Januar 2025) und vorbehaltlich möglicher Gesetzesänderungen folgende Eckwerte für die Errichtung einer Wasserkraftreserve fest:

1 Zeitraum der Reservevorhaltung

Im hydrologischen Jahr 2026/2027 ist die Wasserkraftreserve vom 01. Februar 2027 bis zum 15. Mai

(0:00 Uhr) vorzuhalten. Die ElCom behält sich vor, die Wasserkraftreserve vorzeitig aufzulösen (Art. 25 Abs. 5 WResV).

2 Energiemenge

Die Teilnehmer an der Wasserkraftreserve halten insgesamt eine Menge von XXX GWh Wasserkraftreserve vor. Dies entspricht X.XX % der gesamten Energiemenge aller Schweizer Speicherwasserkraftwerke ab einer Speicherkapazität von 10 GWh (8`160 GWh)1. Die Energiemenge für die Wasserkraftreserve wird unter Berücksichtigung der Verfügbarkeit der ergänzenden Reserve gebildet. Das Gesamtvolumen der Wasserkraftreserve und der ergänzenden Reserve für 2026/2027 entspricht einer risikoadäquaten, vergleichbaren Grössenordnung wie in den Vorjahren. Die ElCom behält sich vor, die Vorhaltemenge nötigenfalls nachträglich anzupassen (Art. 3a Abs. 3 Satz 2 WResV).

3 Obligatorische Vorhaltung

3.1 Teilnahmepflicht

Die Wasserkraftreserve wird mit Speicherwasserkraftwerken ab einer Speicherkapazität von 10 GWh, die Strom in die Regelzone Schweiz einspeisen, gebildet (Art. 3 WResV). Zur Teilnahme an der Wasserkraftreserve verpflichtet sind die folgenden Akteure (Reserveteilnehmer; Art. 3a Abs. 1 WResV):

a. bei Kraftwerken, die nicht als Partnerwerk organisiert sind: die Betreiber;

b. bei Kraftwerken, die als Partnerwerk organisiert sind: die Teilhaber mit ihrem Anteil am Partnerwerk.

Stand: 06.03.2026 (Kapazität gemäss Datenabfrage).

Massgebend für die Pflicht zur Teilnahme sind die Verhältnisse jeweils am 30. April. Bei grenzüberschreitenden Kraftwerken ist nur der Anteil zu berücksichtigen, der staatsvertraglich der Schweiz zugewiesen ist. Der Energieinhalt eines Speichersees bemisst sich über die gesamte Produktionskaskade eines hydraulisch zusammenhängenden und gemeinsam optimierten Kraftwerkkomplexes (Art. 3a Abs. 2 WResV).

Die Reserveteilnehmer müssen eine betriebliche Vereinbarung gemäss Artikel 5 WResV mit der Swissgrid unterzeichnen. Die ElCom kann die Teilnahme und den Inhalt der Vereinbarung nötigenfalls verfügen (Art. 3a Abs. 5 sowie Art. 5 Abs. 5 WResV).

3.2 Berechnungsgrundlage der Reservemenge

Der prozentuale Anteil gemäss Artikel 2 Absatz 3 Buchstabe a WResV wird auf Basis aller Speicherwasserkraftwerke mit einer Speicherkapazität ab 10 GWh gebildet. Datengrundlage sind die vom BFE publizierten «Energieinhalte Schweizer Stauseen» vom April 2024, welche 2025 von den Betreibern nach Aufforderung durch die ElCom verifiziert und 2026 bestätigt wurden.

3.3 Aufteilung auf die Reserveteilnehmer

Der Anteil an der vorzuhaltenden Reservemenge je Reserveteilnehmer entspricht dem gesamten Anteil des Teilnehmers an allen für die Berechnung gemäss 3.2 berücksichtigten Speicherseen (Art. 3a Abs.

WResV). Für die Reserveteilnehmer ergeben sich folgende Werte (Angabe in % und MWh; die Berechnung ist im Anhang dargestellt): Reserveteilnehmer Anteil des Reservete- Anteil des Reserilnehmers in % der veteilnehmers in Gesamtmenge MWh Administraziun communala Disentis 0.06182% Administraziun communala Medel 0.01124% AEV Amt für Energie und Verkehr 2.15309% Alpiq AG 22.55556% Amt für Wasser und Energie 0.00963% Axpo Hydro AG 6.18013% Axpo Power AG 11.72391% Axpo Solutions AG 4.12593% Azienda Elettrica Ticinese 5.20890% BKW Energie AG 10.58251% Cancelleria Comunale Mesocco 0.00184% CIMO 0.00000% Città di Lugano 0.41489% CKW AG 3.63430% Commune de Bourg St Pierre 0.00000% Commune de Fully 0.09265% Commune de Liddes 0.00000%* Commune de Val de Bagnes 0.19147% Communes d'Orsières2 0.00000%* Communes Sembrancher3 0.00000%* Comune di Bregaglia 0.00999% Comune di Buseno 0.00022% Comune di Calanca 0.00025% Comune di Cama 0.00012% Comune di Castaneda 0.00012%

