e Schweizerische Eidgenossenschaft Confederation suisse Confederazione Svizzera Confederaziun svizra Wettbewerbskommission WEKO Commission de la concurrence COMCO Commissione della concorrenza COMCO Competition Commission COMCO CH-3003 Bern WEKO Bundesamt für Energie BFE Sektion Marktregulierung Frau Carla Trachsel 3003 Bern Vorab per E-Mail an: gasvg@bfe.admin.ch Unser Zeichen: 041.1-00073/spi/sup Direktwahl: 058 465 37 49 Bern, 11.02.2020 041.1-00073: Gasversorgungsgesetz - Vernehmlassung Sehr geehrte Frau Trachsel Sehr geehrte Damen und Herren Die Wettbewerbskommission (WEKO) dankt Ihnen für die Einladung zur Stellungnahme im Rahmen der oben genannten Vernehmlassung und führt dazu gerne Folgendes aus: Einleitende Bemerkungen Ihren gesetzesmässigen Auftrag wahrnehmend1 beschränkt sich die WEKO vorliegend auf eine Stellungnahme zu den aus wettbewerblicher Sicht relevanten Punkten. Daraus kann nicht abgeleitet werden, dass nicht kommentierte Gesetzesbestimmungen aus anderen Überlegun­ gen zu unterstützen oder abzulehnen wären. Bei der Änderung von Gesetzes- oder Verordnungsbestimmungen orientiert sich die WEKO an der Prämisse, dass Regulierungen generell wettbewerbsneutral auszugestalten sind. Dies bedeutet, dass regulatorische Eingriffe nicht ohne zwingende Erfordernisse Marktteilnehme­ rinnen und Marktteilnehmer begünstigen oder benachteiligen sollten. Der Gesetzesentwurf enthält diverse Bestimmungen, die aus wettbewerblicher Sicht von zentraler Bedeutung sind, etwa der Umfang der beabsichtigten regulatorischen Marktöffnungen in den Bereichen der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden sowie des Messwesens, die Netzbewer­ tung sowie die Vorgaben zur Entflechtung des Netzbetriebs und weiterer monopolisierter Tä­ tigkeiten eines Gasversorgungsunternehmens (GVU) von den übrigen Geschäftsbereichen. 1 Art. 46 Abs. 1 des Bundesgesetzes vom 6.10.1995 über Kartelle und andere Wettbewerbsbeschrän­ kungen (Kartellgesetz, KG; SR 251 ). Wettbewerbskommission Hallwylstrasse 4. CH-3003 Bern Tel. +41 58 462 20 40, Fax +41 58 462 20 53 weko@weko.admin.ch www.weko.admin.ch 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 Wichtigste Anliegen aus wettbewerblicher Sicht Die WEKO vertritt den Standpunkt, dass im Gasbereich keine neuen rechtlichen Monopole eingeführt werden sollen, die sich aus ökonomischer Sicht nicht begründen lassen und die zu volkswirtschaftlich und sozial schädigenden Marktabschottungen führen. Die WEKO vertritt die Auffassung, dass eine vollständige und diskriminierungsfreie Markt­ öffnung im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden möglich und für die Entwicklung eines funktionstüchtigen Wettbewerbs von wesentlicher Bedeutung ist. Die im Erläuternden Bericht aufgeführten Argumente, die gegen eine «vollständige Marktöffnung» sprechen sollen, erscheinen aus wettbewerblicher Sicht nicht stichhaltig und sind empirisch nicht belegt. Zudem spricht sich die WEKO dafür aus, dass sämtliche Endkundinnen und Endkunden so­ wie die Produzenten und Speicherbetreiber ihren Dienstleister im Bereich der Verrech­ nungsmessung frei wählen können. Eine rechtliche Monopolisierung des Messwesens im Gasbereich wäre für die WEKO insbesondere vor dem Hintergrund, dass neuerdings im Strombereich die Vollliberalisierung angedacht ist, nicht nachvollziehbar, da Messstellenbe­ treiber und Messdienstleistungsanbieter sowohl im Strom- als auch im Gasbereich parallel tätig sind. Daher befürwortet die WEKO auch im Gasbereich die «vollständige Marktöffnung» und die freie Anbieterwahl. Weiter ist es der WEKO ein Anliegen, dass die Marktöffnung durch den Gesetzgeber nicht ohne Not hinausgezögert wird. Daher beantragt die WEKO, dass in den Übergangsbestim­ mungen auf eine zusätzliche Frist zur Entwicklung von Standardlastprofilen (SLP) verzich­ tet wird. Eine solche Frist erscheint aufgrund der konkreten Umstände nicht geboten und würde das Recht auf freie Anbieterwahl der Endkundinnen und Endkunden im Bereich der Erdgaslieferung ohne technische Rechtfertigungsgründe um ein weiteres Jahr hinausschieben sowie Anreize setzen, dass die Gasnetzbetreiber als angestammte Erdgaslieferanten die ge­ forderten SLP nicht zeitnah ausarbeiten, um den Markteintritt von Konkurrenten zu behindern. Betreffend die Netzbewertung vertreten wir den Standpunkt, dass aufgrund der Erfahrungen im Strombereich mittels der Regulierung sicherzustellen ist, dass keine übermässigen Mo­ nopolgewinne erzielt werden können, welche die vertikal integrierten Netzbetreiber potentiell in benachbarten Dienstleistungsmärkten einsetzen könnten, um die eigene Position zu ver­ bessern und Konkurrenten zu behindern. Eine solche Quersubventionierung ist zu verhin­ dern. Flexibilitäten sollten nur dann dem Markt entzogen werden, wenn dies zur Aufrechterhaltung des stabilen Netzbetriebs und damit aus Gründen der Versorgungssicherheit erforderlich ist und gleichzeitig der diskriminierungsfreie Netzzugang gewährleistet werden kann. Dass im GasVG auf konkrete Vorgaben zur rechtlichen und funktionellen Entflechtung des Netzbetriebs verzichtet werden soll, ist aus wettbewerblicher Sicht unbefriedigend, da dadurch für die Gasnetzbetreiber als angestammte Versorger Anreize zu Wettbewerbsverfälschungen, um sich einen Vorteil in anderen Märkten zu verschaffen, nach wie vor bestehen bleiben. Unter diesen Voraussetzungen ist mittels Governance-Bestimmungen auf Gesetzesstufe sicher­ zustellen, dass zentrale nichtstaatliche Akteure wie der Marktgebietsverantwortliche (MGV) oder ein allfälliger Betreiber eines Datahubs im Gasbereich unabhängig sind und deren Ei­ gentümer keine Möglichkeit zur Einflussnahme auf die operationelle Tätigkeit dieser neuen Akteure haben. Die WEKO begrüsst es ausdrücklich, dass ein Spezialgesetz mit detaillierten Vorgaben in den Bereichen Netzzugang, Kapazitätsvergabe, Netzbewertung und Bilanzierung ge­ schaffen werden soll, die von sämtlichen Akteuren in der Schweiz einzuhalten sind. Hingegen ist die Weiterführung des bisherigen Regimes ohne spezialgesetzliche Regelung aus wettbe- 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 2 werblicher Sicht abzulehnen. Damit sich ein funktionierender Wettbewerb im Erdgaslieferbe­ reich entwickeln kann, würde es nicht ausreichen, wenn lediglich in Bezug auf die Vorausset­ zungen für den Netzzugang mittels einer Überarbeitung von Art. 13 Abs. 2 RLG detailliertere Vorgaben geschaffen würden. Aus wettbewerblicher Sicht ist zentral, dass im Spezialgesetz regulatorische Schutzbestimmungen zur Gewährleistungen eines diskriminierungsfreien Netzzugangs sowie ein möglichst wettbewerbsneutrales Tarifierungs- und Bilanzierungs­ system vorgesehen werden. Nur dadurch kann verhindert werden, dass die Gasnetzbetreiber als angestammte Versorger gegenüber Konkurrenten in den Erdgasliefermärkten aufgrund ih­ rer Monopolstellung im Netzbereich begünstigt werden. In diesem Zusammenhang ist auch festzustellen, dass die vorgesehene spezialgesetzliche Regelung der Rechtssicherheit besser dient als das Kartellrecht, welches nur den konkreten Einzelfall regeln kann. So führt die WEKO derzeit eine Untersuchung gegen zwei Gasnetzbetreiberinnen wegen möglicherweise unzulässigen Netzzugangsverweigerungen.2 Ein Entscheid dazu wird zu gegebenem Zeit­ punkt bekanntgegeben. Wir gehen davon aus, dass sich insbesondere durch die Einführung eines durchgängigen Entry-Exit-Systems (EES) ohne Citygates (Zweivertragsmodell) und einer Tagesbilanzie­ rung ein genügend liquider Markt für alle an das Gasnetz angeschlossenen Endkundinnen und Endkunden entwickeln wird. Das Missbrauchs- und Diskriminierungspotential der Netzbe­ treiber als angestammte Versorger gegenüber Drittlieferanten auf dem Markt für Erdgasliefe­ rungen an Endkundinnen und Endkunden könnte dadurch massgeblich eingeschränkt werden. Dies entspricht insbesondere auch den Ergebnissen der vom Bundesamt für Energie (BFE) in Auftrag gegebenen Studien. Weiter wird die Verpflichtung zur separaten Ausweisung der Gaslieferkosten, der Netznutzungskosten sowie der übrigen Kosten auf Rechnungen für End­ kundinnen und Endkunden Transparenz schaffen, was dem Wettbewerb im Erdgaslieferbe­ reich zugute kommt. Ad Art. 1 - Zweck Antrag: Die bisherige Formulierung in Art. 1 GasVG sei zu streichen. Stattdessen sei gesetzlich vor­ zusehen, dass das GasVG bezweckt, die Voraussetzungen für eine sichere Gasversorgung sowie für einen wettbewerbsorientierten Erdgasliefermarkt zu schaffen. In den Erläuterungen sei im Kontext mit den neuen gesetzlichen Vorgaben auf den Ausdruck «Rahmenbedingungen» zu verzichten. Begründung: Die vorgeschlagene Formulierung der Zweckbestimmung ist an Art. 1 Abs. 1 StromVG3 ange­ lehnt. Aus Sicht der WEKO kommt dadurch besser zum Ausdruck, dass das GasVG durch die Regelung der Voraussetzungen für die Gewährung des Netzzugangs sowie Markteintrittshür­ den abbauende verbindliche Vorgaben einen funktionstüchtigen Wettbewerb im Bereich der Erdgaslieferung gewährleisten soll, was gemäss den Ausführungen im Erläuternden Bericht nebst der Sicherstellung der Versorgungssicherheit für den Erlass des Gesetzes wesentlich sein soll.4 2 Vgl. www.weko.admin.ch > Aktuell > Medieninformationen > Medienmitteilungen 2019 > Medienmit­ teilung vom 31.1.2019, «WEKO eröffnet Untersuchung gegen Gasnetzbetreiber» (11.2.2020). 3 Bundesgesetz über die Stromversorgung vom 23.3.2007 (Stromversorgungsgesetz, StromVG; SR 734.7). 4 Gasversorgungsgesetz, Erläuternder Bericht zur Vernehmlassungsvorlage vom September 2019 (zit. Erläuternder Bericht), 31. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 3 Hingegen sollte in der Zweckbestimmung des GasVG auf den Ausdruck «Rahmenbedingun­ gen» verzichtet werden, weil dies zu Missverständnissen bei der Rechtsanwendung führen könnte. Das GasVG enthält etwa detaillierte rechtsetzende Regelungen zum Netzzugang so­ wie zu den Netznutzungstarifen und den anrechenbaren Netzkosten. Zudem werden diverse weitere zentrale Aspekte im GasVG umfassend und abschliessend geregelt, etwa die Aufga­ ben und Zuständigkeiten der involvierten Akteure. Hierbei handelt es sich nicht um blosse «Rahmenbedingungen», welche der Gaswirtschaft grösseren Spielraum bei der Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben belassen würden, sondern um zwingende staatliche Vorschriften, deren Einhaltung die Energiekommission (EnCom) überwachen wird und die nicht mittels Branchendokumenten erweitert oder abgeändert werden können. Ad Art. 5 - Entflechtung Antrag: Es sei in Art. 5 GasVG ein zusätzlicher Absatz einzufügen, wonach die Transportnetzbetrei­ ber zu verpflichten sind, innerhalb von drei Jahren nach Inkrafttreten des GasVG den Netz­ bereich von den übrigen Tätigkeitsbereichen rechtlich und funktionell zu entflechten. Begründung: Eine Entflechtung ist nur dann wirksam, wenn dadurch die für vertikal integrierte Unternehmen bestehenden Anreize, Wettbewerber in Bezug auf den Netzzugang und dessen Ausgestaltung zu diskriminieren, beseitigt werden.5 Netzbetreiber sind zur Gewährleistung von Transparenz (Art. 11 GasVG) sowie zur diskriminierungsfreien Ausgestaltung und Abwicklung des Netzbe­ triebs verpflichtet (z. B. Art. 12, 13 und 17 GasVG). Der MGV wird in Zukunft insbesondere mit der Kapazitätsvergabe und dem Bilanzmanagement Funktionen übernehmen, die heute von den Transportnetzbetreibern wahrgenommen werden. Die Unabhängigkeit des von der Gas­ wirtschaft zu gründenden MGV kann ohne Entflechtung der Bereiche Netz und Energieversor­ gung in der Unternehmensstruktur der Netzbetretreiber nicht vollumfänglich gewährleistet wer­ den, sofern die Netzbetreiber den MGV kontrollieren können.6 Daher sollte die Unabhängigkeit und überprüfbare Eigenständigkeit des Netzbetriebs von den übrigen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung sichergestellt werden. In Art. 5 GasVG ist lediglich die buchhalterische und informationelle Entflechtung des Netzbe­ triebs und der weiteren monopolisierten Bereiche von den übrigen Geschäftsbereichen vorge­ sehen. Aus Wettbewerbssicht erscheint es zumindest geboten, dass der Netzbereich der Transportnetzbetreiber auch rechtlich und funktionell von den übrigen Tätigkeitsbereichen ent­ flochten wird, wie dies auch auf EU-Ebene vorgeschrieben und praktiziert wird.7 Dadurch kann das Potential von vertikal integrierten GVU, ihre starke Marktstellung im Netzbereich - insbe­ sondere bei der Preisgestaltung - zu missbrauchen, um Konkurrenten im Bereich der Erdgas­ lieferung zu behindern, verringert werden. Im Rahmen der rechtlichen und funktionellen Entflechtung sollte insbesondere sichergestellt werden, dass vertikal integrierte GVU, welche im Bereich der Produktion, des Handels oder der Versorgung tätig sind, weder direkt noch indirekt Anteile an den Transportnetzbetreibern halten dürfen. Die Transportnetzbetreiber sollen ihrerseits nicht an einem vertikal integrierten 5 Richtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13.7.2009 über gemein­ same Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG (ABI. L 211/94 vom 14.8.2009; nachfolgend: Richtlinie 2009/73/EG). 