BKW : 08.05.2024 Stellungnahme zur Verordnung zum Bundesgesetz für eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien

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Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK

3003 Bern

Elektronisch an: [e-mail]

Bern, 03.05.2024

BKW Energie AG

Viktoriaplatz 2

3013 Bern

www.bkw.ch

Ihre Kontaktperson Denis Spät [e-mail]

Umsetzung des Bundesgesetzes über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Ener- gien auf Verordnungsstufe und weitere Änderungen der betroffenen Verordnungen

Sehr geehrter Herr Bundesrat,

Sehr geehrte Damen und Herren

Wir danken Ihnen für die Möglichkeit, uns zu den geplanten Neuregelungen auf Verord- nungsstufe für die Umsetzung des Bundesgesetzes über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien äussern zu dürfen.

Die BKW unterstützt das vom Parlament verabschiedete Bundesgesetz. Es beschleunigt den Ausbau der erneuerbaren Energieproduktion in der Schweiz und führt damit zu einer erhöh- ten Versorgungssicherheit - vor allem in den Wintermonaten. Darüber hinaus stellt es ge- wisse Verbesserungen im Bereich der Netzregulierung dar, insbesondere macht es den erfor- derlichen Netzausbau effizienter. Gerade im Bereich des Verteilnetzes werden nach Inkraft- treten der Gesetzesanpassungen jedoch noch massgebliche nächste Schritte nötig sein, so etwa Massnahmen zur Beschleunigung der Verfahren und zur Erhöhung der Verursacherge- rechtigkeit bei der Netzkostentragung.

Die von Ihnen vorgeschlagenen Verordnungsanpassungen weisen aus unserer Sicht hingegen erhebliche Defizite auf, welche eine effektive und effiziente Umsetzung des Bundesgesetzes behindern. Im Folgenden legen wir Ihnen im Detail dar, welche Anpassungen aus unserer Sicht nötig sind.

Im Allgemeinen bedarf es zwingend

• einer Stärkung der Klarheit der Regelungen, um langwierigen Gerichtsverfahren vorzu- beugen,
• einer Vereinfachung der Umsetzung an zahlreichen Stellen und
• der Einführung angemessener Übergangsfristen.

Besonders hervorzuheben sind dabei folgende spezifischen Aspekte:

• Übergangsbestimmungen und -fristen vorsehen
  Alle Regelungen, die Änderungen in den Tarifen oder IT-Systemen der Unternehmen be- dingen, sind frühestens per 1. Januar 2026 in Kraft zu setzen. Wie bei den Energietarifen bereits auf Gesetzesstufe verankert, betrifft dies die Netztarife, neue Formen des de- zentralen Energieaustauschs wie die LEG aber auch Regelungen zu den Flexibilitäten, wel- che neue AGB und Vertragsformen benötigen. Vereinzelt ist hier - im Sinne der Rechtssi- cherheit und Praktikabilität der Regelungen - auch eine noch längere Frist erforderlich.