2 Gemeinen Orsières und Liddes

3 Gemeinen Sembrancher und Orsières

Comune di Grono 0.00012% Comune di Lostallo 0.00018% Comune di Rossa 0.00034% Comune di Roveredo 0.00018% Comune di Soazza 0.00031% Departement Bau und Umwelt 0.60366% Edison S.p.A. Milano 0.00000%* Électricité de France SA (EDF) 0.74674% Elektrizitätswerk der Stadt Zürich 8.71012% Elektrizitätswerk Obwalden 0.42257% EnAlpin AG 0.44591% EnBAG AG 0.16668% Energia S-chanf 0.03081% Energie Service Biel/Bienne (ESB) 0.11144% Energie Wasser Bern 1.59830% EWA-energieUri AG 0.58246% ewl energie wasser luzern 0.23662% FMV SA 1.06497% Gemeinde Agarn4 0.00637% Gemeinde Avers 0.00799% Gemeinde Bonaduz 0.02022% Gemeinde Breil/Brigels 0.06533% Gemeinde La Punt Chamues-ch 0.00539% Gemeinde Lumnezia 0.04107% Gemeinde Madulain 0.00015% Gemeinde Rheinwald 0.00933% Gemeinde Rongellen 0.00533% Gemeinde Safiental 0.16651% Gemeinde Sagogn 0.00537% Gemeinde Scuol 0.04369% Gemeinde Sils im Domleschg 0.00799% Gemeinde Tamins 0.00411% Gemeinde Thusis 0.01432% Gemeinde Zernez 0.01849% Gemeindekanzlei Ferrera 0.01599% Gemeindekanzlei Zillis-Reischen 0.02131% Gemeindeverwaltung Sufers 0.00799% Gemeindeverwaltung Andeer 0.04663% Gemeindeverwaltung Flims 0.00095% Gemeindeverwaltung Ilanz/Glion 0.04293% Gemeindeverwaltung Martigny 0.00000%* Gemeindeverwaltung Schluein 0.00190% Gemeindeverwaltung Sumvitg 0.05620% Gemeindeverwaltung Trin 0.00442% Gemeindeverwaltung Trun 0.11801% Gemeindeverwaltung Tujetsch 0.07868% Gemeindeverwaltung Vals 0.21706% Gemeindeverwaltung Valsot 0.02080% Gemeindeverwaltung Zuoz 0.00185% Gemeine Muntogna da Schons 0.05295% Genedis SA 0.03603% Groupe E SA 0.98490%

Gemeinden Agarn, Leuk, Oberems, Turtmann-Unterems

IWB Industrielle Werke Basel 5.16821% OIKEN SA 0.66486% Repower AG 1.85207% Romande Energie SA 0.92849% Schweizerische Bundesbahnen SBB 5.43707% SN Energie AG 0.90995% Ville de Lausanne 0.08055% Ville de Sierre 0.23662% Ville de Sion 0.91189% *Nichtverfügbarkeit von Anlagen im Vorhaltezeitraum

3.4 Aufteilung auf die Wasserkraftkomplexe und Abreden mit anderen

Reserveteilnehmern

Die Aufteilung auf die Speicherwasserkraftwerke obliegt den Reserveteilnehmern, vorbehaltlich der Bedingungen von Ziffer 3.5 und 3.6. Sie sind frei, auch Wasserkraftkomplexe mit weniger als 10 GWh Kapazität für die Reservehaltung zu nutzen, sofern diese die notwendigen Bedingungen gemäss Punkt 3.6 und die technischen Voraussetzungen gemäss Betriebsvereinbarungen mit der Swissgrid erfüllen (Art. 4 Abs. 1 WResV).

Die Reserveteilnehmer können die Vorhaltemenge unter Einhaltung der Punkte 3.5 und 3.6 auf die eignen Wasserkraftkomplexe verteilen oder mit anderen Reserveteilnehmern abtauschen. Die ursprünglichen Reserveteilnehmer bleiben jedoch für die Vorhaltung verantwortlich (Art. 4 Abs. 2 WResV).

Vor Beginn der Vorhalteperiode teilen die Reserveteilnehmer der ElCom und der nationalen Netzgesellschaft bis zum 31. Dezember 2026 die geplanten Verteilungen und Abtausche mit. Die Aufteilung gemäss Ziffer 3.4 sowie Abtausche werden von der ElCom gestützt auf Artikel 4 Absatz 3 WResV bewilligt, sofern sie rechtmässig sind und insbesondere die Vorgaben der Ziffern 3.5 und 3.6 einhalten.

Während der Vorhalteperiode ist es den Teilnehmern erlaubt, bis spätestens zum ersten Tag eines Monats (00:00 Uhr) Abtausche und Neuverteilungen von weniger als 25 % der individuell verpflichteten Menge gemäss Ziffer 3.3 an die nationale Netzgesellschaft und die ElCom zu melden. Die Teilnehmer sind hierbei für die Einhaltung der Ziffern 3.5 und 3.6 verantwortlich. Die Bewilligung gilt als erteilt, sofern die ElCom nicht innerhalb von 4 Werktagen nach Erhalt der Meldung widerspricht. Die Neuverteilung gilt jeweils ab dem 10. des Monats für den verbleibenden Zeitraum der Vorhalteperiode. Vorbehalten bleibt die erneute Neuverteilung auf Antrag hin. Stunden- und Tageweise Abtausche sind nicht erlaubt.

Sonstige Abtausche sind nur in begründeten Ausnahmefällen möglich und bedürfen der ausdrücklichen Bewilligung der ElCom. Kompensationen gemäss Ziffer 5 sind keine Neuverteilungen bzw. Abtausche gemäss Ziffer 3.4. Kompensationen bei unvorhergesehenen Ausfällen gemäss Ziffer 5 müssen der nationale Netzgesellschaft und der ElCom gemeldet werden.

3.5 Verteilung der Energie

In jedem hydrologisch zusammenhängenden Wasserkraftwerkskomplex dürfen maximal 30 Prozent der gesamten Wasserkraftreservemenge vorgehalten werden. Die Vorhaltung durch verschiedene Partner wird dabei aggregiert. Der Betreiber eines betroffenen Speicherwasserkraftwerks hat in Rücksprache mit den jeweiligen Reserveteilnehmern sicherzustellen, dass dieses Limit eingehalten wird.

3.6 Installierte Leistung

Die minimale installierte und im Vorhaltezeitraum grundsätzlich betriebsbereite Leistung beträgt 3 MW pro GWh vorgehaltener Energie. Unter grundsätzlich betriebsbereit sind solche Kraftwerke zu verstehen, bei denen die Summe allfälliger Revisionen während dem Vorhaltungszeitraum 5 Tage nicht übersteigt. Ausgenommen sind Ausfalltage aufgrund von Massnahmen der Swissgrid.