6 Vgl. dazu die nachfolgenden Ausführungen zu Art. 28 und 29 GasVG. 7 Vgl. Art. 17-23 der Richtlinie 2009/73/EG. 041.1--00073/C0 0 .2101.111.5.411085 4 GVU beteiligt sein und keine Dividenden oder andere finanziellen Zuwendungen von derarti­ gen Unternehmen erhalten dürfen. Vertikal integrierte GVU sollen die operative Tätigkeit der Transportnetzbetreiber weder direkt noch indirekt beeinflussen können.8 Bereits heute, einige Jahre vor dem allfälligen Inkrafttreten des GasVG, ist die rechtliche Ent­ flechtung der Transportnetzebene - im Sinne einer Strukturbereinigung als Grundvorausset­ zung für fairen Wettbewerb im Bereich der Erdgaslieferung - in vollem Gange. Als Antwort auf die anstehende Liberalisierung des Erdgasmarktes beschlossen die an das Netz der Erdgas Ostschweiz AG (EGO) angeschlossenen lokalen Netzbetreiber (Aktionäre) die operative und rechtliche Entflechtung von Netzbetrieb und Gasbeschaffung. Die Abteilung Einkauf und Han­ del der EGO wurde in die Open Energy Platform AG (Open EP) überführt, die am 1. Oktober 2015 den Betrieb aufnahm. Die Gasbeschaffung für die Aktionäre von EGO erfolgt seit der rechtlichen Entflechtung der EGO durch Open EP.9 Zudem hat kürzlich die Swissgas AG (Swissgas) angekündigt, dass sie in den «nächsten we­ nigen Jahren» ihre Aktivitäten in den Bereichen Netz und Gasbeschaffung entflechten und sich auf ihre künftige Rolle als Netzgesellschaft von nationaler Bedeutung ausrichten werde.10 Die Swissgas beabsichtigt, sich bis 2020 von der Erdgasbeschaffung zu entflechten und An­ fang 2023, nach Ablauf des letzten noch bestehenden langfristigen Beschaffungsvertrages, nicht mehr in diesem Bereich tätig zu sein. Beschaffungsaufträge der Regionalgesellschaften werden gemäss der Swissgas AG ab 2020 explizit nur noch an SET und OpenEP erteilt. Swiss­ gas werde zudem ab Beginn der Entflechtungsumsetzung die beteiligungsseitige Verflechtung zwischen Swissgas und SET auflösen, wobei zu diesem Zweck sämtliche Aktien von Swissgas an SET von Gasverbund Mittelland AG (GVM), Gaznat SA (Gaznat) und der Erdgas Zentral­ schweiz AG (EGZ) übernommen würden.11 Um die Transportnetzebene rechtlich zu entflechten, wären daher nur noch Umstrukturierun­ gen bei GVM, Gaznat SA und EGZ erforderlich. Wir gehen daher davon aus, dass eine Frist von drei Jahren nach Inkrafttreten des GasVG (wohl nicht vor 2023) für die rechtliche und funktionelle Entflechtung der Schweizer Trans­ portnetzbetreiber ausreichend ist. Ad Art. 7 - freie Lieferantenwahl Antrag: Die bisherige Formulierung in Art. 7 GasVG sei zu streichen. Stattdessen sei gesetzlich vor­ zusehen, dass die Gasnetzbetreiber verpflichtet sind, sämtlichen möglichen Netznutzern (Zwischenhändlern, Gasversorgern sowie Endkundinnen und Endkunden) den Netzzugang zu gewähren. Begründung: Kein neues rechtliches Monopol schaffen, welches die Entwicklung von Wettbewerb im Erdgaslieferbereich stark verlangsamen würde 8 Vgl. Art. 18 Abs. 3 und 4 der Richtlinie 2009/73/EG. 9 https://openep.ch/ueber-uns/ > Geschichte; https://erdgasostschweiz.ch/fileadmin/Domain 1 /Ge­ schaeftsberichte/GB 2014-15. pdf, 3; https://erdgasostschweiz.ch/fileadmin/Domain 1 /Geschaeftsbe­ richte/GB 2017-18.pdf, 14 (11.2.2020). 10 Medienmitteilung der Swissgas AG vom 25.6.2019; http://www.swissgas.ch/fileadmin/user up­ load/swissgas/News/Medienmitteilung Swissgas Unbundling 25. Juni 2019 DE.pdf (11.2.2020). 11 http://www.swissgas.ch/ > Downloads> Geschäftsbericht 2018, 36 (11.2.2020). 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 5 Im Gesetzesentwurf ist in Art. 7 GasVG im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden die gesetzliche Verankerung einer so genannten «Teilmarktöffnung» vorgesehen. Nach heute geltendem Recht bestehen sowohl im Bereich der Erdgaslieferung als auch im Bereich der Nutzung von Erdgasnetzen keine gesetzlichen Monopole. Der schweizerische Gasmarkt ist vielmehr bereits seit dem Inkrafttreten des Rohrleitungsgesetzes im Jahr 1964 vollständig geöffnet. Gestützt auf das Rohrleitungsgesetz sind die Netzbetreiber verpflichtet, das Erdgas durchzuleiten, auch wenn dieses nicht beim angestammten Gasversorger - sprich dem lokalen Netzbetreiber - gekauft wird, sofern die Durchleitung technisch möglich und wirt­ schaftlich zumutbar ist, und wenn der Netznutzer eine angemessene Gegenleistung anbietet (vgl. Art. 13 Abs. 2 RLG12). Die angedachte gesetzliche Verankerung der so genannten «Teilmarktöffnung» für Endkun­ dinnen und Endkunden mit einem jährlichen Verbrauch von mindestens 100 MWh würde die Entwicklung eines funktionierenden Wettbewerbs im Bereich der Erdgaslieferung im Vergleich zu heute unnötigerweise massiv behindern und wäre ein Rückschritt gegenüber der bestehen­ den rechtlichen Situation. Ineffizienzen, überhöhte Monopolgewinne sowie daraus resultierende Wettbewerbsver­ fälschungen in reinen Dienstleitungsmärkten verhindern Als Ziel der Marktöffnung wird die Erhöhung der Effizienz durch Wettbewerb zugunsten der ganzen Volkswirtschaft angegeben. Die Öffnung der Erdgasliefermärkte für Anbieter und die freie Lieferantenwahl der Endkundinnen und Endkunden sind die zentralen Voraussetzungen, um Wettbewerb und damit grösstmögliche Effizienz der Anbieter im Bereich der Gasversor­ gung sicherzustellen. Eine vom BFE in Auftrag gegebenen Studie13 schätzt die Gesamtwohl­ fahrtseffekte auf einen Nettobarwert über 20 Jahre von rund 420 Millionen Franken, wobei für die rund 100 Gasversorgungsunternehmen (GVU) einmalige Umstellungskosten von 7 bis 16 Millionen Franken und für die Endkundinnen und Endkunden Einsparungen mit einem Netto­ barwert von knapp 840 Millionen Franken resultieren dürften.14 Dabei sollten sich die Preise für die Erdgaslieferung (unter Berücksichtigung der Grosshandelspreise) spürbar reduzieren. Es kann daher nicht Ziel der Marktöffnung sein, lediglich für einzelne Verbrauchergruppen - zum Beispiel Grossabnehmer - günstige Lieferkonditionen für das Erdgas zu ermöglichen. Vielmehr sollte es darum gehen, gesamtwirtschaftliche Vorteile zu erzielen und diese durch eine «vollständige» und diskriminierungsfreie Öffnung des Monopolbereichs sämtlichen Verbrauchergruppen zukommen zu lassen. Bei Einführung der vorgeschlagenen «Teilmarktöffnung» ist zu befürchten, dass in Bezug auf die gebundenen kleineren Gewerbe- und Haushaltskunden die heutigen hohen Margen im 12 Bundesgesetz über Rohrleitungsanlagen zur Beförderung flüssiger oder gasförmiger Brenn- oder Treibstoffe vom 4.10.1963 (Rohrleitungsgesetz, RLG; SR 7 46.1 ). 13 Frontier Economics/lNFRAS, Studie betreffend möglicher Vorgehensweisen bei einer Öffnung des Schweizer Gasmarktes, Bericht für das BFE vom Dezember 2015 (zit. Studie Frontier Econo­ mics/lNFRAS), 74 f. 14 Ein Teil der Einsparungen sind Verschiebungen von der Produzentenrente hin zur Konsumenten­ rente. Die Studie geht von einem «reinen» Wohlfahrtseffekt von 50 % der eingesparten CHF 840 Mio. aus. In Bezug auf die Konsumentenrente (nach Abzug der durch die Gasmarktöffnung bei den Gasun­ ternehmen induzierten Kosten) wird in der Studie davon ausgegangen, dass sich (in Abhängigkeit der Wechselraten) in den ersten fünf Jahren nach dem Inkrafttreten der «vollständigen Marktöffnung» rund CHF 40 Mio. pro Jahr einsparen liessen. Zehn Jahre nach der Öffnung wird von einem Einspar­ potential von rund CHF 70 Mio. pro Jahr ausgegangen; vgl. Studie Frontier Economics/lNFRAS (Fn 13), 54 ff. In Bezug auf die gegenwärtige Produzentenrente kann festgestellt werden, dass auf­ grund der von diversen Gasnetzbetreibern in ihren Geschäftsberichten ausgewiesenen Gewinne und operativen Geldflüsse ( «Cashflow») die Margen im Bereich der Erdgaslieferung an heute gebundene Endkundinnen und Endkunden von deutlich über 30 % keine Seltenheit zu sein scheinen. 041.1.00073/C0 0 .2101.111.5.411085 6 Bereich der Erdgaslieferung weiterhin in Rechnung gestellt würden, was für die Endkundin­ nen und Endkunden in der Schweiz jährliche Mehrbelastungen im mittleren zweistelli­ gen Millionenbereich verursachen würde. Die angedachte «Teilmarktöffnung» würde zudem zu einer Ungleichbehandlung zwischen den freien und den gebundenen Endkundinnen und Endkunden führen, die auf denselben Märkten tätig sind, was Wettbewerbsverzerrungen zur Folge hätte. Nach Auffassung der WEKO erscheint eine «vollständige Marktöffnung» aus Sicht des Wettbewerbs, wie diese im umliegenden Ausland bereits seit mehr als einem Jahr­ zehnt praktiziert wird, daher unumgänglich. Je nach Ausgestaltung der regulatorischen Anforderungen in einem teilliberalisierten System hinsichtlich der Monopolpreise für gebundene Endkundinnen und Endkunden sowie der Kon­ trollmöglichkeiten des Spezialregulators - etwa geringfügige Sanktionsmöglichkeiten bei Ge­ setzesverstössen - bestehen für die Netzbetreiber erhöhte Anreize, übermässige Preise für Erdgaslieferungen in der regulierten Versorgung zu verlangen. Der dadurch erzielte Gewinn könnte etwa dafür eingesetzt werden, den im freien Markt belieferten Endkundinnen und End­ kunden günstigere Konditionen für die Erdgaslieferung anzubieten, um den Kundenstamm zu erweitern, was eine Diskriminierung und Wettbewerbsverzerrung darstellen würde. Derartige negative Entwicklungen waren im Strombereich zu beobachten, wo die gesetzlich verankerte «Teilmarktöffnung» zu stetig zunehmenden Wettbewerbsverzerrungen führte.15 Seit dem In­ krafttreten der Stromversorgungsgesetzgebung im Jahr 2009 lagen die Kleinkundentarife deutlich über dem saisonbereinigten Börsenpreis, zu dem Grosskunden Strom einkaufen kön­ nen. Hätten die gebundenen Kleinkunden ebenfalls zu Marktpreisen einkaufen können, wären sie bis heute mit über vier Milliarden Franken weniger belastet worden.16 Im Bereich der Gas­ versorgung könnten Unternehmen mit einem jährlichen Verbrauch knapp unterhalb der Schwelle von 100 MWh zu teureren Konditionen versorgt werden als Unternehmen mit einem Recht auf Netzzugang, die teilweise «back-to-back» zu den Konditionen im freien Markt belie­ fert werden. Diese durch die gesetzliche Ausgestaltung geschaffene Ungleichbehandlung würde in Märkten, in denen Unternehmen aus diesen beiden Kundengruppen tätig sind, zu gesetzlich legitimierten Wettbewerbsverzerrungen führen. Markteintrittshürden für neue Anbieter durch künstliche Beschränkung der Nachfra­ geseite vermeiden Ein funktionierender wirksamer Wettbewerb im Bereich der Gasversorgung setzt hinrei­ chende aktuelle und potentielle Konkurrenz voraus, um Endkundinnen und Endkunden gute Leistungen zu fairen Preisen bereit zu stellen. Bei genügendem Konkurrenzdruck auf die Erdgaslieferpreise wären die lokalen Gasnetzbetreiber sowie die ihnen vorgelagerten Weiter­ verkäufer gezwungen, ihr Beschaffungs- und Vertriebssystem effizienter auszugestalten, was aus volkswirtschaftlicher Sicht sehr zu begrüssen wäre. Damit ein wirksamer Wettbewerb entstehen kann, ist unter anderem eine genügende Anzahl von potentiellen Endkundinnen und Endkunden (Marktgegenseite) erforderlich. Dies wäre im Gasbereich nur unter der Voraussetzung gewährleistet, dass sämtliche an ein Rohrleitungs­ netz angeschlossenen Endkundinnen und Endkunden ihren Erdgaslieferanten frei wählen können. Aufgrund der Abwicklung des Netzzugangs unter den Voraussetzungen der Verbän­ devereinbarung sind nur 0, 1 % der Endkunden, die 9 % des Verbrauchs ausmachen, netzzu­ gangsberechtigt. Mit einem Schwellenwert von 100 MWh wären in der Schweiz gemäss BFE 15 Im Bereich der Stromversorgung zeigte sich dies etwa wie folgt: Spätestens ab dem Jahr 2014, als die Grosshandelspreise unter die Gestehungskosten der inländischen Energieerzeugungsanlagen fie­ len, wiesen diverse Verteilnetzbetreiber entgegen den bis Ende Mai 2019 geltenden Vorgaben in Art. 6 Abs. 5 StromVG die Kosten der Eigenproduktion primär der Grundversorgung zu, wodurch ein­ zig die freien Kunden von den auf dem Markt erzielten Preisvorteilen und somit günstigeren Strom­ preisen profitieren konnten; vgl. Newsletter 6/2016 und 7/2016 der EICom sowie Mitteilung der EICom vom 22.12.2016; www.elcom.admin.ch > Dokumentation (11.2.2020). 