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Timestamp: 2019-06-25 18:45:50+00:00

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Energiestrategie 2050 - EVU Partners
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2017-06-282017-06-30http://www.evupartners.ch/evupartners/wp-content/uploads/2017/01/logo_evu-partnerag_rgb-72_o_claim.jpgEVU Partners 200px200px
Mit seiner Zustimmung zur Revision des EnG am 21. Mai 2017 hat die schweizerische Stimmbevölkerung das erste Massnahmenpaket der ES2050 genehmigt. Eine Vielzahl der in diesem Paket enthaltenen Massnahmen ist insbesondere auch für Verteilnetzbetreiber von grosser Bedeutung. Wichtig ist jedoch im aktuellen Zeitpunkt die Unterscheidung zwischen Gesetzes- und Verordnungsstufe. Währenddem die auf Gesetzesstufe festgelegten Bestimmungen in der vorliegenden Fassung per 1. Januar 2018 in Kraft treten werden, sind die vorgeschlagenen Bestimmungen auf Verordnungsstufe noch nicht definitiv und können bis zur Inkraftsetzung noch Änderungen unterliegen. Das Ausmass und der Umfang dieser möglichen Änderungen werden jedoch für die Verteilnetzbetreiber vielfach entscheidend sein. Aus Sicht der Verteilnetzbetreiber scheint es angezeigt, sich nicht auf eine mögliche Ausprägung in den Verordnungen zu fixieren, sondern verschiedene Szenarien in der Planung zu berücksichtigen.
Am 21. Mai 2017 hat die schweizerische Stimmbevölkerung der Revision des Energiegesetzes (EnG) zugestimmt und damit das erste Massnahmenpaket im Rahmen der „Energiestrategie 2050“ (ES2050) genehmigt. Aufgrund des Umfangs als auch der Komplexität der Vorlage ist es aufwändig, sich ein detailliertes Bild über die neuen rechtlichen Vorgaben und die erwarteten Auswirkungen zu verschaffen. Der Umfang der aktuellen Vernehmlassungsunterlagen beläuft sich auf rund 280 Seiten Verordnungstext und erläuternde Berichte. Es stellt sich nun die Frage, welche Veränderungen die schweizerischen Verteilnetzbetreiber aufgrund des revidierten EnG ab 2018 effektiv zu gewärtigen haben und welche Veränderungen im Rahmen der weiteren Arbeiten auf Verordnungsstufe noch unsicher sind. Der vorliegende Artikel soll ohne Anspruch auf Vollständigkeit eine zusammenfassende Übersicht über die beschlossenen und erwarteten Veränderungen liefern und insbesondere den Verteilnetzbetreibern damit eine Hilfestellung für die zukünftige Ausrichtung bieten.
Als effektiver Auslöser der ES2050 ist das tragische Unglück in Fukushima am 11. März 2011 zu bezeichnen. Wenige Wochen später hat der Bundesrat am 25. Mai 2011 seinen Beschluss zum Ausstieg aus der Kernenergie kommuniziert. Nach umfangreichen Arbeiten zu möglichen energiepolitischen Stossrichtungen und Modellrechnungen fand im Zeitraum vom 28. September 2012 bis 31. Januar 2013 die Vernehmlassung zum revidierten EnG statt. Die nachfolgende Botschaft des Bundesrates an das Parlament wurde am 4. September 2013 publiziert. Nach einem rund dreijährigen parlamentarischen Prozess fand am 30. September 2016 die Schlussabstimmung in National- und Ständerat statt. Aufgrund des ergriffenen Referendums war eine Volksabstimmung nötig. Diese fand am 21. Mai 2017 statt. Aufgrund des bundesrätlichen Zieles, die ES2050 sowohl auf Gesetzes- als auch auf Verordnungsstufe per 1. Januar 2018 in Kraft zu setzen, fand bereits im Zeitraum vom 1. Februar 2017 bis 8. Mai 2017 die Vernehmlassung zu den erforderlichen Verordnungen statt. Neben der Energieverordnung (EnV) sind dies die neue Energieförderungsverordnung (EnFV), die neue Energieeffizienzverordnung (EnEV), die Herkunftsnachweis-Verordnung (HKSV), die Kernenergieverordnung (KEV), die Stromversorgungsverordnung (StromVV), die CO2-Verordnung (CO2-V), die Gebührenverordnung im Energiebereich (GebV-En) und die Landesgeologieverordnung (LGeolV). Die nachfolgende Abbildung gibt einen Überblick über die Entstehung der ES2050.