3.7 Abrechnung der Pauschalabgeltung

Die Pauschalabgeltung wird pro rata temporis, jeweils für die effektiv geleistete Vorhaltung im vorangegangenen Kalendermonat, fakturiert. Die Pauschalabgeltung ist 30 Tage nach Fakturierung zur Zahlung fällig.

3.8 Moderate Pauschalabgeltung

Die ElCom berechnet gemäss Artikel 5a Absatz 2 f. WResV die gemäss Verordnung definierte Pauschalabgeltung für die Vorhaltung der Wasserkraftreserve. Als Basiswert für den Ansatz dient die gemittelte Preisdifferenz zwischen dem ersten und zweiten Quartal des Jahres 2027. Dieser Basiswert wird mit dem Faktor 1,3 multipliziert. Als Datengrundlage für den Basiswert werden die publizierten Abrechnungspreise der Base-Quartalsverträge am Terminmarkt Schweiz im Zeitraum von 30 Kalendertagen vor der Veröffentlichung der Eckwerte verwendet. Sind für das Berechnungsjahr nicht ausreichend Abrechnungspreise publiziert, so wendet die ElCom eine geeignete alternative Methodik an. Dafür kann sie insbesondere einen anderen Zeitraum, historische Preisinformationen oder Daten der Terminmärkte der Nachbarländer heranziehen. Die ElCom publiziert die moderate Pauschalabgeltung vor Beginn der Vorhalteperiode auf ihrer Website.

4 Abruf der Reserve

4.1 Freigabe der Reserve

Die Stromreserve steht zum Abruf frei, wenn an der Strombörse für den Folgetag die nachgefragte Menge Elektrizität das Angebot übersteigt (fehlende Markträumung; Art. 18 Abs. 1 WResV). Im Falle einer fehlenden Markträumung melden der Netzgesellschaft (Art. 18 Abs. 2 WResV):

a. die Betreiber, die an der Reserve teilnehmen: die in ihrem Teil der Reserve verfügbare Leistung und verfügbare Energie;

b. die Bilanzgruppen mit einem Reservebedarf: ihren Bedarf an Elektrizität für den Folgetag.

Die Netzgesellschaft legt die Modalitäten des Abrufs fest (Art. 18 Abs. 3 WResV).

Die Verantwortung für die Feststellung der fehlenden Markträumung liegt bei der Swissgrid und denjenigen Bilanzgruppen, deren Bedarf nicht gedeckt ist. Sie treffen die in StromVG und WResV vorgesehenen Massnahmen.

4.2 Entschädigung und Abrechnung des Abrufs

Der Abruf der Reserve wird gemäss folgender Preisformel entschädigt (Art. 20 Abs. 2 WResV):

Entschädigung für den Abruf = (Mittelwert aus den EEX Tageschlusskursen am 15. Mai 2027 der vier Kalenderwochen 20, 21, 22, 23 für das Lieferjahr 2027 Base Schweiz plus Flexibilitätszuschlag in EUR/MWh) mal abgerufene Energiemenge

Der Flexibilitätszuschlag berechnet sich anhand der an der EPEX SPOT day ahead Auktion Schweiz für die in den Kalenderwochen 20, 21, 22, 23 festgestellten Preisdifferenzen zwischen Peak und Base (Peak Preise minus Base Preise). Der Flexibilitätszuschlag kann nicht kleiner als Null werden.

Da die Höhe des Flexibilitätszuschlags erst am Ende der Kalenderwoche 23 bekannt ist, fakturieren die Reserveteilnehmer den Abruf erst im Folgemonat. Die Entschädigung für den Abruf ist 30 Tage nach Fakturierung zur Zahlung fällig.

4.3 Einsetzbare Anlagen beim Abruf und Lieferung der Energie

Die Reserveteilnehmer sind frei, aus welchem Kraftwerk sie bei einem Abruf die angeforderte Leistung resp. Energie abrufen.

4.4 Rückgabe der Wasserkraftreserve bei Nichtabruf

Die Reserveteilnehmer erhalten zum Zeitpunkt der Auflösung der Reserve ihre vorgehaltene Energiemenge zur freien Verfügung zurück. Es fliessen keine zusätzlichen Zahlungen.

4.5 Erreichbarkeit der Reserveteilnehmer

Die Reserveteilnehmer bzw. die von ihnen mit der Betriebsführung betrauten Partnerunternehmen sind verpflichtet, bei nicht schliessender zweiter EPEX SPOT day ahead Auktion umgehend erreichbar zu sein und dies so lange, bis der Reserveabruf vollständig geplant ist. Im Falle einer sich abzeichnenden kritischen Situation, auch im Bereich Regelenergie, kann Swissgrid eine zeitweise Erreichbarkeit 24/7 einfordern.

4.6 Marktmanipulatives Verhalten

Im Zusammenhang mit der Reserve sind insbesondere folgende Verhaltensweisen als marktmanipulativ einzustufen und werden von der ElCom gemäss Artikel 25 Absatz 1 WResV überwacht:

• Leistungsvorhaltung mit dem einzigen Ziel, am day ahead Markt die Reserve zu aktivieren

• Absprachen und Manipulation, um die Preise im Berechnungszeitraum der Pauschalabgeltung oder der Abrufentschädigung zu beeinflussen

5 Unvorhergesehener Ausfall von Anlagen

Führt ein unvorhergesehener Ausfall von Anlagen zu einer Verletzung der Vorhaltepflicht oder minimalen installierten und betriebsbereiten Leistung gemäss Ziffer 3.6 und kann der betroffene Reserveteilnehmer den Ausfall nicht mit eigenen Anlagen kompensieren, gilt folgendes:

• Der vom Ausfall betroffene Reserveteilnehmer kann unter Einhaltung der Vorgaben in den Ziffern 3.5 und 3.6 für die Vorhaltung der betroffenen Energiemenge in einem anderen Wasserkraftwerkskomplex oder bei einer anderen Speicherwasserkraftwerkbetreiberin sorgen.