16 Zu diesem Ergebnis kommt eine Analyse von Enerprice im Auftrag der Handelszeitung; vgl. MICHAEL HEIM, Leuthards teure Verspätung, in: Handelszeitung vom 8.11.2018, 3. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 7 rund 1 O % der an ein Rohrleitungsnetz angeschlossenen Verbrauchsstätten netzzugangsbe­ rechtigt. In absoluten Zahlen betrachtet handelt es sich um ca. 40 000 Verbrauchsstätten. Die an die übrigen 360 000 Verbrauchsstätten angeschlossenen Endkundinnen und Endkunden hätten hingegen keine Möglichkeit, ihren Erdgaslieferanten frei zu wählen und würden dem Versorgungsmonopol des für sie zuständigen Gasnetzbetreibers unterstehen.17 Ein Drittlieferant ohne eigenes Gasnetznetz ist darauf angewiesen, eine gewisse Anzahl an Endkundinnen und Endkunden pro Bilanzzone in seinem Portfolio zu haben, um gegenüber den Netzbetreibern konkurrenzfähig zu sein. Bei Abweichungen des effektiven Verbrauchs gegenüber dem prognostizierten Verbrauch schulden die Endkundinnen und Endkunden res­ pektive deren Drittlieferanten als Teilnehmer einer Bilanzgruppe dem Bilanzgruppenverant­ wortlichen ein Entgelt. Je grösser und vielschichtiger das Endkundenportfolio eines Lieferan­ ten ist, desto geringer ist sein Risiko, bei Abweichungen eine Entschädigung zahlen zu müssen. Wenn diverse kleinere Endkundinnen und Endkunden eines Lieferanten teilweise et­ was mehr und andere etwas weniger Gas verbrauchen, als dem Bilanzzonenverantwortlichen am Vortag gemeldet wurde, heben sich diese Abweichungen innerhalb einer Bilanzgruppe auf. Diesbezüglich wird von «Verschachtelungseffekten» gesprochen. Heute ist es so, dass al­ lergrösstenteils die Netzbetreiber als angestammte Lieferanten von solchen Verschachte­ lungseffekten profitieren können; dies insbesondere auch aufgrund der Tatsache, dass ge­ mäss der Verbändevereinbarung lediglich grosse Industriekunden netzzugangsberechtigt sind und grosse Wärmekunden, KMU und Haushalte sich nicht von einem Drittanbieter beliefern lassen können. Mit zunehmender Anzahl Endkundinnen und Endkunden im Portfolio könnten auch Drittlieferanten in grösserem Ausmass von solchen Verschachtelungseffekten profitie­ ren. Eine «Teilmarktöffnung» würde die Entwicklung eines funktionierenden Wettbewerbs im Erd­ gaslieferbereich unter diesen Gesichtspunkten stark verlangsamen. Auch aufgrund der erfah­ rungsgemäss eher tiefen Wechselraten in den ersten Jahren nach Inkrafttreten der neuen re­ gulatorischen Vorgaben ist für die WEKO eine «vollständige Marktöffnung» mittels eines Spezialgesetzes unabdingbar. Auch Erfahrungen im grenznahen Ausland haben gezeigt, dass eine «vollständige Marktöff­ nung» nach etwas Vorlaufzeit die Zahl der Anbieter im Bereich der Gasversorgung vervielfa­ chen würde. So hat sich etwa in Österreich gemäss der Aufsichtsbehörde E-Control nach der regulatorischen Einführung der «vollständigen Marktöffnung» die Anzahl der Anbieter inner­ halb von 15 Jahren verdreifacht und die Wechselrate ist von 1 % auf 5 % gestiegen.18 Auch in Deutschland hat sich seit der Schaffung einer entsprechenden Rechtsgrundlage die Anzahl der im Markt aktiven Gaslieferanten in den verschiedenen Netzgebieten stetig positiv entwi­ ckelt, wodurch Druck auf die Höhe des Entgelts für die Gaslieferung der Netzbetreiber und angestammten Versorger ausgeübt wird.19 17 Erläuternder Bericht (Fn 4), 18. 18 https://www.ots.at/presseaussendung/OTS 20171005 OTS0082/e-control-15-jahre­ gasmarktoeffnung-mehr-anbieter-mehr-auswahl-bild (11.2.2020). Insgesamt 40 Erdgaslieferanten, fast die Hälfte davon sind Drittanbieter ohne eigenes Gasnetz, beliefern 1,3 Millionen Haushalts- und Kleinkunden in Österreich. Im Marktgebiet Ost können Haushalte zwischen mehr als 65 Angeboten von 25 und mehr Anbietern wählen. Im Marktgebiet West TirolN orarlberg hat sich seit der Einführung des neuen Marktmodells und der Öffnung des Retailmarktes im Oktober 2013 das Angebot kontinuier­ lich erweitert. Während es noch im Jahr 2012 mit goldgas nur einen alternativen Anbieter gab, beka­ men Kleinkunden im Jahr 2017 bis zu 4 7 Angebote von 19 unterschiedlichen Anbietern; vgl. Marktbe­ richt der Energy-Control Austria 2017, 50; https://www .e-control.at/publikationen/marktberichte (11.2.2020). 19 In 93 % der Netzgebiete waren 2017 mehr als 50 Gaslieferanten tätig. In über 56 % der Netzgebiete standen den Endkundinnen und Endkunden mehr als 100 Erdgaslieferanten zur Auswahl. Bei geson­ derter Betrachtung des Bereichs der Haushaltskunden ist die Entwicklung ähnlich positiv: In rund 87 % der Netzgebiete standen den Haushaltskunden 50 oder mehr Erdgaslieferanten zur Auswahl. In 40 % der Netzgebiete waren mehr als 100 Erdgaslieferanten aktiv tätig. Im bundesweiten Durchschnitt 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 8 Zu den Argumenten im Erläuternden Bericht gegen eine «vollständige Marktöffnung» Im Erläuternden Bericht wird ausgeführt, dass seitens des BFE keine «vollständige Marktöff­ nung» vorgeschlagen werde, hänge insbesondere mit der in Zukunft abnehmenden Bedeu­ tung des Energieträgers Erdgas im Wärmebereich zusammen. Zudem sei es vorstellbar, dass Wettbewerb im Bereich der Erdgaslieferung die Arbeiten der Gasnetzrückbauten, für welche eine langjährige Planung erforderlich sei, erschweren würde. Vor dem Hintergrund, dass die Gasversorger überwiegend im Eigentum der öffentlichen Hand stünden, welche den Umbau der Wärmeversorgung planen und finanzieren müsse, biete eine «Teilmarktöffnung» für die Kommunen zwei Vorteile: Einerseits könnten sie vorgeben, dass den gebundenen Endkundin­ nen und Endkunden zu einem gewissen Anteil erneuerbares Erdgas geliefert werden müsse. Andererseits hätten die Kommunen im Falle einer «Teilmarktöffnung» mit dem Netzbetreiber lediglich einen zentralen Ansprechpartner." Die zur Begründung der «Teilmarktöffnung» vorgebrachten Gründe überzeugen nicht. Aus Sicht der WEKO besteht aus volkswirtschaftlicher Sicht kein plausibler Grund, weshalb der Erdgasliefermarkt in der Schweiz regulatorisch begrenzt werden sollte. Die Schweiz ist bereits heute an die internationalen Handelsplätze in Deutschland und Frankreich angebunden. Wird das System diskriminierungsfrei ausgestaltet und erhalten Dritte für die Belieferung sämtlicher Endkundinnen und Endkunden Netzzugang, bestehen keine Hürden für die Entwicklung eines funktionierenden schweizweiten Wettbewerbs. Mittels der Beschränkung der freien Lieferan­ tenwahl durch die neu angedachten regulatorischen Vorgaben wird der Markt für Erdgasliefe­ rung an Endkundinnen und Endkunden hingegen künstlich verkleinert und für Drittanbieter unattraktiv gemacht. Drittanbieter sind nicht nur mengen-, sondern auch anzahlmässig auf hinreichende Nachfrage angewiesen, um überhaupt in den Markt eintreten zu können. Nur weil die Bedeutung der Gasversorgung in fernerer Zukunft möglicherweise abnehmen könnte, ist dies aus wettbewerblicher Sicht keine Legitimation dafür, insbesondere Endkundin­ nen und Endkunden, die vor Kurzem eine neue Erdgasheizung eingebaut haben und diese noch mehrere Jahrzehnte betreiben werden, das Recht auf Netzzugang zu verweigern und sie zu zwingen, das Gas zu tendenziell überteuerten Konditionen vom Netzbetreiber/Monopolis­ ten abzunehmen. Im Weiteren ist angesichts der unsicheren Verhandlungen zu einem Strom­ abkommen zwischen der Schweiz und der EU fraglich, ob es ohne Abkommen und ungenü­ gendem Ausbau von erneuerbaren Energien nach 2030 in der Schweiz nicht zu Investitionen in Gaskraftwerke kommen könnte, wie es Forschende der EPFL und der Universität St. Gallen kürzlich aufgezeigt haben.21 überdies vertritt auch die Eidgenössische Elektrizitätskommission (EICom) als zuständige Aufsichtsbehörde im Bereich der Stromversorgungssicherheit seit ge­ raumer Zeit die Auffassung, dass der Bau von Gaskombikraftwerken ernsthaft in Erwägung zu ziehen ist, um die längerfristige Energieversorgung in der Schweiz sicherzustellen.22 Wie im Erläuternden Bericht richtig ausgeführt wird, würde eine «vollständige Marktöffnung» dazu führen, dass die heute regelmässig überhöhte Monopolrente der Gasnetzbetreiber für kann eine Endkundin oder ein Endkunde in dem Netzgebiet, in welchem sie resp. er an das Gasnetz angeschlossen ist, zwischen 116 verschiedenen Erdgaslieferanten wählen, im Bereich der Haushalts­ kunden liegt dieser Durchschnitt bei 98 Erdgaslieferanten; vgl. Bundesnetzagentur, Monitoringbericht 2018, 335; https://www. bu ndesnetzagentu r. de/Sh ared Docs/Med iathek/Mon itoring berichte/Mon itoring­ bericht2018. pdf? blob=publicationFile&v=6 (11.2.2020). 20 Erläuternder Bericht (Fn 4 ), 12. 21 http://www. snf. ch/de/fokusF orsch ung/newsroom/Seiten/news-191205-med ienm ittei I u ng-d ie­ schweiz-verl iert-weiter-an-einfluss-in-der-eu ropaeischen-energ iepolitik. aspx (11.2.2020). 22 Vgl. Laurianne Altweg (Vizepräsidentin EICom), Referat am EICom-Forum 2019 vom 15.11.2019 in Basel, 8 f.; www.elcom.admin.ch > Dokumentation >Veranstaltungen> EICom-Foren > EICom-Forum 2019 (11.2.2020). Siehe hierzu auch: Gaskraftwerke müssen enttabuisiert werden, Interview mit dem abtretenden EICom-Präsidenten Carlo Schmid-Sutter, in: NZZ vom 21.12.2019, 14 f. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 die Erdgaslieferung gegenüber den gemäss der Verbändevereinbarung nicht netzzugangsbe­ rechtigten Endkundinnen und Endkunden abgebaut würde, was aus wettbewerblicher Sicht als zwingend geboten erscheint. überdies ist davon auszugehen, dass sich nicht nur die Gewinne, sondern auch die Kosten für die Erdgasbeschaffung (exkl. den gegebenen Marktpreis) im Falle einer Konkurrenzsitua­ tion verringern werden. Die Gasversorger werden bei Verwirklichung der «vollständigen Markt­ öffnung» einen verstärkten Anreiz erhalten, auch für die heute faktisch gebundenen kleineren Gewerbe- und Haushaltskunden möglichst kostengünstig Erdgas einzukaufen und insofern ihre Beschaffungsstrategie zu optimieren (z. B. vermehrt kurzfristige Erdgasbeschaffung über internationale Handelsplätze) und diesen Vorteil auch an die Endkundinnen und Endkunden weiterzugeben. Dass sich auch in kleinem Raum Wettbewerb entwickeln kann, zeigt sich beispielsweise in Bezug auf das Fürstentum Liechtenstein. Als EWR-Mitgliedstaat hat Liechtenstein den Gas­ markt vollständig geöffnet. Händler beziehen das Erdgas zur Versorgung von Endkundinnen und Endkunden vom Central European Gas Hub (CEGH) in Österreich. Die gesetzliche Ver­ ankerung des Rechts auf Netzzugang zur Belieferung sämtlicher Endkundinnen und Endkun­ den führte dazu, dass die liechtensteinische Gasversorgung (LGV), die angestammte Netzbe­ treiberin in Liechtenstein, von Oktober 2014 bis September 2018 Preisreduktionen auf den Kosten für die Erdgaslieferung im Umfang von rund 40 % (aufgrund von tieferen Preisen an den Handelsmärkten sowie durch eine effizientere Ausgestaltung des internen Beschaffungs­ und Vertriebssystems) direkt an ihre Endkundinnen und Endkunden weitergab.23 Es darf be­ zweifelt werden, dass die tieferen Bezugskosten unter dem Regime einer «Teilmarktöffnung» ohne Konkurrenzdruck von Drittanbietern in diesem Ausmass an die kleineren Haushalts- und Gewerbekunden weitergegeben worden wären.24 Nebst den bereits heute operationell in der Schweiz im Bereich der Gasversorgung tätigen Händlern Enerprice und Axpo würde es eine «vollständige Marktöffnung» auch weiteren EVU wie Alpiq und BKW oder Akteure aus dem grenznahen Ausland ermöglichen, in den Markt für Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden einzutreten, was den Wettbewerb verbes­ sern würde. Beispielsweise wäre wohl auch die in Liechtenstein domizilierte Gashändlerin Athina AG daran interessiert, kleinere Haushalts- und Gewerbekunden in der Schweiz mit ei­ nem jährlichen Verbrauch unter 100 MWh mit Erdgas zu beliefern. Der Eintritt weiterer Akteure in den Markt könnte zudem dazu führen, dass die angestammten Versorger der heute faktisch gebundenen Endkundinnen und Endkunden aufgrund des zunehmenden Preisdrucks ihr ei­ genes Vertriebssystem effizienter ausgestalten und an die Wettbewerbssituation anpassen würden. Im Weiteren ist es nicht nachvollziehbar, inwiefern die Anzahl der im Erdgas/ieferbereich täti­ gen Akteure auf dem Gebiet einer bestimmten Stadt oder Gemeinde einen Zusammenhang mit dem Planungsaufwand der Kommunen im Falle von Leitungsstilllegungen haben sollte. 23 Liechtensteiner Vaterland vom 11.9.2018, 3; www.lqv.li/files/attachments/2018-09-11 Vater­ land Erdqaspreiserhoehung ab Okt 2018.pdf (11.2.2020). 24 Beispielsweise weigerten sich die industriellen Werke Basel (IWB), eine Empfehlung des Preisüber­ wachers umzusetzen und Preisreduktionen der Vorlieferantin für die Erdgaslieferung in den Jahren 2013 und 2014 an die Endkunden weiterzugeben. Die Nichtweitergabe wurde seitens IWB damit be­ gründet, dass zum Zeitpunkt der rechtlichen Ausgliederung von IWB im Jahr 2012 eine Neubewertung der Gasnetzinfrastruktur stattgefunden habe, wodurch die Preisreduktion bei der Gaslieferung kom­ pensiert worden sei; vgl. MARTIN REGENASS, Preisüberwacher rüffelt IWB. Die Industriellen Werke Ba­ sel hätten 2013 und 2014 die Gaspreise senken müssen, in: Basler Zeitung vom 29.1.2016, 21. Da nicht davon ausgegangen werden kann, dass die Netzbewertung vor der rechtlichen Ausgliede­ rung bei IWB einen Verlust generierte, lässt dies gleichzeitig den Schluss zu, dass die Neubewertung zu erheblichen Mehrbelastungen der Netznutzer führte (aufgrund von Aufwertungen von bereits abge­ schriebenen und von den Endkunden bezahlten Anlagerestwerten); vgl. die nachfolgenden Ausführun­ gen zu Art. 19 GasVG. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 10 Sollte strategisch der Abbruch des Gasnetzes beschlossen werden, bleiben die primären An­ sprechpartner der Kommunen auch im Falle einer «vollständigen Marktöffnung» im Erdgaslie­ ferbereich die Netzbetreiber sowie die Endkundinnen und Endkunden, die vorzeitig vom Gas­ netz getrennt werden sollen, obwohl ihre Gasheizung noch funktionieren würde (Gasheizkessel haben eine Lebensdauer von mind. 15 Jahren). Derartige Stilllegungen sind langwierige Prozesse, welche mehrere Jahre im Voraus angekündigt werden müssen. Gaslie­ ferverträge werden aufgrund der Preisvolatilität jedoch kaum über mehr als einen Zeitraum von drei Jahren abgeschlossen. Insofern ergibt sich aus Sicht der WEKO auch potentiell kein zusätzlicher Koordinationsaufwand für die Kommunen, falls in Zukunft Rohrleitungsnetze de­ finitiv stillgelegt werden sollten, wenn nicht sämtliche Endkundinnen und Endkunden auf ihrem Gebiet durch den örtlich zuständigen Gasnetzbetreiber versorgt werden, sondern auch Drittan­ bieter im betreffenden Erdgasliefermarkt tätig sind. überdies ist es seitens der Kantone und Gemeinden nicht nur in Bezug auf Gasheizungen, sondern auch hinsichtlich der noch co--scnäducneren Ölheizungen strategisch angedacht, dass diese mittel- und langfristig durch C02-freundliche erneuerbare Energieträger ersetzt werden sollen. Aufgrund der Klimaziele, zu denen sich die Schweiz verpflichtet hat, ist damit zu rechnen, dass nicht nur die Anzahl der Gasheizungen, sondern insbesondere auch die Anzahl der Ölheizungen in der Schweiz in den nächsten Jahrzehnten kontinuierlich abnehmen wird. Soweit ersichtlich wurde es aber hinsichtlich des Verkaufs von Erdöl an Endkundinnen und Endkunden bislang von keiner Seite ernsthaft in Erwägung gezogen, diese Tätigkeit recht­ lich zu monopolisieren und exklusiv an staatlich beherrschte Unternehmen zu übertragen. Ebenso wenig ist in diesem Bereich angedacht, die Preise für Öllieferung über die C02- Gesetzgebung hinaus für die kleineren Gewerbe- und Haushaltskunden künstlich zu verteuern und diesen den Bezug von Erdöl zu Wettbewerbskonditionen zu verunmöglichen. Durch die Einführung eines rechtlichen Monopols für kleinere Haushalts- und Gewerbekunden würde diesen zudem die Möglichkeit genommen, den Lieferanten zu wechseln, um qualitativ hochwertigeres Biogas einzukaufen, welches einen geringeren C02-Anteil als konventionelles Erdgas aufweist. Nicht alle Netzbetreiber in der Schweiz bieten ihren Endkundinnen und End­ kunden Biogas aus einheimischer Produktion an. Unter der «vollständigen Marktöffnung» könnten innovative Angebote im Bereich der einheimischen Biogasproduktion ohne wettbe­ werbsverzerrende Subventionen am Markt angeboten und abgesetzt werden. Im Weiteren ist das Argument im Erläuternden Bericht, wonach es den Kommunen einzig eine gesetzliche «Teilmarktöffnung» ermögliche, ihren lokalen GVU Vorgaben hinsichtlich ihres Energieportfolios zu machen, unzutreffend. Die Städte und Gemeinden haben - unabhängig von der Frage des Regulierungsgrades im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden - als Eigentümer der GVU sowohl nach geltendem Recht als auch künftig die Möglichkeit, über deren Beschaffungsstrategie zu bestimmen. Bereits heute versorgen diverse Stadtwerke die Endkundinnen und Endkunden aufgrund einer entsprechenden kommunalen Eigentümerstrategie zu einem gewissen Mindestanteil mit Biogas, ohne dass hierzu eine bun­ desrechtliche Vorgabe bestehen würde.25 Der diesbezügliche Handlungsspielraum würde bei einer «vollständigen Marktöffnung» in keiner Weise eingeschränkt. Die lokalen Netzbetreiber hätten ohne gebundene Endkundinnen und Endkunden einzig keine absolute Garantie, das Biogas zum Einkaufspreis mit zusätzlichem Gewinn verkaufen zu können. Ein solches Privileg würde jedoch zu Wettbewerbsverzerrungen gegenüber Drittlieferanten ohne eine solche Absatzgarantie führen und den fairen Wettbewerb im Bereich des (grösstenteils im Ausland produzierten) Biogases beeinträchtigen. 25 Vgl. bspw. die Medienmitteilung des Gemeinderats der Stadt Bern und von Energie Wasser Bern (ewb) vom 22.11.2018; https://www.bern.ch/mediencenter/medienmitteilungen/aktuell ptk/biogasan­ teil-wird-erhoeht (11.2.2020). Zudem kann etwa auf die geplante Änderung der Eigentümerstrategie der Stadt Frauenfeld im Kontext mit der Beschaffung von Biogas ihres Stadtwerks hingewiesen wer­ den; https ://www . tag b latt. ch/ostschweiz/fra u e nfeld/ das-ende-des-erd g as-ze ita lters-ist-na h-n u n-s u­ chen-d ie-fra ue nfelder -we rkbetrie be-n ach-e rsatz-ld. 1155001 (11.2.2020). 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 11 Zudem liesse sich eine Beschränkung des Erdgasliefermarktes mittels der so genannten «Teil­ marktöffnung» auch nicht mit dem Argument legitimieren, dass dadurch der Umsetzungsauf­ wand bei den Netzbetreibern gegenüber der «vollständigen Marktöffnung» geringfügiger wäre. Aus Sicht des WEKO sowie gemäss den Ergebnissen in der vom BFE in Auftrag gege­ benen Studie von Frontier Economics und INFRAS würde der mit der «vollständigen Marktöff­ nung» einhergehende volkswirtschaftliche Nutzen die allfälligen Umstellungskosten überwie­ gen.26 Gestützt auf die Verbändevereinbarung sind heute schweizweit rund 400 Endkundinnen und Endkunden netzzugangsberechtigt. Bei Einführung der «Teilmarktöffnung» erhielten die Eigentümer von 40 000 Verbrauchsstätten das Recht auf Netzzugang.27 Insofern müssten Netzbetreiber, welche ihre Systeme zur Abwicklung des Netzzugangs bislang nicht automati­ siert haben, auch bei einer «Teilmarktöffnung» im vergleichbaren Umfang Umstellungen vornehmen. Die Prozesse zur Abwicklung des Netzzugangs sind also unabhängig vom künf­ tigen Liberalisierungsgrad zu professionalisieren, um die potentielle Nachfrage erfüllen zu kön­ nen. Dafür sind insbesondere automatisiere Energiedatenmanagementsysteme erforderlich. Solche Systeme, die sowohl für den Strombereich als auch für den Gasbereich parallel einge­ setzt werden können, werden seit geraumer Zeit auf dem Markt angeboten.28 Es sind schlüs­ selfertige Lösungen im Bereich der intelligenten Messgeräte und der Datenübertragung erhält­ lich inkl. der gesamten Integration sämtlicher Energieträger (Strom, Gas, Wasser), um die Prozesskosten möglichst tief zu halten. Diese Systeme sind in der Lage, Messdaten automa­ tisiert zu sammeln und auszuwerten.29 Bei diversen Gasnetzbetreibern sind die Voraussetzun­ gen für die automatische Prozessabwicklung im Falle einer Drittbelieferung bereits heute ge­ qeben." Im Übrigen geht die WEKO im Sinne der Ausführungen im Erläuternden Bericht31 davon aus, dass Investitionen in solche Systeme auch nach Inkrafttreten des GasVG als Basis bei der Berechnung der anrechenbaren Kapitalkosten berücksichtigt werden könnten, weil sie für den sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzbetrieb erforderlich sind (vgl. Art. 19 Abs. 1 und 3 GasVG), wodurch sich die allfälligen finanziellen Mehrbelastungen der Netzbe­ treiber im Kontext mit der Systemumstellung in engen Grenzen halten würden. Weiter ist zu berücksichtigen, dass es sich bei den Gasnetzbetreibern überwiegend um Querverbundunter­ nehmen handelt, die auch im Strombereich tätig sind und von entsprechenden Synergien und Erfahrungen profitieren können.32 Im Übrigen ist die mit der gesetzlichen Verankerung einer «Teilmarktöffnung» einhergehende Zementierung des heute faktischen Versorgungsmonopols der Netzbetreiber zur Belieferung von kleineren Haushalts- und Gewerbekunden auch rein konzeptionell nicht nachvollziehbar. Gemäss den Erläuternden Bericht seien sämtliche Rechtsbeziehungen zwischen Akteuren der Gaswirtschaft sowie den Endkundinnen und Endkunden privatrechtlicher Natur. Dies gelte insbesondere auch für die Erdgaslieferung der Netzbetreiber an Endkunden ohne Netzzugang. Aus der Kontrahierungspflicht der gebundenen Endkundinnen und Endkunden lasse sich nicht 26 Die Studie von Frontier Economics und INFRAS (Fn 13, 74) kommt zum Schluss, dass die einmali­ gen Umstellungskosten für die Gasnetzbetreiber insgesamt ca. CHF 7 bis CHF 16 Mio. betragen dürf­ ten. Bei rund 100 Gasnetzbetreibern macht dies durchschnittlich CHF 70 000 bis CHF 160 000 aus. Was die Kosten für neu anzuschaffende Infrastruktur anbelangt, ist davon auszugehen, dass es sich dabei grösstenteils um regulatorisch aktivierbare Anlagewerte handeln wird, bei denen die Abschrei­ bungen in die Netznutzungstarife eingerechnet werden dürfen. 