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• Überregulierung vermeiden und administrative Aufwände senken
  Die Regulierungsdichte und die damit verbundenen administrativen Aufwände würden gemäss der vorliegenden Verordnungsentwürfe erheblich steigen. Eine strikte Regulie- rung zu kaum praxistauglichen Netznutzungstarifen und Flexibilitäten sowie nicht kos- tenorientierten Obergrenzen bei Messtarifen beispielsweise sind weder nötig noch sinn- voll noch nachhaltig. Die Vorschläge werden der Dynamik und Komplexität der Netznut- zung und des Messwesens nicht gerecht. Der Abwicklungsaufwand von Abgeltungen zu Netzverstärkungen und Effizienzvorgaben wäre gemäss den Verordnungsentwürfen im- mens, ohne dabei Mehrwert zu schaffen. Mit der Überregulierung werden pragmatische, praxisnahe und effiziente Lösungen erschwert oder gar verhindert. Es wird für die Netz- betreiber weiterhin kaum möglich, via Tarifierungen Anreize zur Förderung und Verbesse- rung der Netzeffizienz und der Netzsicherheit zu setzen, um dadurch den Bedarf am Netzausbau zu reduzieren. Die Chance, im Rahmen der Verordnungsrevision die intranspa- rente Querfinanzierung der Produktion erneuerbarer Energie, die weder sachgerecht noch effizient ist, zu reduzieren, bleibt ungenutzt. Auf eine Stärkung der Verursachergerech- tigkeit wird verzichtet. Die kleinteilige Regulierung schafft keinen Mehrwert, sondern führt zu Mehrkosten, die von Endverbrauchern getragen werden. Die Umsetzungsbestim- mungen müssen in mehreren Punkten überarbeitet werden.
• Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV), virtuelle ZEV und lokale Elektrizitätsge- meinschaften (LEG)
  Mit der Vorlage werden neben der aktuellen ZEV-Regelung virtuelle Zusammenschlüsse mit und ohne Nutzung der Anschlussleitung sowie lokale Elektrizitätsgemeinschaften im Perimeter einer Gemeinde ermöglicht. Wir schlagen vor, auf die Einführung virtueller ZEV mit Nutzung der Anschlussleitung zu verzichten. Diese haben nämlich erhebliche Nach- teile: Kunden, deren Anschlussleitung über eine Muffe mit dem Stammkabel des VNB ver- bunden ist, können keine virtuelle ZEV bilden, während Kunden, deren Anschlusskabel in einer Verteilkabine gesteckt ist, eine solche bilden können. Diese Diskriminierung rührt von der historischen Anschlusssituation und kann vermieden werden, indem der Bundes- rat in der Verordnung die Nutzung der Anschlussleitung zur Bildung von ZEV nicht gestat- tet. Es bleiben dann immer noch drei einfache und klare Möglichkeiten, lokal erzeugte Elektrizität auszutauschen: Die ZEV nach aktuellem Modell (ein Anschlusspunkt gegen- über dem VNB), die virtuelle ZEV (ohne Nutzung der Anschlussleitung, jedoch mit einem virtuellen Messpunkt unter Nutzung der Smart Meter des VNB, z. B. in Mehrfamilienhäu- sern) und die LEG mit Nutzung des Netzes des VNB. Hinsichtlich der Ausgestaltung der LEG erachtet die BKW die vom Bundesrat vorgeschlagenen Regelungen bezüglich Min- destleistung der Erzeugungsanlagen und Abschlag auf dem Netznutzungstarif als ange- messen, wobei sich letzterer allerdings nur auf die Arbeitskomponente beziehen sollte. Eine weitere Steigerung der Attraktivität von LEG wäre vor dem Anspruch verursacherge- rechter Netzkostentragung nicht vertretbar. Stattdessen sollte die vollständige Markt- öffnung angestrebt werden.
• Sunshine-Regulierungoder Einführung der Anreizregulierung?
  Mit Art. 22a StromVG «Veröffentlichung von Qualitäts- und Effizienzvergleichen» führt das Gesetz neu die Veröffentlichung der Kennzahlenvergleiche der ElCom («Sunshine-Re- gulierung») ein. Hierüber sollen gemäss Botschaft (S. 134 / 135) «graduelle Verbesserun- gen im bestehenden System der kostenbasierten Regulierung angestrebt (werden), wel- che zu einer höheren Effizienz führen können. Die Zielerreichung hängt massgeblich von der Wirkung der veröffentlichten Indizes auf die Eigentümer der Verteilnetze ab (im Sinne der antizipierten Wirkung eines Reputationsverlustes). Erkenntnisse aus der Sunshine-Regulierung können von der ElCom zu vertieften Kostenprüfungen genutzt werden. Zudem wird durch eine regelmässige Evaluation der Netzkostenentwicklung un- ter der Sunshine-Regulierung ein ökonomisch sinnvoller Druck auf die Netzbetreiber auf- gebaut, sich effizient zu verhalten.» Das Benchmarking unter Sunshine-Regulierung sieht

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also wie anhin einen eindimensionalen Kennzahlenvergleich durch die ElCom vor, der neu nun zu publizieren ist. An dieser Vorlage wurden im parlamentarischen Prozess keine Än- derungen vorgenommen. Vom Parlament wurden explizit nicht weitergehende Änderun- gen zur Cost-Plus-Regulierung oder die Einführung einer Anreizregulierung beschlossen. Daher ist es stossend, dass sich nun innerhalb der Verordnung und im erläuternden Be- richt gravierende Änderungen der aktuellen Regulierungspraxis und zentrale Elemente ei- ner Anreizregulierung wiederfinden, welche gemäss Art. 22a Abs. 3 StromVG explizit ei- nes Erlassentwurfs zuhanden der Bundesversammlung bedürften. Hierzu zählen die un- terjährige Ad-hoc-Absenkung der Netznutzungstarife bzw. einzelner Tarifelemente durch die ElCom, sowie die Umsetzung von ökonometrischen Benchmarkingmethoden sowohl durch die ElCom als auch durch das BFE nach Datenlieferung durch die ElCom an das BFE. Diese Regelungen wurden nicht durch das Parlament beschlossen und es fehlt die Grund- lage auf Gesetzesstufe. Entsprechend sind sie aus der Verordnung und dem erläuternden Bericht zur StromVV zu streichen.