Abbildung 1: Entstehung der ES2050 (1)
Nachfolgend werden für diese acht Themenfelder die wichtigsten Massnahmen gemäss revidiertem EnG vom 30. September 2016 erläutert sowie die wichtigsten auf Verordnungsstufe noch zu regelnden Punkte aufgezeigt. Das vorliegende Dokument erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Ergänzend zu den gemachten Ausführungen haben die Verteilnetzbetreiber noch etliche weitere Bestimmungen zu berücksichtigen.
Stromkennzeichnung (Art. 9 EnG)
Alle Verteilnetzbetreiber, die Endverbraucher beliefern, müssen sowohl eine Elektrizitätsbuchhaltung führen als auch die Endverbraucher über die Menge, die eingesetzten Energieträger und den Produktionsort der gelieferten Elektrizität (Kennzeichnung) informieren. Insofern wird das aktuelle System der Stromkennzeichnung mit zugrundeliegender Elektrizitätsbuchhaltung beibehalten.
Auf Verordnungsstufe wird zu entscheiden sein, ob die Kennzeichnungspflicht zukünftig vollumfänglich bzw. für jede gelieferte Kilowattstunde gilt oder ob auch nach wie vor Strom aus „nicht überprüfbaren Energieträgern“ (Graustrom) deklariert werden darf. Im aktuellen Entwurf der EnV ist neu eine vollständige Deklarationspflicht vorgesehen, d.h. für jede gelieferte Kilowattstunde muss ein Herkunftsnachweis bestehen. Ebenfalls wird die zukünftige Art und Weise der Information der Endverbraucherinnen und Endverbraucher zu klären sein. Es stellt sich hier die Frage, ob die Verteilnetzbetreiber weiterhin zwischen einer gesamthaften (Lieferantenmix) oder individuellen (Produktemix) Kennzeichnung wählen dürfen. Auch muss geklärt werden, ob der Lieferantenmix und die gesamthaft an die Endverbraucher gelieferte Menge wie bisher veröffentlicht werden muss (www.stromkennzeichnung.ch). Schlussendlich muss festgelegt werden, wann die geplanten Veränderungen bei der Stromkennzeichnung in Kraft treten. Im aktuellen Entwurf der EnV ist dies erstmals für das Lieferjahr 2018 vorgesehen.
Abnahme- und Vergütungspflicht (Art. 15 EnG)
Die Verteilnetzbetreiber haben die Pflicht, die in ihrem Netzgebiet produzierte Elektrizität – nicht jedoch den ökologischen Mehrwert – abzunehmen und angemessen zu vergüten, wenn diese aus Anlagen mit einer Leistung von höchstens 2 MW oder einer jährlichen Produktion (abzüglich eines allfälligen Eigenverbrauchs) von höchstens 5’000 MWh stammt. Es besteht somit eine technologieneutrale Leistungs- und Produktionsobergrenze. Die Vergütung richtet sich bei Elektrizität aus erneuerbaren Energien nach den vermiedenen Kosten des Verteilnetzbetreibers für die Beschaffung gleichwertiger Elektrizität und bei Elektrizität aus (teilweise) fossil befeuerten Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen nach dem Marktpreis im Zeitpunkt der Einspeisung. Die Abnahme- und Vergütungspflicht gilt jedoch nicht, wenn die Anlage am Einspeisevergütungssystem (vgl. Kapitel 4.4) teilnimmt. Im Grundsatz wird die aktuelle Abnahme- und Vergütungspflicht somit beibehalten.