27 Erläuternder Bericht, 18. 28 https://www.optimatik.ch/loesungen/energiedatenmanagement (11.2.2020). 29 Z. B. Meter-Data-Management Sagemcom Fröschl GmbH und Smart Metering- und Smart Grid­ System GRIDSTREAM AIM Landis+Gyr. 30 Gasverbund Mittelland AG (GVM), Geschäftsbericht 2017/2018, 15; https://www.gvm-ag.ch/medien­ gvm/medien.html (11.2.2020). 31 Erläuternder Bericht (Fn 4), 63. Demnach soll es sich bei den Umstellungskosten im Kontext mit der Lastgangmessung sowie Einführung von Standardlastprofilen und IT-Systemen um «Kapitalkosten» handeln. 32 Im Strombereich hatten die Netzbetreiber ab Inkrafttreten des StromVG im Jahr 2008 ihre Systeme an die Anforderungen einer Teilmarktöffnung auszurichten. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 12 folgern, dass es sich beim Netzbetrieb um eine staatliche Aufgabe handle. Die regulierte Ver­ sorgung stelle keine Form des Service public dar.33 Das Gesetz vermittle den Endkundinnen und Endkunden und Erzeugern keinen Anspruch auf Netzanschluss.34 Hinreichende Gründe, die den mit einer blassen «Teilmarktöffnung» verbundenen Eingriff des Staates in die rein privatrechtlichen Rechtsverhältnisse zwischen den Endkundinnen und End­ kunden sowie den Erdgaslieferanten legitimieren würden, liegen nicht vor. Im Zusammenhang mit der Kontrahierungspflicht der Endkundinnen und Endkunden ohne Netzzugang könnte viel­ mehr ein Eingriff in die Wirtschaftsfreiheit von bestimmten Endkundinnen und Endkunden sowie insbesondere von dritten Erdgaslieferanten vorliegen, da diese in ihrer Erwerbstätigkeit - dazu gehört auch die freie Wahl der Vertragspartner- eingeschränktw erden.35 Auch unter Berücksichtigung der Erläuterungen ist aus Sicht der WEKO kein öffentliches Interesse er­ sichtlich, welches es rechtfertigen würde, bestimmten Endkundinnen und Endkunden abhän­ gig von ihrem Verbrauch die Wahl des Erdgaslieferanten auf unbestimmte resp. unbegrenzte Zeit zu verbieten.36 Zudem erscheint die Verhältnismässigkeit eines solchen Eingriffs zweifel­ haft. Es gibt mildere Mittel als ein für kleinere Haushalts- und Gewerbekunden geltendes Ver­ bot der freien Lieferantenwahl, um längerfristig eine nachhaltige und umweltschonende Wär­ meversorgung sicherzustellen; etwa finanzielle Anreize für einen Wechsel zu einem erneuerbaren Heizsystem nach dem Lebensende des bisherigen Heizsystems oder strengere Vorgaben für sämtliche Endkundinnen und Endkunden im Rahmen der C0 2-Gesetzgebung. Schliesslich ist darauf hinzuweisen, dass es seitens der EU bis heute zu keinem Zeitpunkt angedacht war, die im Rahmen der «vollständigen Marktöffnung»37 seit über einem Jahr­ zehnt bestehende Verpflichtung der Netzbetreiber zur Gewährleistung des diskriminierungs­ freien Netzzugangs im Gasbereich zur Belieferung sämtlicher Endkundinnen und Endkunden aufzuheben und den Wettbewerb in den Erdgasliefermärkten zu beschränken38; dies, obwohl sich die EU-Mitgliedstaaten wie die Schweiz im Rahmen des Pariser Klimaschutzübereinkom­ mens zur Einhaltung von ambitionierten Zielvorgaben verpflichtet haben und sich auch die EU verbindliche Richtwerte hinsichtlich der Energiewende gesetzt hat39. Demnach ist es aus Sicht der EU möglich, die Energiewende zu schaffen, ohne den Wettbewerb im Bereich der Erd­ gaslieferung einzudämmen und potentielle Konkurrenten der Netzbetreiber vom Markt um kleinere Haushalts- und Gewerbekunden auszuschliessen. 33 Erläuternder Bericht (Fn 4), 29. 34 Erläuternder Bericht (Fn 4 ), 31. 35 Vgl. statt vieler: BGE 143 1 395 E. 4.1. 36 Insbesondere stellt eine allfällige an das Gemeinwesen abzuliefernde Gewinnmarge aus dem Ge­ schäft der angestammten Netzbetreiber mit Erdgaslieferungen an gebundenen Endkundinnen und Endkunden wohl kein zulässiges öffentliches Interesse für einen Eingriff in die Wirtschaftsfreiheit dar, sondern wäre als rein fiskalisch einzuschätzen; vgl. BGE 138 1 378 E. 8.6. 37 Vgl. Art. 32 der Richtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13.7.2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG (ABI. L 211 vom 14.8.2009, S. 94). 38 Vgl. bspw. den vierten Bericht der EU-Kommission zur Lage der Energieunion vom 13.5.2019 (COM(2019) 175 final). 39 Bis 2030: Verringerung der EU-internen Treibhausgasemissionen um mindestens 40 % gegenüber dem Stand von 1990, Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien auf mindestens 32 % und Erhö­ hung der Energieeffizienz um mindestens 32,5 %; vgl. Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11.12.2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (ABI. L 328 vom 21.12.2018, S. 82) sowie Richtlinie (EU) 2018/2002 des Europäischen Parla­ ments und des Rates vom 11.12.2018 über Energieeffizienz (ABI. L 328 vom 21.12.2018, S. 210). 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 13 Ad Art. 9 - Regulierte Versorgung Antrag: 1 Art. 9 GasVG sei zu streichen. Begründung: Falls der Antrag der WEKO zu Art. 7 GasVG berücksichtigt und gesetzlich die «volle Marktöff­ nung» verankert wird, ist keine regulatorische Versorgung erforderlich, da die Endkundinnen und Endkunden den Erdgaslieferanten frei wählen können. Gemäss der vorgesehenen Kon­ zeption des GasVG soll es sich bei der regulierten Versorgung nicht um eine Form des Service public handeln. Zudem soll für die Netzbetreiber auch künftig keine bundesrechtlich verankerte Pflicht zum Netzanschluss von Endkundinnen und Endkunden geben.40 Daher beantragt die WEKO, dass Art. 9 GasVG gestrichen wird. Ad Art. 11 - Rechnungsstellung Aus wettbewerblicher Sicht ist es sehr zu begrüssen, dass die Akteure der Gasversorgung in Art. 11 GasVG verpflichtet werden sollen, die Netzkosten, die Kosten für die Erdgaslieferung sowie weitere Kosten auf den Rechnungen an Endkundinnen und Endkunden zu entflechten. Durch das Unbundling der Netzkosten von den Kosten für die Erdgaslieferung in den Rech­ nungen erhalten die Endkundinnen und Endkunden Transparenz über die Höhe des von ihnen zu entrichtenden Preises für die Erdgaslieferung. Diese Transparenz erleichtert es ihnen, im Bereich der Erdgaslieferung mittels Einholung von Offerten bei Konkurrenzunternehmen Preisvergleiche für die einzelnen bezogenen Leistungen vorzunehmen, was dem Wettbe­ werb förderlich sein wird. Ad Art. 12 - Netzzugang Antrag: Art. 12 GasVG sei dahingehend umzuformulieren, dass der diskriminierungsfrei auszugestal­ tende Netzzugang nur bei ungenügender Qualität des einzuspeisenden Gases verweigert werden darf. Begründung: Falls dem Antrag des WEKO zu Art. 7 GasVG entsprochen und eine «vollständige Marktöff­ nung» eingeführt wird, ist die Formulierung in Art. 12 GasVG konsequenterweise ebenfalls anzupassen, da in diesem Fall keine Einschränkungen hinsichtlich der Lieferantenwahl mehr bestehen. 40 Erläuternder Bericht (Fn 4), 36. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 14 Ad Art. 13 - Ein- und Ausspeiseverträge Antrag: Art. 13 Abs. 2 GasVG sei dahingehend zu ergänzen, dass die EnCom Änderungen der von der Gaswirtschaft ausgearbeiteten Vertragsstandards beantragen kann, falls diese zur Ge­ währleistung des stabilen Netzbetriebs nicht zwingend erforderlich sind und zu Diskriminie­ rungen von Netznutzern (Händler, Lieferanten sowie Endkundinnen und Endkunden) bei der Abwicklung des Netzzugangs führen können. Die EnCom hat vor einer Änderung die WEKO zu konsultieren. Begründung: Entry-Exit-System (EES) ohne Citygates (Zweivertragsmodell) Die WEKO begrüsst es, dass im Gesetzesentwurf in Art. 13 Abs. 1 ein Entry-/Exit-Tarifsystem ohne Citygates angedacht ist. Hieraus ergibt sich, dass ein Netznutzer lediglich zwei Netznut­ zungsverträge abschliessen muss, um Gasmengen über einen beliebigen Einspeisepunkt in das Schweizer Marktgebiet zu importieren und bis zum massgeblichen Ausspeisepunkt für die Belieferung seiner Endkundin oder seines Endkunden transportieren zu können.41 Dieses Mo­ dell wird bei Einführung einer «vollständigen Marktöffnung» zu einer grösseren Vielfalt an An­ bietern und einer höheren Liquidität im Schweizer Gasmarkt führen. Das Zweivertragsmodell trägt unter diesen Voraussetzungen massgeblich zu einem wirksamen und unverfälschten Wettbewerb bei. Für Netznutzer ist es mit weniger grossem administrativem Aufwand verbun­ den als das von der Gaswirtschaft bevorzugte EES mit Citygates. Bei einem EES mit Citygate (Status quo) müssen die Netznutzer nebst einer Buchung beim Einspeisepunkt und einer solchen beim Ausspeisepunkt (Citygate) zusätzlich noch einen Ver­ trag mit dem lokalen Netzbetreiber schliessen (Dreivertragsmodell). Mit einem solchen Modell könnte es zu Diskriminierungen kommen, da Netznutzer (Lieferanten und lokale Netzbetreiber) zusätzlich auch am Citygate Kapazität buchen müssen. Zudem würden hierdurch die Trans­ aktionskosten ohne erkennbaren Mehrwert deutlich steigen. Als integrierte Versorger mit gros­ sem Kundenportfolio profitieren die lokalen Netzbetreiber gegenüber Drittlieferanten von Ver­ schachtelungseffekten aus der vertraglichen Bündelung, so dass sie für die Belieferung einer bestimmten Endkundin oder eines bestimmten Endkunden weniger Kapazität buchen müssen als ein Drittlieferant.42 Das Zweivertragsmodell stellt daher insbesondere sicher, dass Drittlie­ feranten gegenüber lokalen Netzbetreibern im Erdgasliefermarkt nicht benachteiligt werden. Vertragsstandards für Ein- und Ausspeiseverträge (Art. 13 Abs. 1 und 2 GasVG) In Art. 13 Abs. 2 GasVG ist vorgesehen, dass die Netzbetreiber unter vorgängiger Konsultation der «interessierten Kreise» hinsichtlich der Inhalte der Ein- und Ausspeiseverträge einen für das Marktgebiet einheitlichen Standard festzusetzen haben. Bereits heute legen die Netzbe­ treiber als Monopolanbieter für den Transport und die Verteilung von Erdgas über Rohrlei­ tungsnetze die Standardinhalte der Netznutzungsverträge einseitig fest.43 Da die Netzbetreiber auch künftig die wesentlichen Inhalte der Netznutzungsverträge einseitig nach ihren Vorstellungen werden ausgestalten können, besteht die Gefahr, dass Netznutzer (Händler, Lieferanten sowie Endkundinnen und Endkunden) aufgrund einzelner Vertragsbe­ stimmungen benachteiligt bzw. diskriminiert werden könnten. Es ist nicht auszuschliessen, dass die Netzbetreiber als angestammte Versorger versuchen könnten, aktuelle und potenti­ elle Konkurrenten im Bereich der Erdgaslieferung zu behindern, um gegenüber dem bisheri­ gen Kundenstamm höhere Preise (weiterhin) durchzusetzen. Gemäss dem Gesetzesentwurf 41 Erläuternder Bericht (Fn 4), 20. 42 EVU-Partners, Gasmarkt Schweiz 2017, 13; http://www.evupartners.ch/evupartners/wp-contenUup­ loads/2017/06/20170623 gasmarkt-schweiz-2017-1.pdf (11.2.2020). 43 Vgl. Musterverträge auf der Webseite der KSDL; http://www.ksdl-erdgas.ch/downloads/ (11.2.2020). 