• Planungssicherheit für alpine Solaranlagen
  Der Solar-Express enthält sehr ambitionierte Fristen. Innerhalb der Nationalratsdebatte vom 21.12.2023 hat Bundesrat Rösti in Aussicht gestellt, mit einer Verordnungsänderung über den Höhenbonus den speziell teuren alpinen Anlagen für die Zeit nach 2025 die glei- che Förderung wie heute unter dem Solar-Express zu gewähren. Aufgrund umfangreicher Investitionen ist die Investitionssicherheit von entscheidender Bedeutung, welche bisher aufgrund des lediglich mündlichen Statements von Bundesrat Rösti nur mässig gegeben ist. Eine Anpassung der Verordnung, z. B. wie von Bundesrat Rösti versprochen durch die Erhöhung des Höhenbonus, würde die Planungs- und Investitionssicherheit erhöhen. Eine effizientere Alternative wären Spezialauktionen für alpine Solarprojekte, wobei zwischen Auktionsbekanntgabe und -termin genügend Zeit für die Planung der Projekte verfügbar sein müsste. Die Spezialauktionen von Einmalvergütungen sind gemäss Art. 38a EnFV heute schon und bei Annahme des Stromgesetzes zukünftig auch für gleitende Marktprä- mien gemäss Art. 29e EnG möglich. Gemäss der mündlichen Aussage des Bundesrates dür- fen zwar öffentlich aufgelegte Projekte weiterverfolgt werden. Ohne eine Verordnungs- anpassung ist es jedoch deutlich schwieriger, die Bevölkerung in einer Gemeindever- sammlung zu überzeugen, wenn diese weiterhin mit dem Zeithorizont bis 2025 rechnet. Diese Unsicherheit kann dazu führen, dass Projektierende keine Gemeindeversammlung abhalten und die Bevölkerung nicht frühzeitig involviert wird oder sich die Bevölkerung aufgrund der Planungsunsicherheit an einer Gemeindeversammlung gegen ein Projekt entscheidet, da die Seriosität der Planung (auch der Projektierenden) in Frage gestellt wird. Die Anpassungen sind dringend notwendig, denn die eng getakteten Projektzeit- pläne erfordern für den voraussichtlichen Baustart im Frühling 2025 in Kürze definitive Materialbestellungen. Ohne Planungssicherheit droht das Risiko eines Projektabbruchs.
• Wasserkraftreserve
  Die vorgeschlagene moderate Pauschalabgeltung entschädigt weder bei der Vorhaltever- pflichtung der Energie noch bei der allfälligen Vorhalteverpflichtung für Leistung die ent- gangenen Erlöse der Kraftwerksbetreiber, was der Erläuterungsbericht (S. 6 und 7) bestä- tigt. Die Verpflichtung verletzt somit zusätzlich zur in der Bundesverfassung verankerten Wirtschaftsfreiheit auch offensichtlich die Eigentumsgarantie und entspricht einer Ent- eignung. Zudem greift die Verpflichtung in den Markt ein, indem sie Energie zurückhält, die erst im Fall eines Marktversagens genutzt werden kann. Die Vorhaltemenge beein- flusst somit auch das Risiko eines Marktversagens. Vor diesem Hintergrund sollten der Entscheidungskompetenz der ElCom mindestens in der Verordnung gewisse Grenzen ge- setzt oder mindestens qualitative Anforderungen vorgegeben werden. Beispielsweise sollte die Vorhaltemenge nur so hoch angesetzt werden, wie es die Versorgungslage zwingend und nachweislich verlangt. Weiter kann das Verpflichtungsmodell frühestens

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für den Winter 2025/26 zur Anwendung kommen, da die Vorhalteverpflichtung und das Entschädigungsmodell andernfalls bereits ab Oktober 2024 greifen würde, also bevor die Verordnung und das Gesetz überhaupt in Kraft treten.

• Rückliefervergütung
  Die BKW begrüsst die Einführung einer neuen Regulierung zu einer schweizweit einheitli- chen Rückliefervergütung. Die im Entwurf der Energieverordnung vom BFE definierten Anlagenleistungsklassen und die Höhe von Minimalvergütungen erachtet die BKW als sachgerecht und angemessen. Die Berechnungen im erläuternden Bericht zeigen auf, dass die Investitionskosten der Produktionsanlagen innerhalb ihrer Lebensdauer amortisiert werden können. Höhere Minimalvergütungen, wie sie gewisse Interessengruppen fordern, würden zum einen in vielen Fällen zu einer Überförderung und, da die abgenommene Elektrizität nach Art. 15 EnG zur erweiterten Eigenproduktion zählt, auch zu einer Mehr- belastung der grundversorgten Kunden führen. Überdies gilt es zu berücksichtigen, dass Netzbetreiberinnen wie die BKW, die über mehr erweiterte Eigenproduktion als Absatz in der Grundversorgung verfügen, bei Gestehungs- oder Beschaffungskosten, die über dem Marktpreis liegen, systematisch Verluste erleiden. Bei Energiebeschaffungen aus eigener Produktion gehört dies zum unternehmerischen Risiko. Wenn sich diese Verluste aber aus einer gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflicht ergeben, ist das stossend.
• Abregelung der Einspeisung («Peak Shaving»)
  Die Möglichkeit zur unentgeltlichen Abregelung von Einspeisespitzen ist eine langjährige Forderung der BKW, um den Netzausbau und dessen Kosten erheblich zu reduzieren. Die im Verordnungsentwurf vorgeschlagene Ausgestaltung, die sich auf 3% der jährlich pro- duzierten Energie bezieht, ist allerdings kaum praxistauglich. Sie wird zudem den Unter- schieden zwischen den Produktionstechnologien nicht gerecht. An ihrer Stelle fordert die BKW, dass die garantierte Flexibilität ausschliesslich auf neue PV-Anlagen bis zu einer Grösse von 1 MW angewendet wird. Für solche Anlagen soll die Einspeiseleistung beim Netzanschlusspunkt fix auf 70% der installierten Leistung beschränkt werden. Eine sol- che Regelung ist einfach umzusetzen und ist sehr effektiv zur Reduktion der Netzaus- baukosten.
• Effizienzsteigerung durch Elektrizitätslieferanten
  Die neue Verpflichtung für Elektrizitätslieferanten, Massnahmen zur Effizienzsteigerung zu ergreifen, ist noch mit vielen Unwägbarkeiten verbunden. Aus diesem Grund wäre es sinnvoll, genügend Zeit für das «Hochfahren» des neuen Modells einzuräumen. Das würde den Lieferanten, Endverbrauchern und Dienstleistern mehr Rechtssicherheit ge- ben. Um den Umsetzungsaufwand für alle Beteiligten zu verringern, ist die Abwicklung über ein zentrales Register vorzusehen.