Der strittigste Punkt auf Verordnungsstufe dürfte die Definition der Vergütung für Elektrizität aus erneuerbaren Energien sein. Die aktuellen Bestimmungen in der Vernehmlassung sehen vor, dass sich die Kosten, die der Verteilnetzbetreiber für die Beschaffung gleichwertiger Elektrizität vermeidet, nach den Kosten des Bezugs bei Dritten und den Gestehungskosten der eigenen Produktionsanlagen richten. Die Vergütung würde sich somit faktisch wieder an den Energietarifen in der Grundversorgung orientieren. Dies wäre eine Abkehr von der seit April 2016 von der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom) verfügten Praxis von Rückliefervergütungen zu vermiedenen Beschaffungspreisen von Graustrom (unabhängig von den Gestehungskosten der Eigenproduktion) und würde für alle Verteilnetzbetreiber mit Eigenproduktion wieder zu deutlich steigenden Rückliefervergütungen führen. Dies ist insofern erstaunlich, als dass die ElCom die ursprüngliche Vollzugshilfe des Bundesamtes für Energie (BFE), wonach die Rückliefervergütungen basierend auf dem Haushaltstarif abzüglich 8% Marge anzusetzen seien, als gesetzeswidrig beurteilte.(2) Obschon der Gesetzeswortlaut in diesem Punkt materiell nicht angepasst wurde, will der Bundesrat nun offenbar via Anpassung auf Verordnungsstufe höhere Rückspeisevergütungen durchsetzen. Inwiefern diese Verordnungsbestimmung jedoch gesetzeskonform wäre, bleibt abzuwarten. Ein im Auftrag des Verbandes der Schweizerischen Elektrizitätsunternehmen (VSE) erstelltes Rechtsgutachten verneint die Gesetzeskonformität des Verordnungsentwurfes in diesem Punkt klar.(3)
Eigenverbrauch (Art. 16–18 EnG)
Die Betreiber von Anlagen dürfen die selbst produzierte Energie am Ort der Produktion ganz oder teilweise selber verbrauchen oder sie dürfen die selbst produzierte Energie auch zum Verbrauch am Ort der Produktion ganz oder teilweise veräussern. Sind am Ort der Produktion mehrere Grundeigentümer auch Endverbraucher, so können sie sich zum gemeinsamen Eigenverbrauch (Eigenverbrauchsgemeinschaft) zusammenschliessen, sofern die gesamte Produktionsleistung im Verhältnis zur Anschlussleistung am Messpunkt erheblich ist. Grundeigentümer können einen gemeinsamen Eigenverbrauch am Ort der Produktion auch für Endverbraucher vorsehen, die in einem Miet- oder Pachtverhältnis zu ihnen stehen. Diese haben bei der Einführung des gemeinsamen Eigenverbrauchs durch den Grundeigentümer die Möglichkeit, sich für die Grundversorgung durch den zuständigen Verteilnetzbetreiber zu entscheiden. Die Grundeigentümer haben die mit der Einführung des gemeinsamen Eigenverbrauchs verbundenen Kosten grundsätzlich selber zu tragen, soweit sie nicht durch das Netznutzungsentgelt gedeckt sind. Sie dürfen diese Kosten nicht auf Mieter oder Pächter überwälzen. Nach dem Zusammenschluss verfügen die Endverbraucher gegenüber dem Verteilnetzbetreiber gemeinsam über einen einzigen Messpunkt wie ein Endverbraucher. Sie sind gemeinsam – insbesondere auch hinsichtlich des Anspruchs auf Netzzugang – wie ein einziger Endverbraucher zu behandeln. Mit diesen Bestimmungen werden die bisherigen Möglichkeiten für den Eigenverbrauch massgeblich ausgeweitet. Nicht nur darf der Betreiber der Anlage die Energie wie bisher selber verbrauchen, sondern neu auch veräussern. Weiter können sich mehrere Grundeigentümer sowie ihre jeweiligen Mieter und Pächter für den Eigenverbrauch zusammenschliessen. Mit dieser Möglichkeit können Endverbraucher, die bisher keinen Anspruch auf Netzzugang hatten, nun einen solchen Anspruch erhalten. Der Elektrizitätsmarkt wird dadurch faktisch weiter geöffnet (sog. „kalte Marktöffnung“). Je nach Ausgestaltung dieser Regel kann diese Ausweitung des Eigenverbrauchs eine 180°-Wende im Vergleich zur bisherigen, restriktiven Regelung im Umgang mit Arealnetzen bedeuten. Für Verteilnetzbetreiber ist damit eine Chance für neue Dienstleistungen für solche Eigenverbrauchsareale einerseits und ein Risiko eines neuen Wettbewerbs innerhalb des bisher geschützten Verteilnetzes andererseits verbunden. Während für grosse Verteilnetzbetreiber die Chancen im Kontext neuer Geschäftsmodelle und Dienstleistungsangebote überwiegen, dürften kleine und mittlere Verteilnetzbetreiber primär weiter abnehmende Ausspeisemengen, weniger Niederspannungskunden und weitere Verluste von Endkunden im Vertrieb realisieren müssen.