• Andernfalls wird die Pauschalabgeltung gemäss Ziffer 3.8 entsprechend der Dauer des Ausfalls pro rata gekürzt. Der Reserveteilnehmer ist verpflichtet, die Dauer des Ausfalls zu minimieren. Die Prüfung einer Verwaltungssanktion gemäss Artikel 5b WResV bleibt vorbehalten.

Erläuterungen zu den Eckwerten

1 Zu Dauer und Zeitraum der Reservevorhaltung

Im hydrologischen Jahr 2026/2027 ist die Reserve von 01. Februar 2027 bis 15. Mai 2027 (0:00 Uhr) vorzuhalten.

Basierend auf den Speicherverläufen der letzten Jahre stellt die ElCom bei der Festlegung des Enddatums für die Vorhaltung der Reserve auf den letzten Wendepunkt in den vom Bundesamt für Energie veröffentlichten Speicherseestandskurven5 ab, welcher die beginnende Schneeschmelze und den Startpunkt der Speicherbefüllung – und somit wieder genügende Energiezuflüsse in der Regelzone Schweiz – markiert und weitere Engpässe höchst unwahrscheinlich erscheinen lässt.

Diese Vorgehensweise bei der Festlegung der Vorhaltedauer stellt einen einfachen, deterministischen Ansatz dar, welcher eine gewisse Robustheit aufweist und der Vorgabe einer jährlichen Vorhaltung der Reserve entspricht.

Aufgrund der Erfahrungen aus den Wintern 2022/2023 bis 2025/2026 behält sich die ElCom vor, nach einer aktuellen Lagebeurteilung, die Wasserkraftreserve vorzeitig aufzulösen (Art. 25 Abs. 5 WResV).

2 Zur Energiemenge

Gemäss der Vorgabe in der WResV hat die Reservedimensionierung im fraglichen Zeitraum nicht die ganze Versorgung zu decken, sondern nur – zusammen mit der ergänzenden Reserve – einen «Beitrag» zu leisten. Dabei sollen Verbrauch und Produktion im späten Winter bzw. Anfang Frühling berücksichtigt werden. Die ElCom stützt sich bei der Festlegung der zu kontrahierenden Energiemenge auf tatsächliche Daten zu den genannten Kriterien aus den Vorjahren und bezieht absehbare Risiken für den anstehenden Winter mit ein. Die getroffenen Annahmen und die verwendete Berechnungsmethodik sollen auf Basis von objektiven Kriterien erfolgen und nachvollziehbar sein.

Aufgrund dieser Vorgaben wird die Reserve gemäss folgenden Eckwerten dimensioniert. Die ElCom geht dabei davon aus, dass die Wasserreserve im späten Winter (April) zum Einsatz kommt und die Speicherseen abgesehen von der Wasserreserve bereits komplett leer sind. - Das Kriterium eines «hohen Verbrauchs» wird mit dem durchschnittlichen Landesverbrauch (inkl. Speicherpumpen) im April der letzten 10 Jahre 6 (1199 GWh/Woche) zzgl. eines Risikozuschlags von +10 Prozent (+120 GWh/Woche → 1319 GWh/Woche) objektiviert. Bei der «tiefen inländischen Erzeugung» wird davon ausgegangen, dass keine Speicherproduktion ausser der Reserve mehr stattfindet und zusätzlich das grösste Kernkraftwerk ausfällt. Die Laufwasserkraftwerke (305 GWh/Woche) werden als Durchschnittswert April der letzten

Jahre angenommen. Der Wert konventionell-thermische und erneuerbare Produktion wird für April 2026 mit einem Zuwachs von 15% modelliert (entspricht dem Durchschnitt der letzten

Jahre) modelliert.7 Anschliessend wird der Durchschnitt der Jahre 2022 – 2026 gebildet (181 GWh/Woche). Die Verfügbarkeit der th. RKW (336 MW) und der NSG (80% von 278 MW) erhöht die potenzielle Produktionskapazität der Schweiz im April um weitere 94

Füllungsgrad der Speicherseen, Sonntag 24h (admin.ch)

Zeitreihe Schweizerische Elektrizitätsbilanz - Monatswerte Spalte J plus F – Aprilwerte für 2013 bis 2022

Gesamte Erzeugung und Abgabe elektrischer Energie in der Schweiz 2025 (und Vorjahre)

• Die Kernkraftwerke Gösgen und Beznau produzieren voll (293 GWh/Woche). Dies ergibt eine potenzielle totale Produktion von 834 GWh/Woche, wovon eine Risikomarge von 10 Prozent

• Mit Blick auf die Risiken im kommenden Winter (unsichere Exportfähigkeit von Frankreich und Deutschland im Falle einer Gasmangellage, verbunden mit niedrigen Temperaturen) werden keine Importe aus Frankreich und Deutschland unterstellt. Weiter wird beim Kriterium, dass «Importe nur sehr beschränkt möglich sind», für Österreich und Italien angenommen, dass im Durchschnitt nur die im Winter minimale Importkapazitäten 8 (2296 MW) verfügbar sind – abzüglich einer Sicherheitsmarge von -10 Prozent (-230 MW → 2066 MW). Daraus resultiert eine reduzierte Importmenge von 347 GWh/Woche.

Eine gestützt auf diese Annahmen dimensionierte Reserve für eine Woche umfasst somit 187 GWh (1319 GWh Endverbrauch -785 GWh Produktion -347 GWh Importe). Da die einzelnen Parameter relativ konservativ festgelegt wurden (Verbrauch und Produktion jeweils mit Risikomarge von 10 Prozent, dazu Null Importe aus Frankreich und Deutschland sowie Abschlag von 10 Prozent bei den minimalen Importkapazitäten aus Österreich und Italien, und dazu noch der Ausfall des Kernkraftwerkes Leibstadt), erscheint als Zielgrösse der Stromreserve 187 GWh + 1/3 vertretbar, was einer Reservemenge von rund 250 GWh entspricht.