Im Anhang senden wir Ihnen unsere detaillierten Anpassungsvorschläge. Für die Berücksich- tigung unserer Stellungnahme bei der weiteren Behandlung des Geschäfts bedanken wir uns im Voraus und stehen Ihnen für Fragen gerne zur Verfügung.

Freundliche Grüsse

BKW Energie AG

Robert Itschner	Dr. Corinne Montandon
CEO	Head of Power Grid
Anhang: Stellungnahme zu den einzelnen Artikeln

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Anhang: Stellungnahme zu den einzelnen Artikeln

Im Folgenden werden die einzelnen Änderungsanträge der BKW aufgeführt und begründet:

1. Energieverordnung (EnV)

Art. 9a Abs. 2

2 Neue und erneuerte Solaranlagen sind von nationalem Interesse, wenn die mittlere erwar- tete Produktion von Oktober bis März mindestens 53 GWh beträgt.

Begründung:

Der Schwellenwert von 5 GWh Winterstrom ist zu hoch. Die Erfahrungen aus dem Solarex- press zeigen, dass die dort geltende Schwelle von 10 GWh Jahresproduktion die Errichtung von Anlagen erschweren, weil die lokale Akzeptanz mit der Grösse der Anlage abnimmt. Zu- dem steigt mit zunehmender Anlagengrösse die erforderliche Grösse des Netzanschlusses und damit die Kosten.

Art. 9ater Speicherwasserkraftwerke für den Zubau für die Stromproduktion im Winter

Zu den Speicherwasserkraftwerken gehören auch Anlagen, undInstallationen und Anschluss- leitungen, die für die Realisierung und den Betrieb der Speicherwasserkraftwerke nach Arti- kel 9a Absatz 3 StromVG notwendig sind.

Begründung:

Es ist wichtig, dass neben den Produktionsanlagen die entsprechende Netzinfrastruktur ebenfalls miteinbezogen wird.

Art. 9aquater Ausgleichsmassnahmen

1. Kommentar
2. Die zusätzlichen Ausgleichsmassnahmen können im Standortkanton der Anlage oder im Umkreis von 144 Kilometern vom Anlagenstandort innerhalb der Schweiz an einem anderen Standort im Kantondurch eine ökologische oder landschaftliche Aufwertung oder in Ausnah- mefällen die Unterschutzstellung eines Perimeters umgesetzt werden.
3. Die direkten und indirekten Kosten der Ausgleichsmassahmen müssen in einem angemes- senen Verhältnis zum volkswirtschaftlichen Nutzen und zum neuen Eingriff des Projekts in die Biodiversität und die Landschaft stehen. Der Umfang der zusätzlichen Ausgleichsmass- nahmen beträgt maximal x % der bilanzierte Wertepunkte der umzusetzenden Ersatzmass- nahmen.
4. Die Ausgleichsmassnahmen müssen nur umgesetzt werden, wenn

a. zwischen der Einreichung des Konzessionsgesuches (Umweltverträglichkeitsprüfung Stufe 1) und der rechtskräftigen Konzession maximal 2 Jahre liegen und

b. wenn zwischen Baugesuch (Umweltverträglichkeitsprüfung Stufe 2) und der rechtskräfti- gen Baubewilligung maximal 2 Jahre liegen.

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Begründung:

Abs. 1: Als «Ausgleichsmassnahmen» sollen auch Massnahmen zum Unterhalt und zur Pflege von Biodiversität und Landschaft möglich sein (nicht nur Massnahmen im Sinne neuer Inves- titionen).

Abs. 2: Die Einschränkung auf Massnahmen auf den Standortkanton ist zu restriktiv. Die Er-