Im Kontext des Eigenverbrauchs sind auf Verordnungsstufe daher für Verteilnetzbetreiber zentrale Themen zu klären. Die beiden wichtigsten Themen sind vermutlich die Definition des Orts der Produktion (aktueller Entwurf der EnV: keine Beanspruchung des Netzes des Verteilnetzbetreibers) sowie die Festlegung des erforderlichen Verhältnisses von Produktions- und Anschlussleistung (aktueller Entwurf der EnV: 10%). Auch muss geklärt werden, welche Pflichten eines Verteilnetzbetreibers gemäss Stromversorgungsgesetzgebung (z.B. bezüglich Offenlegung) ein Grundeigentümer ebenfalls berücksichtigen muss. Schlussendlich sind der Umgang mit Speichern, die Prozesse und Fristen bei Ein- und Austritt zum Eigenverbrauch sowie die kostenmässige Behandlung von aufgrund des Eigenverbrauchs nicht mehr genutzten Anlagen des Verteilnetzbetreibers zu regeln. Insbesondere der letzte Punkt ist in den aktuellen Verordnungsentwürfen noch nicht klar geregelt.
Einspeisevergütung (inkl. Direktvermarktung) (Art. 19–21, 38 EnG) (4)
Das Einspeisevergütungssystem löst die bisherige «kostendeckende Einspeisevergütung» (KEV) gemäss Art. 7a EnG ab. Das System wird aus einem Fonds gespeist. Je nach verfügbaren Mittel kann eine unterschiedliche Anzahl von Anlagen unterstützt werden. Im Falle der Sonnenergie ist zu berücksichtigen, dass Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von weniger als 30 kW nicht am Einspeisevergütungssystem teilnehmen können, sondern eine Einmalvergütung enthalten (vgl. Kapitel 4.5). Der Bundesrat kann diese Leistungsgrenze erhöhen. Gibt es eine Überschneidung zwischen der unteren Leistungsgrenze des Einspeisevergütungssystems und der oberen Leistungsgrenze der Einmalvergütung, so können die Anlagebetreiber zwischen Einspeisevergütungssystem und Einmalvergütung wählen. Weiter kann der Bundesrat vorsehen, dass das Einspeisevergütungssystem in Kombination mit Eigenverbrauch bzw. mit gemeinsamem Eigenverbrauch genutzt werden kann. Eine wichtige Neuerung im Vergleich zur heutigen KEV ist die Mechanik der Vergütung. Der Betreiber erhält zukünftig eine Vergütung aus zwei Komponenten: den Marktpreis durch die Direktvermarktung und die Einspeiseprämie von der Vollzugsstelle. Wenn ein Betreiber durch den selbständigen Verkauf der Elektrizität am Markt einen Marktpreis über dem Referenzmarktpreis erzielen kann, ist sein Gesamterlös höher als der Vergütungssatz. Die Betreiber haben somit einen Anreiz, ihre Produktion in Zeiten mit hohen Marktpreisen zu verkaufen bzw. einen Anreiz für zeitgerechte und bedarfsorientierte Einspeisung. Für einzelne Anlagetypen, insbesondere für kleine Anlagen, kann der Bundesrat vorsehen, dass deren Betreiber die Elektrizität nicht direkt vermarkten müssen, sondern sie zum Referenzmarktpreis einspeisen können. Die Aufnahme ins Einspeisevergütungssystem ist auf fünf Jahre (2018–2022) befristet (sog. „Sunset-Klausel“).