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 15 müssen die «interessierten Kreise» und die EnCom lediglich konsultiert werden, haben aber kein Mitspracherecht. Ihre Einwände müssen daher von der Gaswirtschaft bei der Erarbei­ tung der Vertragsstandards nicht zwingend berücksichtigt werden. Im GasVG ist zurzeit keine rechtliche und funktionelle Entflechtung des Netzbetriebs eines vertikal integrierten EVU von den übrigen Geschäftsbereichen angedacht (vgl. Art. 5 GasVG). Insofern besteht bei der Ausarbeitung der Vertragsstandards ein gewisses Missbrauchspoten­ tial. Dies spricht dafür, dass die künftige Aufsichtsbehörde EnCom die Befugnis erhalten soll, Anpassungen der Standards vorzuschreiben, wenn diese Drittlieferanten im Bereich der Ver­ sorgung von Endkundinnen und Endkunden behindern, ohne dass dies zur Aufrechthaltung der Netzstabilität zwingend erforderlich wäre und insofern dazu führen kann, dass der Netzzu­ gang nicht effizient und diskriminierungsfrei ausgestaltet ist. Vor diesem Hintergrund beantragt die WEKO, dass die EnCom in Art. 13 GasVG befugt wer­ den soll, die einheitlichen Vertragsstandards abzuändern, wenn diese zu einer ungerechtfer­ tigten Behinderung von Drittanbietern im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden führt und der Netzzugang dadurch nicht effizient und diskriminierungsfrei ausge­ staltet wird. Die EnCom soll vor einer Änderung die WEKO konsultieren, da diese im Kontext mit Wettbewerbsverzerrungen aufgrund von Diskriminierungen über besonderes Fachwissen verfügt. Ad Art. 14 - Nutzung der Kapazitäten des Transportnetzes Antrag: Es sei in Art. 14 GasVG ein neuer Absatz einzufügen, wonach die EnCom befugt ist, die vom MGV zu publizierende Kapazitätsberechnung zu überprüfen und abzuändern, falls sie unter Berücksichtigung der Netzstabilität und des effizienten Netzbetriebs zu tief angesetzt wurde. Begründung: Möglichkeit zur Überprüfung der technischen Kapazität an den Grenzübergangspunk­ ten durch die EnCom Voraussetzung für einen effizienten Wettbewerb im Bereich der Erdgaslieferung ist, dass die in der Schweiz tätigen Händler und Lieferanten die vorhandenen Transportnetze flexibel nut­ zen können, um Gas entsprechend den Preissignalen zu transportieren. Nur ein gut funktio­ nierender Verbund von Transportnetzen, der gleiche Zugangsbedingungen für alle bietet, er­ möglicht einen ungehinderten Gasfluss für den Transit sowie zur Versorgung der Endkun­ dinnen und Endkunden.44 Ein diskriminierungsfrei ausgestaltetes Kapazitätsvergabeverfah­ ren, worin sämtliche aus technischer Sicht verfügbare Netzkapazität versteigert wird, zieht mehr Händler und Lieferanten an, wodurch sich die Liquidität an den Gashandelsplätzen er­ höht und ein Beitrag zu effizienten Preisfindungsmechanismen und damit zu fairen Gaspreisen geleistet wird, die auf dem Grundsatz von Angebot und Nachfrage beruhen. Vor diesem Hintergrund sollte den Transportnetzkunden unter Berücksichtigung der Netzsta­ bilität und des effizienten Netzbetriebs die maximale verfügbare Kapazität zur Verfügung ge­ stellt werden. Um sicherzustellen, dass nicht ohne legitime technische Gründe freie Kapazitä­ ten blockiert und dem Wettbewerb entzogen werden, sollte die EnCom die jährlich vom MGV 44 Verordnung (EU) 2017/459 der EU-Kommission zur Festlegung eines Netzkodex über Mechanis­ men für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 984/2013 (ABI. L 72/1 vom 17.3.2017; nachfolgend: Verordnung [EU] 2017/459), E. 4. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 16 unter Berücksichtigung der Vorgaben in der EU45 zu berechnende technische Kapazität an den Grenzübergangspunkten überprüfen und bei Bedarf anpassen dürfen. Wir beantragen, Art. 14 GasVG in diesem Sinne zu ergänzen. Eine entsprechende Befugnis kommt etwa auch der Bundesnetzagentur in Deutschland zu.46 Ad Art. 17 - Netznutzungstarife der Verteil netze Antrag: Im Erläuternden Bericht sei zu Art. 17 GasVG festzuhalten, dass Verschachtelungseffekte auf der Verteilnetzebene über angemessene Leistungstarife diskriminierungsfrei an alle Netznutzer weiterzugeben sind und dass die Leistungskomponente der an die Endkundinnen und Endkunden verrechneten Netznutzungsentgelte nicht auf den gebuchten Kapazitäten zu basieren hat, sondern anhand der effektiv realisierten Leistungsspitzen bestimmt werden soll. Begründung: In Art. 12 GasVG ist vorgesehen, dass die Netzbetreiber den Netznutzern diskriminierungsfrei Netzzugang zu gewähren haben. Gemäss Art. 16 Abs. 1 GasVG müssen die Tarife für die Nutzung der Verteilnetze distanzunabhängig sein und die verursachten Netzkosten wieder­ spiegeln. Dem Prinzip der Verursachergerechtigkeit, das auch im Erläuternden Bericht hervor­ gehoben wird,47 ist im Sinne einer effizienten Kapazitätszuordnung aus ökonomischer Sicht grundsätzlich zuzustimmen. Dazu möchten wir im Hinblick auf die Leistungskomponente des Netznutzungstarifs folgende Feststellungen machen: Der Verteilnetzbetreiber bucht gemäss dem Erläuterndem Bericht die Kapazität, welche für die Belieferung sämtlicher an sein Netz angeschlossener Endkundinnen und Endkunden notwendig ist, über einen Netzkoppelungsvertrag.48 Da einem einzelnen Ver­ braucher schon beim Netzanschluss zugesichert wird, dass er im Rahmen der Kapazität seiner Netzanschlussleitung langfristig Erdgas beziehen kann, kann der mittel- bis langfristige Ge­ samtkapazitätsbedarf aller Endkundinnen und Endkunden in einem Verteilnetz für diese Bu­ chung schon im Rahmen der Netzentwicklungsplanung beim vorgelagerten Netzbetreiber vor­ gebracht werden (Art. 4 Abs. 1 Bst. c GasVG). Für die Buchung resultieren aus der Bündelung der Kapazitäten Verschachtelungseffekte mit der Folge, dass der Verteilnetzbetreiber nicht zu jedem Zeitpunkt der Tarifperiode die ma­ ximale (erwartete) Leistungsspitze für alle Endkundinnen und Endkunden bereithalten muss. Damit kann er auf dem vorgelagerten Netz auch weniger Kapazität buchen als die Summe aller maximalen (erwarteten) Leistungsspitzen, die in der Tarifperiode realisiert werden. Im Sinne der effizienten Nutzung der vorhandenen Kapazitäten und der Verursachergerechtigkeit lassen sich daraus zwei Schlussfolgerungen ziehen: Die Verschachtelungseffekte müssen über angemessene Leistungstarife diskriminierungsfrei an alle Netznutzer - und damit auch an Drittlieferanten respektive drittbelieferte Endkundinnen und Endkunden - weitergegeben werden und die in Rechnung gestellten Netznutzungsentgelte sollten - bezogen auf die Lei­ tungskomponente - auf den tatsächlich realisierten Leistungsmaxima der Endkundinnen 45 Art. 6 Verordnung (EU) 2017/459. Demzufolge haben die Fernleitungsnetzbetreiber in den EU-Mit­ gliedstaaten eine gemeinsame Methodik zur Berechnung der technischen Kapazität an den Netzkop­ pelungspunkten zu entwickeln. 46 § 9 Abs. 1 i. V. m. § 50 Abs. 1 Ziff. 4 der Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen vom 3.9.2010 (Gasnetzzugangsverordnung, GasNZV; BGBI. 1 S. 1261), die zuletzt durch Art. 1 der Verordnung vom 13.6.2019 (BGBI. 1 S. 786) geändert worden ist. 47 Erläuternder Bericht (Fn 4), 34. 48 Erläuternder Bericht (Fn 4), 16. 041.1-00073/C0 0 2 101.111.5.411085 17 und Endkunden basieren. Demgegenüber sollen - entgegen der teilweise heute bei der Tari­ fierung von eigen belieferten Grosskunden bestehenden Praxis der lokalen Netzbetreiber - die gebuchten Kapazitäten für die Berechnung der Netznutzungsentgelte nicht massgeblich sein. Mit diesen Ausführungen in den Erläuterungen sollen die Grundsätze des diskriminierungs­ freien Netzzugangs und der Verursachergerechtigkeit konkretisiert und sichergestellt werden, dass eigenbelieferte Endkundinnen und Endkunden gegenüber drittbelieferten Endkundinnen und Endkunden nicht bevorteilt werden. Ohne Berücksichtigung dieser aus dem Grundsatz der Verursachergerechtigkeit ableitbaren Prinzipien würden Anreize gesetzt, dass die Endkun­ dinnen und Endkunden beim angestammten Gasnetzbetreiber als Lieferanten bleiben, was negative Auswirkungen auf den sich entwickelnden Erdgasliefermarkt hätte. Ad Art. 19 sowie Art. 41 Abs. 6 - Anrechenbare Netzkosten Antrag: Bewertungsmethode Art. 19 Abs. 4 Satz 1 GasVG, wonach die Kapitalkosten auf der Basis der ursprünglichen Anschaffungs- und Herstellkosten (AHK) zu ermitteln sind, sei zu streichen. Stattdessen sei gesetzlich vorzuschreiben, dass die anrechenbaren Kapitalkosten anhand der Restbuch­ werte der Netzinfrastruktur in der Finanzbuchhaltung zu bestimmen sind. Zudem sei auf Ge­ setzesstufe zu verankern, dass Anlagenaufwertungsgewinne, die in der Vergangenheit ge­ tätigt wurden, von den Restbuchwerten abzuziehen sind. Eventualiter für den Fall, dass das Konzept der Netzbewertung basierend auf den ursprüng­ lichen AHK beibehalten werden sollte: Es sei in Art. 19 GasVG gesetzlich zu verankern, dass in der Vergangenheit in der Finanzbuchhaltung nicht aktivierte oder bereits vollständig abge­ schriebene Anlagewerte nicht als Basis zur Bestimmung der anrechenbaren Kapitalkosten berücksichtigt werden dürfen, ausser der Gasnetzbetreiber kann glaubhaft aufzeigen, dass die betreffenden Kosten den Netznutzern zu einem früheren Zeitpunkt nicht über die Be­ triebskosten in Rechnung gestellt wurden und folglich im betreffenden Umfang unberücksich­ tigt blieben. Sollte der Hauptantrag oder der Eventualantrag berücksichtigt werden, sei Art. 41 Abs. 6 GasVG zu streichen. Synthetische Bewertung Pie Möglichkeit der synthetischen Bewertung sei auf Gesetzesebene auf Ausnahmekonstel­ lationen aufgrund von ausserordentlichen Ereignissen zu beschränken, die der Netzbetreiber nicht selber beeinflussen konnte; beispielsweise Naturkatastrophen, Brände, Sabotageakte Dritter sowie Netzverkäufe, die sich vor mehr als zwanzig Jahren ereignet haben. Das blasse Nichtauffinden der für die historische Bewertung erforderlichen Unterlagen soll hingegen nicht zur synthetischen Bewertung berechtigen. Art. 19 Abs. 4 Satz 2 GasVG sei entspre­ chend umzuformulieren. Angemessener Gewinn Art. 19 Abs. 3 GasVG sei dahingehend umzuformulieren, dass der angemessene Gewinn im Netzbereich der risikolosen Verzinsung von Bundesobligationen mit zehnjähriger Laufzeit zu entsprechen hat. Dabei sei auf die für das vorangehende Kalenderjahr veröffentlichte durch­ schnittliche Jahresrendite und nicht auf pauschale Werte abzustellen. Zudem sei ein Zu­ schlag im tiefen einstelligen Prozentbereich zu berücksichtigen, womit die äussert geringen marktbedingten Risiken im Bereich des Netzbetriebs abgegolten werden. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 18 Effektiv angefallene Fremdkapitalzinsen als anrechenbare Kapitalkosten In Art. 19 Abs. 3 GasVG sei zusätzlich vorzusehen, dass die effektiv angefallenen Fremdka­ pitalzinsen bei den anrechenbaren Kapitalkosten geltend zu machen sind. Begründung: Basis zur Berechnung der anrechenbaren Kapitalkosten Hauptantrag Art. 19 Abs. 4 Satz 1 GasVG, wonach die anrechenbaren Kapitalkosten auf Basis der ur­ sprünglichen AHK zur ermitteln sind, entspricht wortwörtlich Art. 15 Abs. 3 Satz 1 StromVG. Insofern scheint der Bundesrat für die Bewertung der Gasnetzinfrastruktur vollumfänglich die Grundsätze der Stromversorgungsgesetzgebung übernehmen zu wollen. Somit wäre bei der Auslegung dieser Bestimmung wohl auch die Rechtsprechung zu den analogen Vorgaben im StromVG und in der StromW 49 zu berücksichtigen. Das im StromVG verankerte Bewertungskonzept führt potentiell zu volkswirtschaftlich schäd­ lichen Mehrfachbelastungen der Endkundinnen und Endkunden respektive übermässigen Er­ trägen bei den Stromnetzbetreibern, weshalb es aus Sicht der WEKO nicht in das GasV'3 übernommen werden sollte. Bei übermässigen Erträgen im Netz als Monopolbereich bestünde eine erhöhte Gefahr von wettbewerbsschädigenden Quersubventionen durch die Gasnetzbe­ treiber, um ihre Position in benachbarten Dienstleistungsmärkten zu verbessern. Unserer Auf­ fassung nach sollte die Gasnetzinfrastruktur stattdessen auf Basis der Restbuchwerte in der Finanzbuchhaltung ermittelt werden. Mit diesem Ansatz sind Mehrfachbelastungen der Netz­ nutzer ausgeschlossen, sofern allfällige Aufwertungsgewinne in der Vergangenheit von den Restbuchwerten in Abzug gebracht werden. Eine solche Bewertungsmethode für Infrastruktur im Monopolbereich ist nichts Ungewöhnliches; derartige Vorgaben bestehen etwa im Bereich des Fernmelderechts bei der Netzbewertung im Rahmen der Orundversorqunq'? Die Verwendung der ursprünglichen51 AHK als Basis der Netzbewertung bedeutet im Bereich der Stromversorgung in der Praxis, dass Anlagen kalkulatorisch maximal zu den damaligen AHK vermindert um die Abschreibung gemäss den von den Netzbetreibern festgelegten Nut­ zungsdauern bewertet werden dürfen. Die Situation hinsichtlich der gewählten Rechtsform stellt sich bei den Gasnetzbetreibern heterogen dar: Es gibt privatrechtliche Aktiengesellschaf­ ten, öffentlich-rechtliche Anstalten mit eigener Rechtspersönlichkeit sowie unselbständige Ver­ waltungszweige von Gemeinden (öffentlich-rechtliche Körperschaften). Insofern unterschied sich die Rechnungslegungspraxis beim Bau der Gasnetzinfrastruktur. Somit bestanden etwa hinsichtlich der Frage, welche Vermögenswerte zu aktivieren sind, und wie und über welche Dauer aktivierte Vermögenswerte abzuschreiben sind, unterschiedliche Vorgaben. Diverse Netzbetreiber schrieben aktivierte Gasnetzinfrastruktur in der Vergangenheit nicht linear über die angenommene Nutzungsdauer, sondern rascher ab, oder sie verwendeten eine kürzere Abschreibedauer als die bei Verwirklichung des Gesetzesentwurfs von der Gaswirtschaft fest­ zusetzenden einheitlichen Nutzungsdauern. Bei Berücksichtigung des Konzepts AHK anstelle der Buchwerte würde dies je nach Art und Umfang der bisherigen Abschreibungen dazu füh­ ren, dass Anlagen kalkulatorisch aufgewertet würden und ein zweites Mal abgeschrieben wer­ den dürften. Solche (nach Inkrafttreten der betreffenden Bestimmungen) gesetzlich legiti­ mierten Aufwertungen hätten zur Konsequenz, dass die betreffende Gasnetzinfrastruktur im 49 Stromversorgungsverordnung vom 14.3.2008 (StromW ; SR 734.71 ). 