klärung des Runden Tisches (S. 9) erläutert demnach: «Wenn möglich und sinnvoll, sollen sie [die Ausgleichsmassnahmen] in räumlicher Nähe des Projekts festgelegt werden». Das Wort «räumlich» wird näher spezifiziert mit: «Die Ausgleichsmassnahmen können in einem weite- ren geographischen Raum ausgesucht werden (im Prinzip auf der gesamten betroffenen Kan- tonsfläche).». Allerdings findet aufgrund der unterschiedlichen Kantonsgrössen mit dem bis- herigen Verordnungsentwurf eine Ungleichbehandlung der verschiedenen Projekte statt, wie z. B. zwischen dem Speicherwasserkraftprojekt Reusskaskade in Uri gegenüber Curnera- Nalps in Graubünden. Im Sinne der Gleichbehandlung sollte deshalb ein minimaler Perimeter gelten, welcher durch den maximalen Durchmesser der Schweizer Kantone definiert wird. Der vorgeschlagene Wert von 144 Kilometern aus dem Kanton Graubünden wäre durch das Bundesamt für Landestopografie swisstopo zu prüfen. Die Ausgleichsmassnahmen sollen weiterhin in der Schweiz umgesetzt werden. Die beantragte Änderung würde auch dem Ziel des Runden Tisches entsprechen, dass Ausgleichsmassnahmen einen möglichst grossen Mehrwert für Biodiversität und Landschaft erbringen sollen. In einem kleinen Kanton kann das Nutzen-Kosten-Verhältnisaufgrund möglicher räumlicher Gegebenheiten oder allenfalls bereits erschöpftem Massnahmenpotential schlechter sein als in einem grossen Kanton.

Des Weiteren soll die Unterschutzstellung eines Perimeters nur in Ausnahmefällen vorge- nommen werden. Dies könnte weitere zukünftige Projekte erschweren oder sogar verun- möglichen und steht somit in einem Widerspruch zu den übergeordneten Ausbauzielen des Bundes sowie diejenigen des Runden Tisches. Um diesen Zielkonflikt zu vermeiden, sollen die derzeit für die Wasserkraft nutzbaren Gebiete und Gewässerstrecken nur in Ausnahmefällen und mangels anderer projektspezifischer Ausgleichsmassnahmen weiter eingeschränkt wer- den.

Abs. 3: Der Begriff «angemessen» ist unkonkret, wobei die Erklärung des Runden Tisches (S.

1. erläutert, dass die Frage der Angemessenheit Gegenstand von projektspezifischen Ver- handlungen sei. Allerdings kann eine projektspezifische Verhandlung zur Definition der Ange- messenheit zu Projektverzögerungen führen, was nicht im Sinne des Runden Tisches wäre. Um Projekten mehr Rechts- und Investitionssicherheit zu gewähren und langwierige Ge- richtsverfahren zu vermeiden, sollte der maximale Umfang der Ausgleichmassnahmen auf Verordnungsstufe fixiert werden. Ein Referenzwert können bilanzierte Wertepunkte im Rah- men der Ersatzmassnahmen sein, welche die Lebensraumqualität vor und nach einem Ein- griff berechnen. Die bilanzierten Wertepunkte werden teils auch Biotop-Punkte oder Öko- punkte genannt. Gemäss der Bewertungsmethode zu Eingriffen in schützenswerte Lebens- räume (S. 33) müssen die Ersatzmassnahmen «so gewählt und dimensioniert sein, dass die Bi- lanz von Verlust und Gewinn an Biotop-Punktenmindestens ausgeglichen sind.» Demnach be- rücksichtigt die Verwendung von bilanzierten Wertepunkten als Referenzwert die projekt- spezifische Intensität des Eingriffs. Der %-Wert der zusätzlichen Ausgleichsmassnahmen für das Verhältnis zu den Ersatzmassnahmen könnte mittels Verhandlungen aller Beteiligten des Runden Tisches festgelegt werden. Bei den Verhandlungen müsste berücksichtigt werden, dass der Runde Tisch die teilweise Übererfüllung des gesetzlichen Minimums der Ersatzmas- snahmen anerkannt hat. Die Festlegung eines %-Wertes für alle Projekte des Runden Tisches würde zur Gleichbehandlung der betroffenen Projekte beitragen und könnte die Prozesse massgeblich beschleunigen. So müssten die Verhandlungen nicht mehrmals geführt werden.

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Abs. 4: Die Pflicht zur Umsetzung der Ausgleichsmassnahmen soll an ein schnelles Bewilli- gungsverfahren geknüpft sein. Die Zielsetzung des Runden Tisches war es, mit den genann- ten Projekten die saisonale Speicherproduktion im Umfang von 2 TWh bis ins Jahr 2040 an- zustreben, was auch entsprechend genügend schnelle Bewilligungsverfahren benötigt.

Art. 12 Vergütung

1bis Kommentar

1ter (neu) Netzbetreiber erhalten von der Vollzugsstelle pro kWh abgenommene Elektrizität nach Artikel 15 EnG ein Bewirtschaftungsentgelt nach Artikel 26 Abs. 4 und 5 EnFV.

Begründung:

Kommentar zum Abs. 1bis: Die BKW begrüsst das neue Modell mit einer schweizweit einheitli- chen Rückliefervergütung, die sich am vierteljährlich gemittelten Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung orientiert. Die vom BFE definierten Mindestvergütungen erscheinen uns plausibel. Von höheren Mindestvergütungen sollte dringend abgesehen werden, da sich die meisten PV-Anlagen mit den im Entwurf der EnV definierten Mindestvergütungen innerhalb ihrer Lebensdauer amortisieren können. Auch für Anlagen mit einer Leistung zwischen 30 kW und 150 kW mit Eigenverbrauch bietet die vorgeschlagene Minimalvergütung von 0 Rp./kWh eine Absicherung gegen negative Marktpreise. Höhere Mindestvergütungen würden ferner dazu führen, dass die Rückliefervergütung in einem grösseren Umfang aus der Grundversor- gung quersubventioniert werden müsste.