Auf Verordnungsstufe ist insbesondere die untere Leistungsgrenze für eine Teilnahme am Einspeisevergütungssystem zu klären. Aktuell ist vorgesehen, dass nur Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer Leistung ab 100 kW am Einspeisevergütungssystem teilnehmen können. Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer Leistung zwischen 100 kW und 50 MW haben somit ein Wahlrecht zwischen Einspeisevergütungssystem und Einmalvergütung (vgl. Kapitel 4.5). Ein weiterer offener Punkt ist die Regelung der Ausnahmebestimmungen für die Direktvermarktung. Gemäss den Be-stimmungen in der Vernehmlassung ist eine gestufte Verpflichtung für die Direktvermarktung vorgesehen. Ausgenommen von der Pflicht zur Direktvermarktung sind Betreiber von Neuanlagen mit einer Leistung von weniger als 500 kW in den ersten zwei Jahren (2018 und 2019) und von Neuanlagen mit einer Leistung ab 500 kW im ersten Jahr (2019) nach Inkrafttreten der Verordnung. Für Betreiber von Anlagen mit einer Leistung ab 500 kW, die bereits eine Vergütung nach bisherigem Recht erhalten, gilt die Befreiung von der Direktvermarktung ebenfalls nur im ersten Jahr nach Inkrafttreten der Verordnung. Die vorgesehenen Leistungsgrenzen führen dazu, dass die Betreiber aller Neuanlagen zur Direktvermarktung verpflichtet sind. Im Vergleich zur KEV werden Photovoltaikanlagen somit marktnäher vermarktet. Schlussendlich muss auch die Höhe der Vergütung abschliessend geregelt werden. Hier gilt es zu beachten, dass die aktuellen Bestimmungen vorsehen, dass die Vergütung auf rund 80% der bisherigen KEV reduziert wird. Weiter werden die bisherigen Anlagenkategorien „freistehend“, „angebaut“ und „integriert“ aufgehoben. Dafür werden drei Leistungsklassen (≤ 100 kW, ≤ 1’000 kW und > 1’000 kW) eingeführt. Schlussendlich wird die Vergütungsdauer von 25 auf 20 Jahre (Inbetriebnahme ab 1. Januar 2014 bis zum 31. Dezember 2017) bzw. von 20 auf 15 Jahre (Inbetriebnahme ab 1. Januar 2018) verkürzt.
Einmalvergütung (Art. 24–25, 38 EnG) (5)
Die Einmalvergütung (Investitionsbeitrag) löst die bisherige Regelung gemäss Art. 7abis EnG ab. Die Einmalvergütung wird wie das Einspeisevergütungssystem ebenfalls aus einem Fonds gespeist. Je nach verfügbaren Mittel kann eine unterschiedliche Anzahl von Anlagen unterstützt werden. Im Falle der Sonnenergie ist zu berücksichtigen, dass Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von über 30 kW keine Einmalvergütung erhalten können, sondern am Einspeisevergütungssystem teilnehmen (vgl. Kapitel 4.4). Der Bundesrat kann diese Leistungsgrenze erhöhen. Gibt es eine Überschneidung zwischen der oberen Leistungsgrenze der Einmalvergütung und der unteren Leistungsgrenze des Einspeisevergütungssystems, so können die Anlagebetreiber zwischen Einmalvergütung und Einspeisevergütungssystem wählen. Die Einmalvergütung für Photovoltaikanlagen beträgt höchstens 30% der bei der Inbetriebnahme massgeblichen Investitionskosten von Referenzanlagen. Der Bundesrat legt die Ansätze fest. Er kann hierfür Kategorien von Photovoltaikanlagen bilden. Einmalvergütungen sind während 13 Jahren (2018–2030) möglich.
Auf Verordnungsstufe ist insbesondere die obere Leistungsgrenze für eine Einmalvergütung zu klären. Aktuell ist vorgesehen, dass eine Einmalvergütung nur für Photovoltaikanlagen mit einer Leistung bis höchstens 50 MW ausgerichtet wird. Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer Leistung zwischen 100 kW und 50 MW haben somit ein Wahlrecht zwischen Einmalvergütung und Einspeisevergütungssystem (vgl. Kapitel 4.4). Kleinstanlagen mit einer Leistung von unter 2 kW (6) erhalten weder eine Einmalvergütung noch können sie am Einspeisevergütungssystem teilnehmen. In Bezug auf die Höhe der Einmalvergütung sehen die aktuellen Bestimmungen vor, dass für integrierte Anlagen höhere Ansätze (Grund- und Leistungsbeiträge) als für angebaute und freistehende Anlagen gelten. Weiter werden drei Leistungsklassen (≤ 30 kW, ≤ 100 kW und > 100 kW) unterschieden. Da die Investitionskosten im Verhältnis zur installierten Leistung mit zunehmender Anlagengrösse kleiner werden, reduzieren sich die Leistungsbeiträge mit zunehmender Leistung.