2.1 Anpassung der Mengen

Sollte sich die Lagebeurteilung ändern, behält sich die ElCom vor, die Vorhaltemenge nötigenfalls nachträglich anzupassen (Art. 3a Abs. 3 Satz 2 WResV).

3 Zur Obligatorische Vorhaltung

Die Teilnahmeverpflichtung ergibt sich aus Art. 3 und 3a WResV. Massgebend hierfür sind die Eigentumsanteile im Sinne von Aktienanteilen an Speicherwasserkraftwerken. In begründeten Ausnahmefällen können zusätzlich die Nutzungsrechte in die Berechnung der Anteile einfliessen, insbesondere wenn diese die tatsächliche Bewirtschaftungsmöglichkeiten akkurater wiederspiegeln als die Eigentumsanteile. Die Anteilseigner von Partnerwerken müssen dies abgestimmt der ElCom mitgeteilt haben. Massgebend für die Ermittlung der Vorhaltemenge sind die maximalen Energieinhalte (im Sinn des technischen Gesamtvolumens) der Speicherseen.

3.1 Verteilung der Energie

Den Teilnehmern wird es freigestellt, in welchen Speicherwasserkraftwerken die Energie gespeichert wird, solange die Voraussetzungen der Eckwerte erfüllt sind. Gegenüber den vorangegangenen Beschaffungsprozessen wird die maximal zulässige Reservemenge je Wasserkraftwerkskomplex erhöht, um eine wirtschaftliche Optimierung zu erleichtern. Die Mengengrenze wurde auch deshalb gewählt, da insbesondere in den ersten Ausschreibungsrunden keine Alternativen zur Wasserkraftreserve bestanden und diese damit einziges Instrument zur Sicherung der Versorgung war. Dabei sollte ein Klumpenrisiko vermieden werden. Durch die aktuell vielschichtigen Instrumente zur Krisenbewältigung, wird diese Restriktion gelockert. Im Zuge der zweiten Verpflichtung der Wasserkraftreserve wird den Teilnehmern zusätzlich mehr Flexibilität ermöglicht, indem auch während der Vorhalteperiode Abtausche und Umverteilungen in einem definierten Rahmen ermöglicht wird.

3.2 Installierte Leistung

Gemäss den Erläuterungen zur ursprünglichen Verordnung über die Bildung einer Wasserkraftreserve vom 7. September 2022 sollte die Wasserkraftreserve eine Überbrückung einer heiklen Situation von zumindest 14 Tagen ermöglichen. Dabei ist explizit nicht gefordert, dass die Versorgung in dieser Zeit ausschliesslich aus der Reserve kommt. Damit die auf ca. 14 Tage dimensionierte Reserve während

ENTSO-E: Import-NTC Minimum für A-CH = 486 MW; Import-NTC Minimum für IT-CH = 1810 MW

dieser 14 Tage (= 336 Stunden) aber auch voll eingesetzt werden kann, muss mindestens die entsprechende Leistung installiert und grundsätzlich betriebsbereit sein. Somit dürfen im Vorhaltezeitraum keine Arbeiten an den Anlagen geplant sein, welche die Leistungsverfügbarkeit im Falle eines Abrufs wesentlich beeinträchtigen, und es muss mindestens so viel Leistung installiert sein, dass bei voller Verfügbarkeit der Leistung die vorgehaltene Energie innerhalb von 336 Stunden produziert werden kann. Dies entspricht einer minimalen installierten Leistung von 2.98 MW/GWh oder gerundet

MW/GWh. Dabei wird davon ausgegangen, dass in den 14 Tagen die Reserve kontinuierlich benötigt wird, was zu Offpeak-Zeiten wenig realistisch ist. Dieser Wert ist also nicht konservativ festgelegt, allerdings bereits ziemlich einschränkend.

Da häufig kurze Ausserbetriebnahmen im Frühling geplant sind und auch ungeplante Ereignisse auftreten können, hat jeder Kraftwerkskomplex ein «Budget» von 5 Tagen (= 120 Stunden), in welchen es nicht oder nur teilweise verfügbar sein darf. Sollte eine Anlage unplanmässig länger ausfallen, kann der Betreiber nach vorheriger Genehmigung der ElCom und unter Einhaltung der Vorgaben der Eckwerte den entsprechenden Reserveanteil in einem anderen Komplex vorhalten.

Es zählen alle Stufen eines Wasserkraftwerkskomplexes für die Erreichung der 3 MW/GWh, welche technisch gleichzeitig für die vorgehaltene Energiemenge eingesetzt werden können.

3.3 Abrechnung der Pauschalabgeltung

Die moderate Pauschalabgeltung wird über den in diesen Eckwerten definierten Vorhaltezeitraum verteilt ausbezahlt. Diese Verteilung verhindert einen plötzlichen, sehr hohen Liquiditätsbedarf bei Swissgrid.

3.4 Berechnung der moderaten Pauschalabgeltung

Die ElCom berechnet und publiziert jährlich den Ansatz für die Pauschalabgeltung je vorgehaltene GWh Energie. Als Basiswert für den Ansatz dient die gemittelte Preisdifferenz zwischen dem ersten und zweiten Quartal des Jahres, in dem der Zeitraum für die Vorhaltung endet. Der Basiswert wird mit dem Faktor 1,3 multipliziert.