Darüber hinaus gilt es zu berücksichtigen, dass Netzbetreiberinnen wie die BKW, die über mehr erweiterte Eigenproduktion als Absatz in der Grundversorgung verfügen, bei Geste- hungs- oder Beschaffungskosten, die über dem Marktpreis liegen, systematisch Verluste er- leiden. Dies liegt daran, dass sie nicht die gesamte Energiemenge in der Grundversorgung ab- setzen können. Bei Energiebeschaffungen aus eigener Produktion gehört dies zum unterneh- merischen Risiko. Wenn sich diese Verluste aber aus einer gesetzlichen Abnahme- und Ver- gütungspflicht ergeben, ist das stossend. Mit dem rapiden Ausbau der dezentralen Produk- tion werden in den kommenden Jahren mehr und mehr Netzbetreiberinnen in diese Situation kommen. Für die Abnahme und Vergütung der Elektrizität muss eine Lösung gewählt werden, die die verpflichteten Marktakteure schadlos hält. Besteht der politische Wille, Kleinprodu- zenten gegen Marktpreisschwankungen abzusichern, ist diese Versicherungsleistung durch die Allgemeinheit zu tragen.

Dass sich Anlagen mit Eigenverbrauch bei einer Lebensdauer von 25 Jahren oder mehr be- reits nach 8 Jahre amortisieren, ist zudem kritisch zu sehen. Offenbar sind die Vorteile aus dem Eigenverbrauch unverhältnismässig hoch, da Prosumer sich in einem geringeren Umfang an den fixen Netzkosten beteiligen und keinen Betrag zur Stromreserve und Netzzuschlag leisten. Es kommt zu einer sichtbaren Quersubventionierung, die weder sachgerecht noch solidarisch ist. Zudem ist eine indirekte Subventionierung gegenüber einer direkten Subven- tionierung ineffizienter. Um dem entgegenzuwirken, müssten die Bestimmungen im Artikel 18a StromVV (neu) angepasst werden. Die Vorgaben zu mindestens 70% als mengenabhängi- ger Arbeitstarif (Rp./kWh) müsste deutlich abgesenkt bzw. gar auf eine Entgeltsystematik mit mengenunabhängigen Netztarifen (Flatrates) umgestellt werden. Prosumer würden da- mit Anreize erhalten, ihre Anschlusskapazität dauerhaft zu reduzieren, damit ihr jährlicher Fixbetrag für die Netznutzung sinkt. Die reduzierte Anschlussleistung führt zu einem gerin- geren Netzausbau, was wiederum allen zugutekommt und volkswirtschaftlich sinnvoll ist.

Abs. 1ter (neu): Mit dem Zubau von erneuerbaren Energien werden Netzbetreiber immer mehr dezentral erzeugte Elektrizität abnehmen müssen. Für die Abnahme- und Vergütungspflicht entstehen den Netzbetreibern Kosten, die zu decken sind.

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Anlagenbetreiber in der Direktvermarktung nach Art. 21 EnG erhalten bereits ein Bewirt- schaftungsentgelt. Das Bewirtschaftungsentgelt soll sicherstellen, dass die Anlagenbetreiber aus den Vermarktungskosten keine Nachteile erleiden. Netzbetreiber müssen ebenfalls die ihnen angebotene Elektrizität (Rücklieferung) vermarkten, wobei sie die Kosten selbst zu tragen haben. Die Kosten für die Vermarktung der abgenommenen Elektrizität setzen sich aus Fixkosten, wie Administration, Systemen, Vermarktung im Allgemeinen, und variablen Kosten, wie Ausgleichsenergiekosten, zusammen. Für die Vermarktung der Elektrizität aus der Rücklieferung soll Netzbetreibern deshalb ein Bewirtschaftungsentgelt zustehen.

Art. 14 Ort der Produktion

3 Befindet sich ein Zusammenschluss zum Eigenverbrauch auf einer Spannungsebene unter 1 kV, kann die Anschlussleitung sowie der entsprechende Netzanschlusspunkt für den Eigen- verbrauch genutzt werden.

Begründung:

Abs. 3 setzt die mit dem Mantelerlass ergänzte «Kann-Regelung» des Art. 16 EnG («Der Bun- desrat erlässt Bestimmungen zur Definition und Eingrenzung des Orts der Produktion; er kann die Nutzung von Anschlussleitungen erlauben.») um. Die Verwendung von Anschlusslei- tungen für die Gründung eines Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch (ZEV) wirkt diskrimi- nierend auf die Endverbraucher, da Anschlussleitungen, welche in der Verteilkabine enden auch unter Nutzung von weiteren Verteilnetzelementen im erläuternden Bericht explizit zu- gelassen werden, während die Anschlussleitungen, welche mit dem Stammkabel vermufft sind, eine noch weiter gehenden Nutzung des Verteilnetzes (nämlich das NE-7 Kabel) mit sich brächten und auszuschliessen sind. Neben der Diskriminierung der Endverbraucher in Bezug auf die Anschlusssituation werden auch Fragen der Kostentragung und Anschlusstari- fierung neu zu regeln sein: Instandhaltung und Ersatz des Anschlusskabels werden heute von der Verteilnetzbetreiberin getragen, da sich diese Leitung in ihrem Eigentum befindet. (Der Anschlussnehmer hat hier bei der Erstellung lediglich einen Kostenbeitrag geleistet). Neu müssten diese von der virtuellen ZEV übernommen werden. Auch die Anschlusskosten dürf- ten vielerorts steigen, indem sie nicht nur einen pauschalen Kostenbeitrag, sondern im Hin- blick auf die mögliche Nutzung in einer virtuellen ZEV die gesamten Kosten umfassen dürf- ten. Wie eingangs aufgeführt, war die mögliche Nutzung der Anschlussleitung für eine virtu- elle ZEV Teil der Botschaft zum Mantelerlass. Mit der im parlamentarischen Prozess neu ent- wickelten lokalen Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) ist sie allerdings obsolet.