Netzzuschlag (Art. 35, 72 EnG)
Die Vollzugsstelle erhebt von den Verteilnetzbetreibern einen Zuschlag auf dem Netznutzungsentgelt für das Übertragungsnetz (Netzzuschlag) und legt ihn in den Netzzuschlagsfonds ein. Die Verteilnetzbetreiber können den Netzzuschlag auf die Endverbraucher überwälzen. Mit dem Netzzuschlag werden u.a. die Einspeiseprämie im Einspeisevergütungssystem (vgl. Kapitel 4.4) und die Einmalvergütung (vgl. Kapitel 4.5) finanziert. Seit dem 1. Januar 2017 beträgt der Netzzuschlag 1.5 Rp./kWh (7). Diese Obergrenze wird um 0.8 Rp./kWh angehoben und beträgt neu 2.3 Rp./kWh. Der Bundesrat legt die effektive Höhe des Netzzuschlags jedoch bedarfsgerecht fest. Gemäss revidiertem EnG steigt der Netzzuschlag im Jahr nach dem Inkrafttreten des Gesetzes, d.h. per 1. Januar 2019, auf das Maximum von 2.3 Rp./kWh.
Interessant ist an dieser Stelle ein Vergleich mit der vorgeschlagenen Regelung auf Verordnungsstufe. Dort soll der Netzzuschlag bereits ab Inkrafttreten, d.h. per 1. Januar 2018, auf das Maximum von 2.3 Rp./kWh steigen. Aufgrund des umfangreichen Mittelbedarfs aus dem Netzzuschlagsfonds ist es jedoch fraglich, ob diese Differenz in der Verordnung noch eliminiert wird.
Tarife und Kostenrechnung (Art. 6–7, 14–15 StromVG)
Aufgrund des hinsichtlich ES2050 teilrevidierten StromVG dürfen im Rahmen der ersten Stufe der Marktöffnung gebundene Kunden aufgrund einer allfälligen Produktion („Prosumer“) bei den Energietarifen vom Verteilnetzbetreiber nicht diskriminiert werden. Dasselbe gilt im Rahmen der geplanten zweiten Stufe der Marktöffnung für Kunden, die von ihrem Netzzugang keinen Gebrauch machen (Wahlmodell abgesicherte Stromversorgung). Weiter wird im teilrevidierten StromVG festgelegt, dass sich die Netznutzungstarife nicht mehr an der Verbrauchscharakteristik, sondern am Bezugsprofil orientieren müssen. Zudem müssen sie im Netz eines Verteilnetzbetreibers pro Spannungsebene und Kundengruppe einheitlich sein. Dieser Wechsel von der Verbrauchscharakteristik zum Bezugsprofil begründet sich mit der erwarteten Zunahme des Eigenverbrauchs. Den Verteilnetzbetreibern wird dadurch grundsätzlich die Möglichkeit eröffnet, für Endverbraucher mit Eigenverbrauch andere Netznutzungstarife als für Endverbraucher ohne Eigenverbrauch (trotz gleicher Verbrauchscharakteristik) vorzusehen. Schlussendlich gelten die Betriebs- und Kapitalkosten gesetzlich vorgeschriebener intelligenter Messsysteme beim Endverbraucher als anrechenbare Kosten. Kosten im Zusammenhang mit intelligenten Messsystemen können neu in die Netznutzungstarife eingerechnet werden.