Als Datengrundlage für den Basiswert verwendet sie die publizierten Abrechnungspreise der Base- Quartalsverträge am Terminmarkt Schweiz im Zeitraum von 30 Kalendertagen vor Veröffentlichung der Eckwerte. Sind für das Berechnungsjahr nicht ausreichend Abrechnungspreise publiziert, so wendet die ElCom eine geeignete alternative Methodik an. Dafür kann sie insbesondere historische Preisinformationen oder Daten der Terminmärkte der Nachbarländer heranziehen.

Der Gesetzgeber hat entschieden, dass es im obligatorischen Modell eine moderate Pauschalabgeltung gibt (Art. 5a Abs. 1 Bst. a WResV). Damit entfällt das Vorhalteentgelt aus dem bisherigen Ausschreibungsmodell. Mit der Pauschalabgeltung gilt alles als abgegolten, was die Teilnahmepflichtigen für die Wasserkraftreserve erbringen. Für den Fall, dass ausnahmsweise zusätzlich eine Leistungsvorhaltung angeordnet wird (Art. 3a Abs. 4), ist dafür eine separate Vergütung zu entrichten (Art. 5a Abs. 1 Bst. b WResV). Das Gesetz legt fest, dass die Abgeltung für die Vorhaltung moderat sein soll und pauschal erfolgt, d.h. ohne Berücksichtigung individueller Besonderheiten der einzelnen Speicherkraftwerke. Sie berechnet sich nach dem folgenden Schema: Basis ist die über 30 Tage gemittelte Preisdifferenz zwischen dem Winterquartal (Januar bis März) und dem darauffolgenden Frühjahrsquartal (April bis Juni) am Terminmarkt Schweiz. Die Zeitspanne von 30 Tagen stellt sicher, dass nicht kurzfristige Marktschwankungen den Ausschlag geben können. Sollten dennoch ungenügend Preisinformationen verfügbar sein, kann die ElCom auf Alternativen zurückgreifen. Die ElCom führt die Berechnung der moderaten Pauschalabgeltung jährlich durch und publiziert den Wert (in Euro pro Megawattstunde). Zur Abgeltung der Flexibilität wird die Basis mit dem Faktor 1,3 multipliziert.

3.5 Publikation der Berechnungen

Im Sinne der Transparenz werden die verpflichteten Mengen und die Berechnungen zur moderaten Pauschalabgeltung, inklusive der verwendeten Datengrundlage, zeitnah publiziert.

4 Zum Abruf der Reserve

4.1 Freigabe der Reserve

Da die Swissgrid selbst täglich an der day ahead Ausschreibung der Schweiz im Rahmen der Wirkverlustbeschaffung teilnimmt, hat sie Kenntnis von einer fehlenden Markträumung am day ahead Markt. Die Bilanzgruppen kennen ihren nicht gedeckten Bedarf und melden diesen an Swissgrid. Die Swissgrid prüft daraufhin die Verfügbarkeit der Reserve bei den Reserveteilnehmern, welche ihre verfügbare Leistung angeben, worauf Swissgrid die Reserve anfordert.

Die Reserveteilnehmer sind verpflichtet, ihre gesamte verfügbare Leistung anzugeben. Bei Partnerwerken gilt dies nur für den jeweils eigenen Anteil.

4.2 Entschädigung und Abrechnung des Abrufs

Die Reserveteilnehmer sollten möglichst indifferent sein zwischen Erhalt des Wassers am 15. Mai 2027 oder einem vorherigen Abruf der Reserve. Die Berechnung der Abrufentschädigung versucht bestmöglich, den Wert des Wassers per 15. Mai 2027 anzunähern.

Für den Flexibilitätszuschlag gilt Base als der Durchschnittspreis der 24 Stunden eines jeden Tages der day ahead Auktion Schweiz für die Lieferperiode von Kalenderwoche 20 bis und mit 23. Beim Peak wird ein Durchschnitt aus den zwölf Stundenpreisen der EPEX SPOT day ahead Auktion von 8 Uhr bis

Uhr eines jeden Werktages der Lieferperiode von Kalenderwoche 20 bis und mit 23 gebildet.

4.3 Einsetzbare Anlagen beim Abruf und Lieferung der Energie

Aufgrund der Vorgaben zur Aufteilung der Wasserkraftreserve [Ziff. 3.4, 3.5, 3.6 in den Eckwerten] ist davon auszugehen, dass genügend verfügbare Leistung zur Verfügung steht, wenn die Reserveteilnehmer bei einem Abruf frei sind, aus welchem Kraftwerk [aus ihrem Portfolio] sie die angeforderte Leistung resp. Energie erbringen.

Wenn der pro rata vorgesehene Abruf die technische Mindestproduktionsmenge eines Reserveteilnehmres nicht erreicht, gilt folgendes Schema:

• Wenn der Abruf auch ohne diesen Reserveteilnehmer den Bedarf decken kann, wird der Abruf auf alle anderen Reserveteilnehmer pro rata aufgeteilt.

• Wenn der Abruf ohne diesen Reserveteilnehmer den Bedarf nicht decken kann, wird dieser Reserveteilnehmer mit der technischen Mindestproduktionsmenge abgerufen und der restliche Abruf auf die übrigen Reserveteilnehmer verteilt.

4.4 Entschädigung zum Zeitpunkt der Rückgabe der Reserve bei Nichtabruf der

Wasserkraftreserve:

Die Reserveteilnehmer erhalten zum Zeitpunkt der Auflösung der Reserve ihre vorgehaltene Energiemenge zur freien Verfügung zurück. Es fliessen keine zusätzlichen Zahlungen.

4.5 Erreichbarkeit der Teilnehmer

Teilnehmer können die Erreichbarkeit und damit die Abwicklung eines allfälligen Abrufes auch an eine kompetente Stelle delegieren (z. B. an den Betriebsführer bei Partnerwerken).

4.6 Marktmanipulativen Verhaltens

Die folgenden Verhaltensweisen sind als marktmanipulativ einzustufen.