Das Stromnetz wird stetig um- und ausgebaut. Dabei sind die Netzbetreiber angehalten, den Bau und Unterhalt des Netzes leistungsfähig, sicher und effizient vorzunehmen. Beim Um- und Ausbau der Elektrizitätsnetze können Veränderungen bei der Niederspannungsverteilung (z.B. Versetzung von Verteilkabinen, Bau neuer Transformatorenstationen) vorgenommen werden. Einzelne Veränderungen können dazu führen, dass ZEV nach Absatz 3 nicht mehr möglich werden. Eine Bestandsgarantie für ZEV kann nicht abgegeben werden, was zu Unsi- cherheiten bei ZEV-Teilnehmern führen würde.

Entsprechend ist auf die Umsetzung von Art. 16 EnG in Bezug auf die Nutzung der Anschluss- leitung in der Verordnung zu verzichten.

Art. 16a Abrechnung der externen Kosten

1 Als externe Kosten gelten die Kosten, die anfallen für:

abis (neu) das Messwesen nach Artikel 8aquinquies Absatz 5 StromVV (neu) und die damit ver- bundenen Installationen;

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Begründung:

Abs. 1 Bst. abis: Nach Art. 8aquinquies Abs. 5 StromVV (neu) kann ein Teilnehmer eines Zusam- menschlusses zum Eigenverbrauch oder einer lokalen Elektrizitätsgemeinschaft oder ein Speicherbetreiber die Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem verlangen. Kosten für solche Messungen samt Installationskosten sind für Zusammenschlüsse zum Eigenver- brauch Teil der externen Kosten. Die allfälligen internen Umbaukosten (neues Tableau, geän- derte Verkabelung etc.) sind vom Eigentümer zu tragen.

Art. 18 Verhältnis zum Netzbetreiber

5 Der Netzbetreiber teilt der Grundeigentümerin oder dem Grundeigentümer innert 14 Tagen20 Arbeitstagen die für die Bildung eines Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch notwendi- gen Informationen mit.

6 Er rechnet den Verbrauch der Endverbraucherinnen und Endverbraucher, die nicht an einem Zusammenschluss zum Eigenverbrauchs teilnehmen, separat ab und stellt der Grundeigentü- merin oder dem Grundeigentümer die für die Abrechnung notwendigen Daten zur Verfügung.

Begründung:

Abs. 5: Die Frist von 14 Tagen ist für eine operative Umsetzung zu kurz. Feiertage und sons- tige Vorkommnisse müssen bei der Bestimmung mitbedacht werden. Die Frist muss daher auf 20 Arbeitstage geändert werden.

Abs. 6: Dass die Endverbraucher, die nicht an einem Zusammenschluss teilnehmen, separat abgerechnet werden, ergibt sich aus dem Kontext. Die Daten dieser Endverbraucher dürfen dem Zusammenschluss aus Datenschutzgründen nicht zur Verfügung gestellt werden. Sie bringen dem Zusammenschluss aber auch keinen Mehrwert, da sie für ihn nicht abrech- nungsrelevant sind. Im (virtuellen) Messpunkt des ZEV sind die Daten der Endverbraucher, welche nicht im ZEV sind, nicht enthalten.

Art. 51a Zielvorgaben

1 Elektrizitätslieferanten, die in den vorangegangenen drei Kalenderjahren durchschnittlich 10 GWh500 MWh oder mehr Elektrizität an ihre Endverbraucherinnen und Endverbraucher abgesetzt haben (Referenzstromabsatz), müssen jährlich Stromeinsparungen durch Effi- zienzsteigerungen im Umfang von 21 Prozent ihres Referenzstromabsatzes realisieren.

2 Bei der Berechnung des Referenzstromabsatzes nicht berücksichtigt werden Lieferungen an:

a. Endverbraucherinnen und Endverbraucher, deren Elektrizitätskosten mindestens 2010 Prozent der Bruttowertschöpfung ausmachen;

b. Kraftwerke und Speicher ohne Endverbrauch nach Artikel 14a Absatz 1 StromVG.

c. Endverbraucher, die mit dem Bund oder einem Kanton eine Zielvereinbarung abgeschlos- sen haben.