Spannend wird auf Verordnungsstufe die Auslegung des vorgesehenen Art. 18 StromVV. Innerhalb einer Spannungsebene sollen Endverbraucher mit vergleichbarem Bezugsprofil eine Kundengruppe bilden und bei Endverbrauchern mit einer Anschlussleistung bis 15 kVA soll nur eine Kundengruppe zulässig sein. Weiter soll der Netznutzungstarif bei Spannungsebenen unter 1 kV für Endverbraucher in ganzjährig genutzten Liegenschaften zu mindestens 70% ein nichtdegressiver Arbeitstarif (Rp./kWh) sein. Im Unterschied zum geltenden Recht würde dies jedoch – je nach Auslegung des Begriffs „ganzjährig genutzte Liegenschaften“ – im Extremfall eine Fixierung von einem 70%-Anteil am Arbeitstarif bei allen Niederspannungskunden von Verteilnetzbetreibern (auch Gewerbe- und Industriekunden) bedeuten. Dies hätte bei allen Verteilnetzbetreibern massive Anpassungen an den bisherigen Tarifsystemen für Niederspannungskunden, nicht nur bei Haushaltskunden, zur Folge. Zwar kann der Verteilnetzbetreiber diesen Kundengruppen ein alternatives Netzprodukt mit höherem Leistungspreisanteil oder anderen Preiskomponenten zur Wahl anbieten, sie dürfen sich jedoch jederzeit für ein Netznutzungsentgelt mit einem Arbeitstarifanteil von 70% entscheiden. Dies würde Verteilnetzbetreiber faktisch zwingen, anstelle der mit intelligenten Messsystemen vermehrt möglichen Einführung von Leistungstarifen die Kundengruppen wieder nach anderen Kriterien wie Benutzungsdauer etc. zu differenzieren, um immerhin die Arbeitstarife für unterschiedliche Bezugsprofile der Kunden weiterhin differenzieren zu können. Ob damit die angestrebte Zielsetzung der Vereinfachung der Tarifstrukturen zwecks verstärkter Nutzung von Flexibilitäten bei den Endverbrauchern erreicht wird, ist fraglich und im Rahmen der Vernehmlassung entsprechend umstritten.
Mess-, Steuer- und Regelsysteme (Art. 17a–17c StromVG)
Die Einführung von intelligenten Messsystemen wird vom Gesetzgeber als wichtiger Schritt in Richtung eines „Smart Grid“ betrachtet. Entsprechend kann der Bundesrat auf Verordnungsstufe Vorgaben zur Einführung intelligenter Messsysteme (Smart Meter) bei Endverbrauchern machen. Er kann insbesondere die Verteilnetzbetreiber dazu verpflichten, bis zu einem bestimmten Zeitpunkt bei allen Endverbrauchern oder bei gewissen Gruppen von Endverbrauchern die Installation intelligenter Messsysteme zu veranlassen. Weiter kann er technische Mindestanforderungen festlegen.
Auch die Einführung von intelligenten Steuer- und Regelsystemen wird vom Gesetzgeber als wichtiger Schritt in Richtung eines „Smart Grid“ betrachtet. Der Bundesrat kann auf Verordnungsstufe ebenfalls Vorgaben zum Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen bei Endverbrauchern und Erzeugern machen. Er kann festlegen, unter welchen Bedingungen sie verwendet werden dürfen und welchen technischen Mindestanforderungen sie genügen müssen. Der Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen bei Endverbrauchern und Erzeugern bedarf deren Zustimmung. Der Bundesrat kann Ausnahmen vorsehen.
Zu den strittigsten Punkten der Vernehmlassung überhaupt dürften die bundesrätlichen Vorgaben auf Verordnungsstufe zur Einführung von intelligenten Messsystemen gehören. So werden verschiedene technische Elemente wie bspw. die Einführung eines internetbasierten Kundenportals, das es Endverbrauchern und Erzeugern ermöglicht, ihre Lastgangwerte und weitere Messdaten abzurufen, vorgeschrieben. Auch soll eine flächendeckende Einführung von intelligenten Messsystemen über sieben Jahre bzw. bis spätestens 1. Januar 2025 erfolgen.
Auch die bundesrätlichen Vorgaben auf Verordnungsstufe zur Einführung von intelligenten Steuer- und Regelsystemen sind nicht unumstritten. So dürfen Verteilnetzbetreiber bspw. intelligente Steuer- und Regelsysteme bei Endverbrauchern und Erzeugern nur dann für den effizienten Netzbetrieb verwenden, wenn sie diesem Einsatz zustimmen. Die Endverbraucher und Erzeuger vereinbaren dazu mit dem Verteilnetzbetreiber den Umfang des Zugriffs und eine angemessene, sachgerechte Vergütung. Ohne Zustimmung darf der Verteilnetzbetreiber intelligente Steuer- und Regelsysteme nur dann verwenden, wenn dies zur Sicherstellung des stabilen Netzbetriebs notwendig ist. Weiter sollen Dritte einen diskriminierungsfreien Zugang zu intelligenten Steuer- und Regelsystemen (und dadurch zu Flexibilitäten) haben.