• Leistungsvorhaltung mit dem Ziel, am day ahead Markt die Reserve zu aktivieren: Da der Abruf nicht zu Marktpreisen entschädigt wird, sollte kein grosser Anreiz bestehen, die Reserve zu aktivieren. Dennoch überwacht die ElCom im Rahmen ihrer Tätigkeit die day ahead Orders der Schweizer day ahead Ausschreibung.

• Absprachen und Manipulation, um die Preise im Berechnungszeitraum der Pauschalabgeltung oder der Abrufentschädigung zu beeinflussen

5 Zum Ausfall von Anlagen

Kann ein Reserveteilnehmer aufgrund eines unvorhergesehenen Ausfalls von Anlagen seinen Verpflichtungen nicht nachkommen und kann er den Ausfall nicht mit eigenen Anlagen kompensieren, ist es erwünscht, die Reserveenergie bei anderen Wasserkraftwerken zu beschaffen und dies der Swissgrid zu melden. Es ist unerheblich, ob eine zur Kompensation eines Ausfalls eingesetzte Anlage bereits Teil der Reserve ist oder nicht. Kann der Ausfall weder selbst noch von einer anderen Speicherkraftwerkbetreiberin kompensiert werden, so ist die Vorhalteentschädigung des vom Ausfall betroffenen Reserveteilnehmers entsprechend der Dauer des Ausfalls pro rata zu kürzen.

Anhang: Liste der Wasserkraftwerkskomplexe Die folgende Liste definiert, welche Kraftwerke und Speicherseen an der verpflichtenden Reservevorhaltung gemäss Art. 3 WResV in Verbindung mit Informationen des BFE (Energieinhalte Schweizer Stauseen) teilnehmen müssen.

Speicherwasserkraftwerk Zentrale gemäss Übersicht des BFE Zugrunde gelegter Anteilseigner Anteile (bzw. Wasserkraftkomplex) Energieinhalt mit allen KW-Ketten ohne natürliche Zuflüsse in GWh Lac des Dix 1530.0 ALPIQ 65.15%* AXPO Power AG 11.62%* BKW 11.62%* IWB 11.62%* Lac de Cleuson 66.8 ALPIQ 100.00%

Lac de Dix u. Lac de Cleuson To- Bieudron, Fionnay (Dixence) u. 1596.8 tal Nendaz 225.9 ALPIQ 58.09%** 90.0 SBB 23.14%** Bâtiaz, Châtelard-Vallorcine u. Châ- 73.0 SBB 18.77%** Lac d'Emosson Total telard-Barberine 1+2 388.9 ALPIQ 39.00% SBB 36.00% IWB 15.00% FMV 10.00% Lac du Vieux Emosson Nant de Drance 20.0

Axpo Power AG 19.50% ALPIQ 9.28% BKW Energie AG 7.72% Edison S.p.A. Milano 20.00% Gemeinde Andeer 0.70% Gemeinde Avers 0.12% Gemeinde Bregaglia 0.15%

Gemeinde Ferrera 0.24% Gemeinde Rongellen 0.08% Gemeinde Sils i.D. 0.12% Gemeinde Sufers 0.12% Gemeinde Thusis 0.22% Gemeinde Zillis-Reischen 0.32% IWB Industrielle Werke Basel 2.50% Kanton Graubünden 12.00% Repower AG 6.50% EWZ 19.50% Gemeinde Rheinwald 0.14% Gemeinde Muntogna da Schons 0.80% Lago di Lei und Stausee Sufner Ferrera 1, Bärenburg u. Sils (KHR) 434.89 Total Axpo Power AG 19.50% Axpo Solutions AG 29.25% CKW AG 19.50% BKW Energie AG 19.50% Électricité de France SA 9.75% Gemeinde Val de Bagnes 2.50% Lac de Mauvoisin Total Fionnay (Mauvoisin) u. Riddes 624.9 Axpo Power AG 5.00% Axpo Solutions AG 15.00% CKW AG 10.00% Alpiq Suisse SA 22.00% BKW Energie AG 30.00% Gemeinde La Punt Chamues-ch 0.18% Gemeinde Madulain 0.01% Gemeinde S-Chanf 1.00% Gemeinde Scuol 1.42% Gemeinde Valsot 0.68% Gemeinde Zernez 0.60%

Basiswert 543.5 GWh abzüglich 20% Anteil von Edison S.p.A. welche nicht reservepflichtig sind.

Gemeinde Zuoz 0.06% Kanton Graubünden 14.07% Lago di Livigno Total Ova Spin, Pradella u. Martina 251.4 Axpo Solutions AG 30.48%* CKW AG 27.78% BKW Energie AG 11.11% ewl Kraftwerke AG 5.56% Stadt Sierre 5.56% Stadt Sion 11.11% AET 8.41%* Stausee Mattmark Total Zermeiggern u. Stalden 347.5 Axpo Hydro AG 21.60% Alpiq AG 21.60% Gemeinde Bonaduz 0.64% Gemeinde Flims 0.03% Gemeinde Ilanz/Glion 0.79% Gemeinde Lumnezia 1.30% Gemeinde Safiental 5.27% Gemeinde Sagogn 0.17% Gemeinde Schluein 0.06% Gemeinde Tamins 0.13% Gemeinde Trin 0.14% Gemeinde Vals 6.87% Kanton Graubünden 12.60% Zervreila Seekraftwerk, Safien Platz SN Energie AG 28.80% Zervreilase Total u. Rothenbrunnen (KWZ) 275.8 EWB 16.67% IWB 16.67% Grimsel 1 u. 2, Handeck 2/2a, In- EWZ 16.67% nertkirchen 1/1a, Handeck1, Fuhren BKW 50.00% Stauwerke Grimsel Total (Gental), Hopflauenen (Trift) 531.5 AET 10.00% AXPO Power AG 15.00% ALPIQ 6.25%