3 (neu) Änderungen der Zielvorgabe nach Absatz 1 werden 3 Jahre im Voraus bekannt gege- ben.

4 (neu) Der Referenzstromabsatz bezieht sich auf die effektive Lieferung des Elektrizitäts- lieferanten an Endverbraucher.

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Begründung:

Abs. 1: Die vorgeschlagene Ausnahme für Lieferanten mit weniger als 10 GWh Absatz im Jahr führt zu Wettbewerbsverzerrungen und einer Ungleichbehandlung zwischen den Lieferanten. Um dies zu vermeiden, ist die Grenze deutlich abzusenken. Zudem sollte die Höhe des Schwellenwerts auf einem bestehenden System basieren und nicht willkürlich neu gesetzt werden. Gemäss Art. 4 Abs. 4 EnV werden Lieferanten mit einer Liefermenge unter 500 MWh von der Stromkennzeichnung ausgenommen. Diesen Schwellenwert hat das BFE im Erläute- rungsbericht zur Totalrevision der EnV vom 01.11.2017 wie folgt begründet: «Aus Gründen der Verhältnismässigkeit sind in Absatz 4 sehr kleine Lieferanten von der Veröffentlichungs- pflicht ausgenommen, nicht jedoch von der Kennzeichnungspflicht gegenüber den Endkun- dinnen und Endkunden. Die De-minimis-Grenze ist bei 500 MWh pro Jahr angesetzt, was in etwa dem Verbrauch von 100 Haushalten entspricht. Da die Grenze nur sehr kleine Lieferan- ten betrifft, die nicht im freien Markt tätig sind, besteht keine Gefahr einer Wettbewerbs- verzerrung.» Für die Effizienzmassnahmen gelten die gleichen Argumente. Um Wettbewerbs- verzerrungen zu vermeiden, muss der Schwellenwert von 10 GWh auf 500 MWh abgesenkt werden.

Auch die Zielvorgabe von 2 Prozent erachten wir als zu hoch. Gemäss Beschluss des Natio- nalrates vom 15.03.2023 zu Art. 46b EnG sollte der Bundesrat den Anteil auf höchstens 2 Prozent bezogen auf den Absatz des Winterhalbjahres festlegen. Bei der Einführung eines neuen Systems, zu dem weder Studien zum Einsparpotential noch Erfahrungswerte vorlie- gen, sollte nicht sogleich mit dem Maximalwert gestartet werden. Das neue System muss sich erst etablieren. Mit Einführung des neuen Modells müsste daher die Zielvorgabe nicht bei 2 Prozent des Referenzstromabsatzes, sondern bei höchstens 1 Prozent angesetzt wer- den. Hat sich das System etabliert, können die Zielvorgaben bei Bedarf mit einer genügenden Vorlaufszeit angepasst werden.

Abs. 2: Die Definition von stromintensiven Unternehmen sollte auf das bestehende Instrument der Zielvereinbarungen mit Rückerstattung Netzzuschlag abstützen. Gemäss Art. 39 Abs. 1 EnG erhalten Endverbraucherinnen und Endverbraucher, deren Elektrizitätskosten mindestens 10 Prozent der Bruttowertschöpfung ausmachen, auf Antrag den bezahlten Netzzuschlag vollumfänglich zurückerstattet.

Neben dem Absatz an stromintensive Unternehmen sollte für das Festlegen der Referenzab- satzmenge auch der Absatz an Endverbraucher, die mit dem Bund oder einem Kanton eine Zielvereinbarung abgeschlossen haben, nicht berücksichtigt werden. Solche Kunden haben sich bereits zum Erfüllen von Effizienzmassnahmen verpflichtet.

Abs. 3 (neu): Lieferanten schliessen mit Endverbrauchern, die vom Netzzugang Gebrauch ge- macht haben, fortlaufend Lieferverträge ab, zum grossen Teil Mehrjahresverträge. Auch für die Versorgung von Endverbraucherinnen und Endverbrauchern in der Grundversorgung wer- den Mehrjahresverträge abgeschlossen. Die neuen Bestimmungen im Art. 6 StromVG machen eine mehrjährige Beschaffung verpflichtend. Die Lieferanten und die Endverbraucher benöti- gen Rechts- und Planungssicherheiten. Sollte die Zielvorgabe später angepasst werden, muss allen Marktteilnehmern eine genügende Vorlaufzeit eingeräumt werden.

Abs. 4 (neu): Der Referenzabsatz muss sich auf die von jedem Lieferanten effektiv gelieferte Elektrizität beziehen. Dies ist insbesondere für Liefermengen an Marktkunden entscheidend. Marktkunden können bei einem Lieferanten einen Vollversorgungsvertrag abschliessen oder aber die benötigte Elektrizität bei mehreren Lieferanten beschaffen (Mehrvertragsmodell).

Jeder Lieferant sollte dabei nur für seinen Lieferanteil Effizienzverpflichtungen erhalten.

Beispiel für ein Mehrvertragsmodell:

• Ein Marktkunde beschafft die notwendige Elektrizität von 100 GWh bei 4 Lieferanten.
• Beim Lieferanten A wird ein Produkt für 40 GWh eingekauft.

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