Mit seiner Zustimmung zur Revision des EnG am 21. Mai 2017 hat die schweizerische Stimmbevölkerung das erste Massnahmenpaket der ES2050 genehmigt. Eine Vielzahl der in diesem Paket enthaltenen Massnahmen ist insbesondere auch für Verteilnetzbetreiber von grosser Bedeutung, da sie das regulatorische Umfeld in der Stromversorgung massgeblich verändern, ohne dass diese im Kontext der geführten politischen Diskussion in der Öffentlichkeit wahrgenommen wurden. Wichtig ist jedoch im aktuellen Zeitpunkt die Unterscheidung zwischen Gesetzes- und Verordnungsstufe. Während dem die auf Gesetzesstufe festgelegten Bestimmungen in der vorliegenden Fassung in Kraft treten werden, sind die vorgeschlagenen Bestimmungen auf Verordnungsstufe noch nicht definitiv und können bis zu ihrer Inkraftsetzung noch Änderungen unterliegen. Das Ausmass und der Umfang dieser möglichen Änderungen werden jedoch für die Verteilnetzbetreiber entscheidend sein. Aus Sicht der Branche sind insbesondere die Regelung der Höhe der Vergütung im Rahmen der Abnahme- und Vergütungspflicht (vgl. Kapitel 4.2), die Definition des Ortes der Produktion und das Verhältnis von Produktions- und Anschlussleistung beim Eigenverbrauch (vgl. Kapitel 4.3), die Vorschriften für die Gestaltung der Netznutzungstarife (vgl. Kapitel 4.7), die flächendeckende Einführung von intelligenten Messsystemen innert sieben Jahren (vgl. Kapitel 4.8) sowie die Spielregeln bei der Anwendung von intelligenten Steuer- und Regelsystemen (vgl. Kapitel 4.8) von zentraler Bedeutung. Es ist jedoch offen, inwiefern der Bundesrat an den vorliegenden Verordnungsentwürfen noch Anpassungen vornehmen wird. Zudem ist davon auszugehen, dass die betroffenen Unternehmen erst im vierten Quartal des Jahres 2017 mit der Veröffentlichung der definitiven Verordnungen durch den Bundesrat Gewissheit über zentrale regulatorische Vorschriften haben, die bereits ab 1. Januar 2018 gültig sein werden. Aus Sicht der Verteilnetzbetreiber scheint es angezeigt, sich nicht auf eine mögliche Ausprägung in den Verordnungen zu fixieren, sondern verschiedene Szenarien in der Planung zu berücksichtigen.
(1) UVEK; «Energiestrategie 2050: Chronologie»; 9. Februar 2017.
(2) Vgl. EVU Partners AG (2016); „Rückspeisevergütung: Förderung oder Markt?“; erhältlich unter www.evupartners.ch.
(3) Rechsteiner & Benz (2017); „Gutachten zur Gesetzeskonformität der Rückspeisevergütung gemäss Verordnungsentwurf zur Energiestrategie 2050 (Art. 13 Abs. 1 EnV)“; im Auftrag des VSE.
(4) Die Ausführungen fokussieren sich auf Sonnenenergie gemäss Art. 19 Abs. 1 Bst. b EnG. Aufgrund ihrer geringeren Relevanz für Verteilnetzbetreiber wird vorliegend nicht auf die anderen erneuerbaren Energien (Wasserkraft, Windenergie, Geothermie und Biomasse) eingegangen, die ebenfalls am Einspeisevergütungssystem teilnehmen können.
(5) Die Ausführungen fokussieren sich auf Sonnenenergie gemäss Art. 24 Abs. 1 Bst. a EnG. Aufgrund ihrer geringeren Relevanz für Verteilnetzbetreiber wird vorliegend nicht auf Investitionsbeiträge für Wasserkraft- (Art. 26 EnG) und Biomasseanlagen (Art. 27 EnG) eingegangen.
(6) Eine Leistung von 2 kW entspricht einer Fläche der Photovoltaikanlage von rund 16 m2.
(7) Obergrenze gemäss Art. 15b Abs. 4 EnG.
Effizienz, Energie, Energiewende, Energiewirtschaft, Erneuerbare Energie, Liberalisierung, Regulierung, Regulierungsmanagement, Strategie, Unternehmensstrategie, Veränderungsmanagement

References: Art. 7
 Art. 7
 Art. 18
 Art. 19
 Art. 24
 Art. 15