IWB 6.25% BKW 5.00% EWZ 5.00% EWB 2.50% FMV 35.00% EnALPIN 15.00% Griessee Total 81.3 AET 20.00% Axpo Power AG 30.00% Alpiq 12.50% IWB 12.50% BKW 10.00% EWZ 10.00% Altstafel, Bavono, Cavergno u. Ver- EWB 5.00% Maggia mit Griessee, Total bano 1, Robiei, Peccia (Sambucco) 479.9

Axpo Power AG 85.00% Kanton Glarus 15.00% Muttsee u. Limmmernsee Total Limmern PSW, Tierfehd (Limmern), 328.4 Linthal (Limmern) Sihlsee Etzelwerk Altendorf 95.0 SBB 100.00% AET 20.00% Axpo Power AG 17.00% Alpiq 17.00% EWZ 17.00% IWB 12.00% BKW 12.00% EWB 5.00% Lago di Luzzone u. Lago Malva- Luzzone, Olivone u. Biasca 316.1 glia Total AET 33.33% Città Lugano 66.67% Verzasca Total Gordola u. Tenero 50.8

Alpiq 54.00% EnALPIN 8.25% FMV 19.25% OIKEN 18.50% Moiry u. Turtmannsee Total Mottec, Vissoie, Navisence 293.2

Axpo Power AG 50.00% EWZ 50.00% Wägitalersee Total Rempen u. Siebnen 78.9 50.0 CKW AG 30.40%* Göschenen (Göscheneralp), Was- 114.5 SBB 69.60%* Göschenenalpsee Total sen (Pfaffensprung) 164.5 Albigna Stausee Total Löbbia (Albigna), Castasegna 235.4 EWZ 100.00% Axpo Hydro AG 81.50% Gemeinde Breil/Brigels 1.25% Gemeinde Disentis/Mustér 1.38% Gemeinde Medel/Lucmagn 0.25% Gemeinde Sumvitg 1.25% Gemeinde Trun 2.63% Gemeinde Tujetsch 1.75% St. Maria, Curnera u. Nalps 366.8 Kanton Graubünden 10.00%

Axpo Hydro AG 85.00% Kanton Graubünden 10.00% Gemeinde Breil/Brigels 1.69% Gemeinde Ilanz/Glion 3.32% St. Maria, Curnera u. Nalps Sedrun1, Tavanasa, Ilanz 1 32.5 zusam. - Ilanz 1

AXPO Power AG 85.00% Kanton Graubünden 10.00% Gemeinde Breil/Brigel 1.69% Ilanz 2 Gemeinde Ilanz/Glion 3.32%

Panix Stausee 11.7 Marmorera u. Solis Stausee Total Ilanz 2, Tinizong (EWZ), Tiefencaste- 135.5 EWZ 100.00% lOst u. Rothenbrunnen Alpiq 39.29% Romande Energie SA 41.14% Groupe E 13.14% Commune de Lausanne 6.43% Lac de l'Hongrin Veytaux 102.2 Lungerersee Total Unteraa (Lungernsee) u. Alpnach 19.3 EWO 100.00% Ville de Sion pa OIKEN 25.00%* BKW 25.00%* IWB 25.00%* Lac Tseuzier Total Chamarin u. St. Léonard 143.18 AXPO Hydro AG 25.00%* SBB 41.02% AET 58.98% Lago Ritom Total Ritom, Piottino u. Biaschina 155.9 SBB 0.00%* Kt. Uri 28.44%* Ritom, Piottino u. Biaschina, Airolo AET 71.56%* Leventina Total (Lucendro), Stalvedro u. Tremorgia 167.1 Lac de Salanfe Miéville 64.3 Alpiq 100.000% Klöntalersee Am Lötsch 34.6 Axpo Hydro AG 100.000% Axpo Hydro AG 98.50% Kanton St. Gallen 1.50% Gigerwaldsee Total Mapragg u. Sarelli 52.4 Lac de Joux u. Brenet Total La Dernier, Les Clées u. Montche- 33.7 Romande Energie 100.00% nard

0.0 Commune de Liddes 19.00%

Commune de Bourg St Pierre 45.00% Romande Energie 36.00% Lac de Toules Total Pallazuit 0.0 Valposchiavo Total Palü, Cavaglia, Robbia, Campo- 84.5 repower ag 100.00% gnolo 1 u. Campognolo 2 Davoser See Total Klosters, Schlappin u. Küblis 31.3 repower ag 100.00%

Axpo Solutions AG 68.00% CKW AG 20.00% Gemeinde Buseno 0.12% Gemeinde Calanca 0.13% Gemeinde Cama 0.07% Gemeinde Castaneda 0.07% Gemeinde Grono 0.07% Gemeinde Lostallo 0.10% Gemeinde Mesocco 1.00% Gemeinde Rossa 0.18% Gemeinde Roveredo 0.10% Gemeinde Soazza 0.17% Spina (Isola), Spina (Valbella) u. Kanton Graubünden 10.00% Lago d'Isola Total Soazza 15.1 Melchsee u. Tannensee Total Hugschwendi u. Unteraa (Melchaa) 15.2 EWO 100.00%

Lac de la Gruyère Total Hauterive, Oelberg u. Schiffenen 66.9 Groupe E 100.00% Commune de Fully, 72.00% Genedis SA 28.00% 10.5 Lac Sup. de Fully et Sorniot Total Garettes u. Verdan ESB 35.00% BKW 63.00% Gemeinden Agarn, Leuk, Oberems, Turtmann- 2.00% Mutteins, Oberems (Argessa) u. Unterems Illsee Stausee Total Turtmann 26.0 Bortelsee Total Bortelalp, Ganterbrücke u. Silibo- 13.6 EnBag 100.00% den *Berechnung berücksichtigt Nutzungsanteile gemäss Erläuterungen zu den Eckwerten Abs. 3 **Berechnung berücksichtigt nur Schweizer Nutzungsanteile und kalkulatorische Nutzungsanteile für die SBB