50 Vgl. Art. 14 Abs. 1 Bst. b der Verordnung über Fernmeldedienste vom 9.3.2007 (FDV; SR 784.101.1 ). 51 Art. 14 Abs. 4 Satz 1 GasVG entspricht wörtlich Art. 15 Abs. 3 Satz 1 StromVG. Mit Verwendung des Begriffs «ursprüngliche» AHK kommt die Absicht des Gesetzgebers zum Ausdruck, dass nicht be­ liebige Anschaffungs- bzw, Herstellkosten zu einem späteren Zeitpunkt als anrechenbar akzeptiert werden sollen, sondern ausschliesslich die anfänglichen - d.h. die beim Bau der betreffenden Anlage entstandenen - Kosten. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 19 Umfang der Aufwertungen ein zweites Mal durch die Endkundinnen und Endkunden bezahlt würde.52 Gemäss Angaben der EICom wurde die Möglichkeit zur Aufwertung historisch bewer­ teter Netze im Bereich der Stromversorgungsgesetzgebung zum Zeitpunkt der Einführung des StromVG von rund 90 % der Netzbetreiber genutzt. 53 Aus volkswirtschaftlicher Sicht noch negativer könnte sich die Tatsache auswirken, dass bei einer Netzbewertung auf Basis der AHK anstelle der Buchwerte in der Vergangenheit nicht aktivierte und von den Endkundinnen und Endkunden bereits vollständig über die Betriebs­ kosten bezahlte Anlagen bei der Berechnung der Kapitalkosten mitberücksichtigt werden dürften. Netzkosten können grundsätzlich entweder über die laufenden Betriebskosten oder mittels Aktivierung und Abschreibung gedeckt werden. Wenn Anlagewerte in der Vergangen­ heit aufgrund der damaligen Aktivierungspraxis nicht in der Finanzbuchhaltung aktiviert und abgeschrieben wurden, ist davon auszugehen, dass sie stattdessen von den Netznutzern über die laufenden Einnahmen finanziert wurden. Andernfalls hatte ein Netzbetreiber im betreffen­ den Umfang ungedeckte Ausgaben generiert. Nicht glaubhaft wäre es etwa, wenn ein Netz­ betreiber vorbringt, nicht aktivierte Gasnetzinfrastrukturanlagen den Endkundinnen und End­ kunden in seinem Netzgebiet noch nicht verrechnet zu haben, wenn das Unternehmen zum Zeitpunkt des Baus der Anlagen nicht auf eine anderweitige Finanzierung zurückgreifen musste und sich die Betriebsrechnung ausgeglichen gestaltete. Gemäss der bundesgerichtlichen Rechtsprechung im Strombereich darf aufgrund der Mass­ geblichkeit der AKH anstelle der Buchwerte nicht darauf abgestellt werden, ob Anlagewerte in der Vergangenheit aktiviert wurden.54 Für das Bundesgericht ist demnach der Umstand, dass bestimmte Anlagen vor Inkrafttreten des StromVG bereits vollständig von den Netznutzern bezahlt wurden, kein zum Nachteil der Netzbetreiber zu berücksichtigendes Kriterium bei der Berechnung der anrechenbaren Kapitalkosten. Die Zulässigkeit solcher Neubewertungen führt in der Konsequenz dazu, dass die Netznutzer die Kosten für Gasnetzinfrastruktur im Extremfall doppelt zu bezahlen haben, falls es sich um kürzlich erstellte Anlagen handelt und die Netzbetreiber in der Vergangenheit keine Aktivierungen tätigten, sondern ihre Aufwen­ dungen für die Gasnetzinfrastruktur über die laufende Rechnung bzw. Gewinnrücklagen abwi­ ckelten. 55 Aus dem Strombereich ist bekannt, dass insbesondere als Netzbetreiber tätige öf­ fentlich-rechtliche Anstalten und Körperschaften (Stadt- und Gemeindewerke) aufgrund entsprechender Rechnungslegungsvorgaben keine Aktivierungen nach dem Bau von Netzinf­ rastruktur in der Buchhaltung vornahmen. Stattdessen wurde der angefallene Aufwand wohl in der Regel über die laufende Rechnung bzw. Gewinnrücklagen ausgeglichen. Insofern be­ stünde, falls das Konzept AHK anlog zum StromVG in das GasVG übernommen würde, ins­ besondere bei den diversen Stadt- und Gemeindewerken, die als lokale Gasnetzbetreiber tätig sind, ein erhöhtes Potential für volkswirtschaftlich schädigende Mehrfachbelastun­ gen der Endkundinnen und Endkunden, die durch die vorgesehene gesetzliche Regelung le­ gitimiert würden. Mögliche Anlagenaufwertungsgewinne in der Finanzbuchhaltung, die in der Vergangenheit getätigt wurden, sind von den Restbuchwerten abzuziehen. Als Basis zur Berechnung der Kapitalkosten sind folglich die Restwerte der Finanzbuchhaltung ohne allenfalls getätigte Auf­ wertungsgewinne zu verwenden. Aufwertungsgewinne sind rein buchhalterische Werte und 52 ANNE o'ARCY/STEFAN BURRI, Das Rechnungswesen von Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) aus regulatorischer Sicht, in: Meyer/Pfaff (Hrsg.), Finanz- und Rechnungswesen Jahrbuch 2009, 126 f. 53 Jahresbericht EICom 2018, 5; www.elcom.admin.ch >Dokumentation> Berichte und Studien> Tä­ tigkeitsberichte (11.2.2020). 54 BGE 138 II 465 E. 4.6.2 und E. 6.3.2. 55 ANDRE SPIELMANN, in: Brigitta Kratz/Michael Merker/Renato Tami/Stefan Rechsteiner/Kathrin Föhse (Hrsg.), Kommentar zum Energierecht, Band 1, Bern 2016 (zit. Kommentar Energierecht), Art. 15 StromVG Rz 12-17. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 20 basieren nicht auf tatsächlichen Kosten, weshalb die Erstellungskosten der Netze in der Ver­ gangenheit bereits von den Netznutzern bezahlt wurden. Daher sollten Aufwertungsgewinne nicht in die Netznutzungstarife einfliessen dürfen.56 Solche buchhalterischen Aufwertungsge­ winne könnten auch hinsichtlich der Gasnetzinfrastruktur insbesondere während des Gesetz­ gebungsprozesses, der zum Erlass des StromVG geführt hat, sowie im Anschluss daran statt­ gefunden haben.57 Eventualantrag Ist eine Gasnetzinfrastruktur nicht oder nicht mehr in der Finanzbuchhaltung aktiviert, muss davon ausgegangen werden, dass sie in der Vergangenheit entweder über die laufende Be­ triebskostenrechnung bezahlt oder bereits vollständig abgeschrieben wurde und daher die Kosten bereits vollumfänglich auf die Endkundinnen und Endkunden überwälzt wurden. Im Bereich der Stromversorgungsgesetzgebung ist in Art. 13 Abs. 4 StromW vorgesehen, dass bei der Bestimmung der kalkulatorischen Anlagerestwerte mittels der synthetischen Be­ wertung bereits in Rechnung gestellte Betriebs- und Kapitalkosten für betriebsnotwendige Ver­ mögenswerte in Abzug zu bringen sind. Gemäss der Rechtsprechung des Bundesverwal­ tungsgerichts ist es jedoch auch in Bezug auf die synthetische Bewertungsmethode nicht relevant, ob die Stromnetzbetreiber bestimmte Anlagen in der Vergangenheit nicht aktiviert und daher mutmasslich bereits vorgängig vollständig über die laufende Betriebskostenrech­ nung finanziert haben.58 Diese Rechtsprechung ermöglicht Mehrfachbelastungen der Netznut­ zer zulasten der Konsumentenwohlfahrt. Um solche kostenmässig nicht begründeten Mehrfachbelastungen zu verhindern, ist auf Ge­ setzesstufe zu verankern und in den Erläuterungen festzuhalten, dass in der Vergangenheit in der Finanzbuchhaltung nicht aktivierte oder bereits vollständig abgeschriebene Anlagewerte nicht als Basis zur Bestimmung der anrechenbaren Kapitalkosten berücksichtigt werden dür­ fen, ausser der Gasnetzbetreiber kann glaubhaft aufzeigen, dass die betreffenden Kosten den Netznutzern zu einem früheren Zeitpunkt über die Betriebskosten nicht in Rechnung gestellt wurden und folglich im entsprechenden Umfang unberücksichtigt blieben. Zu Art. 41 Abs. 6 Gas VG In Art. 41 Abs. 6 GasVG ist vorgesehen, dass Anlagewerte, die bis zum 30. Oktober 2019 in der Jahresrechnung des Netzbetreibers nie als Aktiven bilanziert wurden oder die am 30. Ok­ tober 2019 in der Jahresrechnung bereits vollständig abgeschrieben sind, bei der Ermittlung der anrechenbaren Kapitalkosten nicht berücksichtigt werden dürfen, es sei denn, der Netz­ betreiber macht glaubhaft, dass die Anschaffungs- und Herstellungskosten der betreffenden Anlage nicht bereits durch das vereinnahmte Netznutzungsentgelt refinanziert wurden. Das Sekretariat der WEKO hat bereits im Rahmen der Ämterkonsultation ausführlich auf die Problematik möglicher Mehrfachbelastungen und damit einhergehender Wettbewerbsverzer­ rungen im Kontext mit der Netzbewertung hingewiesen und dieselben Anträge wie vorliegend die WEKO gestellt. Auch weitere Behörden haben das auf den AHK basierende Bewertungs­ konzept in ihren Stellungnahmen abgelehnt. Es ist davon auszugehen, dass insbesondere aus diesem Grund Art. 41 Abs. 6 GasVG neu in den Vernehmlassungsentwurf integriert wurde. 56 Aus einer Empfehlung des Preisüberwachers an Energie Wasser Bern (ewb) vom 11.9.2006 zum per 1.1.2007 angewendeten Preissystem Elektrizität geht hervor, dass ewb Anfang 2006 im Strombe­ reich Aufwertungen im dreistelligen Millionenbereich tätigte. Diese Aufwertungen führten aufgrund der erneuten Abschreibung faktisch zu einer Doppelverrechnung der Anlagekosten. Die Berner Stromkon­ sumenten bezahlen das von ihnen bereits weitgehend bezahlte Netz teilweise erneut; www.preisueberwacher.admin.ch > Dokumentation > Publikationen > Empfehlungen (11.2.2020). 57 Vgl. hierzu die nachfolgenden Ausführungen zu Art. 41 Abs. 6 GasVG. 58 Urteile des BundesverwaltungsgerichtsA-2583/2009 vom 7.11.2012 E. 7 und A-5141/2011 vom 29.1.2013, E. 9.2.1. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 21 Allerdings vermag diese neue Vorgabe die mit dem vorgesehenen Bewertungskonzept ein­ hergehenden negativen Konsequenzen für den Wettbewerb in benachbarten Dienstleistungs­ märkten nur unwesentlich zu verringern. Auch gestützt auf diese neu geschaffene Bestimmung dürfen Neubewertungen von bereits vollständig abgeschriebenen Anlagen vor der Vernehmlassungseröffnung am 30. Oktober 2019 als Basis zur Berechnung der Kapitalkosten berücksichtigt werden. Zudem sind auch im Rahmen von Art. 41 Abs. 6 GasVG Aufwertungen von in der Vergangenheit zu schnell abge­ schriebenen Anlagen weiterhin ohne Einschränkungen möglich. Lediglich Neubewertungen von bereits vollständig abgeschriebenen Anlagen nach der Vernehmlassungseröffnung sollen unzulässig sein. Aufgrund der konkreten Umstände muss aber davon ausgegangen werden, dass zahlreiche Gasnetzbetreiber ihre Gasnetze bereits nach dem Inkrafttreten des StromVG oder spätestens nach Publikwerden des BGE 138 II 465 neubewertet und/oder aufgewertet haben;59 dies erscheint schon nur daher sehr wahrscheinlich, da diverse Gasnetz­ betreiber auch als Netzbetreiber im Strombereich tätig sind und die Netzbewertung in der Ver­ gangenheit für den Gasbereich in analoger Weise praktizierten. Insofern werden auch mit der Regelung in Art. 41 Abs. 6 GasVG übermässige Netznutzungserträge der Gasnetzbetreiber, die jährlich einen mittleren dreistelligen Millionenbetrag zum Nachteil der Endkundinnen und Endkunden ausmachen dürften und von den Monopolisten in dem Wettbewerb unterliegenden Geschäftsbereichen (u.a. Messwesen'", Gebäudetechnik [z.B. Installation und Wartung von PV-Anlagen], Energieberatung) zur Stärkung der eigenen Position eingesetzt werden könnten, weiterhin in Kauf genommen. Falls der Hauptantrag oder der Eventualantrag der WEKO hinsichtlich der Basis zur Bestim­ mung der anrechenbaren Kapitalkosten berücksichtigt werden sollte, ist Art. 41 Abs. 6 GasVG zu streichen. Synthetische Bewertung Die gesetzliche Verankerung einer Methode zur synthetischen Bewertung der Gasnetzinfra­ struktur würde zu einer weiteren nicht kostenmässig begründeten Mehrfachbelastung führen. Die synthetische Bewertung führt tendenziell zu überhöhten Anlagerestwerten - faktisch eine Doppelverrechnung von Anlagekosten- , die dann zulasten der Netznutzer abgeschrieben und kalkulatorisch verzinst werden dürften, obwohl sie kostenmässig nicht begründet sind. Falls im Sinne des Antrags der WEKO die Bewertung der Gasnetzinfrastruktur auf Basis der Restbuchwerte in der Finanzbuchhaltung erfolgen sollte, kann auf die Schaffung von Vorgaben hinsichtlich der ausnahmsweisen Zulässigkeit der synthetischen Bewertung grundsätzlich ver­ zichtet werden. Eine solche käme systembedingt nicht zur Anwendung. Stattdessen könnte zur Bestimmung der Anlagerestwerte auf die Buchwerte zum Zeitpunkt der Tarifierung ab­ gestellt werden. Die Massgeblichkeit der ursprünglichen AHK als Basis zur Bestimmung der anrechenbaren Kapitalkosten setzt voraus, dass die historischen Baukostenabrechnungen oder zumindest Geschäftsberichte und Jahresrechnungeh aus dem betreffenden Zeitraum noch vorhanden sind. Ein Netzbetreiber, der synthetisch bewertet, hat «glaubhaft» zu machen, dass die für den Nachweis der historischen AHK erforderlichen Unterlagen nicht mehr vorhanden sind. Gemäss der Rechtsprechung im Strombereich werden an das «Glaubhaftmachen», dass keine Unter­ lagen mehr vorhanden sind, äusserst geringfügige Anforderungen gestellt. Das Bundesver­ waltungsgericht erachtet nahezu jeden von den Stromnetzbetreibern vorgebrachten Grund für die fehlende Dokumentation als zulässig, ausser wenn zur Buchführung verpflichtete Unter­ nehmen vorbringen, nach Ablauf der gesetzlichen Aufbewahrungspflicht von zehn Jahren seien sämtliche Dokumentationen über ihre Anlagen vernichtet worden; zumindest wenn es 59 Vgl. bspw. das Vorgehen der IWB im Jahr 2012; vorne Fn 24. 60 Vgl. hierzu die nachfolgenden Ausführungen zu Art. 21 und 22 GasVG. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 22 sich um Anlagen handelt, die unmittelbar vor dem für die Aufbewahrung relevanten Stichtag gebaut wurden.61 Lediglich in Bezug auf privatrechtliche Aktiengesellschaften ist eine gesetz­ liche Aufbewahrungspflicht auf Bundesebene vorgesehen, wonach Geschäftsbücher und Buchhaltungsbelege zehn Jahre lang aufzubewahren sind (Art. 958f Abs. 1 OR). In Bezug auf öffentlich-rechtliche Anstalten und Körperschaften waren in der Vergangenheit die jeweiligen Vorgaben auf kantonaler oder kommunaler Ebene zur Aufbewahrung und Archivierung zu be­ achten, sofern solche überhaupt vorhanden waren. Diverse Gasnetzbetreiber haben erst in jüngerer Vergangenheit die Rechtsform einer privatrechtlichen AG angenommen. Insofern galt für diese nach dem Bau von Gasnetzinfrastruktur die privatrechtliche Ausbewahrungspflicht von zehn Jahren nur beschränkt. Auch der Umstand, dass die Vornahme der synthetischen Bewertungsmethode, wenn die Un­ terlagen für die Bestimmung der ursprünglichen AHK noch vorhanden sind, unter Strafe ge­ stellt werden soll, wird kaum präventive Anreize auf das Verhalten der Gasnetzbetreiber ha­ ben. Falls die Tatbestandsvoraussetzungen von Art. 38 Abs. 1 Bst. c GasVG erfüllt wären, könnte gegen im fehlbaren Unternehmen tätige Personen eine Busse von maximal 100 000 Franken verhängt werden. Da Art. 36 Abs. 1 Bst. b GasVG in der Fassung der Ämterkonsul­ tation, der solches Verhalten noch explizit unter Strafe stellte, im Vernehmlassungsentwurf gestrichen wurde, beantragt die WEKO, dass zumindest in den Erläuterungen thematisiert wird, dass ein derartiges Vorgehen eines Netzbetreibers eine zu sanktionierende Verletzung der allgemeinen Auskunftspflicht gemäss Art. 34 Abs. 1 GasVG darstellen würde. Grössere Stadtwerke könnten mittels der synthetischen Bewertung ihre Gasnetzinfrastruktur um von den Netzkunden bereits bezahlte Anlagerestwerte im dreistelligen Millionenbereich aufwerten. Da nicht angedacht ist, dass die EnCom befugt sein soll, Hausdurchsuchungen durchzuführen, falls ein Gasnetzbetreiber vorbringt, nicht mehr über Belege zur Bestimmung der ursprüngli­ chen AHK zu verfügen, hat sie kaum die Möglichkeit, effektiv überprüfen zu können, ob tat­ sächlich keine Unterlagen mehr vorhanden sind oder ob es sich hierbei lediglich um eine Schutzbehauptung handelt, um die in aller Regel zu markant höheren Anlagerestwerten füh­ rende synthetische Bewertung anhand von Wiederbeschaffungswerten zur Anwendung zu bringen. überdies ist zu berücksichtigen, dass gemäss der in Art. 19 GasVG vorgeschlagenen Konzep­ tion auch aus Aufwertungen oder Neubewertungen resultierende Anlagerestwerte mit dem Weighted Average Cost of Capital (WACC) verzinst werden dürfen.62 Aufgrund der Erfahrun­ gen im Strombereich ist davon auszugehen, dass allein die Anwendung einer kalkulatorischen WACC-Verzinsung auf bereits bezahlte Anlagerestwerten im Gasbereich zu Mehrbelastun­ gen der Netznutzer im mehrstelligen Millionenbereich pro Jahr führen würde. Insofern birgt die zurzeit vorgesehene Konzeption zur Bestimmung der anrechenbaren Kapi­ talkosten basierend auf AHK insbesondere auch aus diesem Grund ein erhebliches Potential von volkswirtschaftlich schädlichen Mehrfachbelastungen zulasten der Netznutzer. Dabei fällt aus wettbewerblicher Sicht negativ ins Gewicht, dass die Gasnetzbetreiber übermässige Er­ träge aus dem Monopolbereich Netz aufgrund der synthetischen Bewertung potentiell dafür verwenden könnten, um ihre Position in Dienstleistungsmärkten zu verbessern, wodurch der Wettbewerb in diesen Märkten verzerrt würde. Zudem besteht die erhöhte Gefahr, dass im Falle der Anwendung der synthetischen Bewertung unangemessene Preise für die Netznut­ zung gezahlt werden müssten. Deshalb sollte auf die synthetische Bewertungsmethode ver­ zichtet und stattdessen auf die Restbuchwerte in der Finanzbuchhaltung abgestellt werden. Daher beantragt die WEKO, dass die Möglichkeit zur synthetischen Bewertung nur im Falle von ausserordentlichen Ereignissen zulässig sein soll, etwa wenn es in der Vergangenheit zu 61 ANDRE SPIELMANN, in: Kommentar zum Energierecht (Fn 55), Art. 15 StromVG Rz 28-33. 62 Erläuternder Bericht (Fn 4), 37. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 23 einem Brand oder einem Datendiebstahl gekommen ist. Zudem soll die synthetische Bewer­ tung zulässig sein, wenn ein Gasnetz vor mehr als zwanzig Jahren verkauft wurde und keine Unterlagen mehr vorhanden sind.63 Wenn die für die historische Bewertung erforderlichen Un­ terlagen bei einem Netzbetreiber nicht mehr auffindbar sind, ohne dass solche ausserordentli­ chen Umstände vorliegen, soll dieser hingegen nicht zur synthetischen Bewertung von nicht belegbaren Anlagewerten berechtigt sein. Angemessener Gewinn Zurzeit ist nicht vorgesehen, dass der angemessene Gewinn für die Tätigkeiten im Bereich des Netzbetriebs auf Gesetzesstufe näher definiert werden soll. Gemäss den Erläuterungen beabsichtigt das BFE, die kalkulatorische Verzinsung nach Vorbild des Stromversorgungs­ rechts zu berechnen. Dabei sollen die Restwerte der AHK mit dem sog. WACC verzinst wer­ den. Die Herleitung des WACC soll in Anlehnung an die StromW durch den Bundesrat gere­ gelt werden.64 Aufgrund der grossen finanziellen Tragweite der kalkulatorischen Verzinsung der Anlagerest­ werte - wiederum ist von zusätzlichen jährlichen Belastungen für die Netznutzer im mehrstel­ ligen Millionenbereich auszugehen - würde es die WEKO sehr begrüssen, wenn der ange­ messene Gewinn sowie die Komponenten, aus denen sich dieser zusammensetzt, auf Gesetzesstufe definiert werden (vgl. 164 Abs. 1 BV65). Im Strombereich hat sich gezeigt, dass die Vorgaben auf Verordnungsstufe hinsichtlich der WACC-Verzinsung zu hohen Kapitalkos­ tensätzen führen, die weder das heutige Zinsenumfeld noch die Risikolage widerspiegeln. Bei einer vollständigen Kostendeckung und dem Instrument der Deckungsdifferenzen, das Planungsungenauigkeiten in Folgejahren berücksichtigt, entstehen den Netzbetreibern im Netzbereich keine ungedeckten Kosten. Zu berücksichtigen ist weiter, dass es sich beim Gas­ netz um ein natürliches Monopol handelt; es bestehen keine Anreize, ein Parallelnetz zu er­ richten. Somit kann den Netzbetreibern als Monopolisten im Netzbereich keinerlei Konkurrenz erwachsen. Folglich besteht nur ein äusserst geringes marktbedingtes Risiko, welches bei der Bestimmung des angemessenen Gewinns zu berücksichtigen ist.66 Die WEKO schlägt weiter vor, die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung an die für das vo­ rangehende Kalenderjahr veröffentlichte durchschnittliche Jahresrendite für langfristige (risi­ kolose) Bundesobligationen zu koppeln. Dabei ist entgegen dem Ansatz in der StromW auf die effektiven und nicht auf pauschale Werte abzustellen. Gemäss dem WACC-Ansatz in der StromW ist bei einem Wert von unter 3 % mit 2,5 % zu rechnen.67 Ein pauschaler Wert in dieser Grössenordnung trägt dem heutigen Zinsniveau nicht Rechnung. Eine derartige kalku­ latorische Eigenkapitalverzinsung wäre um ein Mehrfaches höher als das seit Jahren vorherr­ schende sehr tiefe Zinsniveau. Die tagesdurchschnittliche Rendite für zehnjährige Bundesob­ ligationen68 betrug zwischen dem 4. Januar 2019 und dem 3. Januar 2020 -0,474 %.69 In den letzten vier Jahren wurde der höchste Wert dieser Rendite am 15. Februar 2015 mit 0.221 % 63 Aufgrund der gesetzlichen Vorgaben in Art. 70 Abs. 3 des Bundesgesetzes über die Mehrwertsteuer vom 12.6.2009 (Mehrwertsteuergesetz, MWSTG; SR 641.20) sind Geschäftsunterlagen, die im Zu­ sammenhang mit der Berechnung der Einlageentsteuerung (Art. 32 Abs. 1 MWSTG) und des Eigen­ verbrauchs (Art. 31 MWSTG) von unbeweglichen Gegenständen benötigt werden, mindestens zwan­ zig Jahre aufzubewahren. Daher ist davon auszugehen, dass die erforderlichen Buchhaltungsunter­ lagen zum Nachweis der in der Vergangenheit vorgenommenen Aktivierungen beim ehemaligen Netz­ eigentümer auch zwanzig Jahre nach dem Verkauf noch vorhanden sein werden. 64 Erläuternder Bericht (Fn 4), 43. 65 Bundesverfassung der Schweizerischen Eidgenossenschaft vom 18.4.1999 (BV; SR 101 ). 66 Vgl. Anhang 1 zur StromW , Ziff. 4 und 5. 67 Vgl. Anhang 1 zur StromW , Ziff. 3.2. 68 Bundesanleihen gelten als besonders sichere Anleihen mit entsprechend tiefem Risiko. 69 https://www.snb.ch > Statistiken > Berichte und Medienmitteilungen > Zinssätze und Devisenkurse (aktuell) > Aktuelle Zinssätze - Übersicht (11.2.2020). 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 24 erreicht." Dieser Wert beträgt nur rund einen Elftel des bei seichen Konstellationen heranzu­ ziehenden pauschalen Werts im Strombereich. Vor diesem Hintergrund beantragt die WEKO, dass bei der Berechnung des angemessenen Gewinns nebst dem Zinssatz für langfristige Bundesobligationen ein Zuschlag im tiefen ein­ stelligen Prozentbereich zu berücksichtigen ist. Damit soll auch das äusserst geringe markt­ bedingte Risiko im Bereich des Netzbetriebs abgegolten werden. Beispielsweise bei der Ver­ mietung von Wohn- und Geschäftsräumen beträgt die maximale Nettorendite der Liegen­ schaftseigentümer aktuell 2 % (Referenzzinssatz von aktuell 1.5 % plus 0.5 %).71 Dieser Zu­ schlag trägt den Risiko- und Gewinnaspekten umfassend Rechnung. Liegt der Zinssatz für zehnjährige Bundesobligationen länger im negativen Bereich, ist er bei der Festsetzung des angemessenen Gewinns nicht zu berücksichtigen. Fremdkapitalzinsen als anrechenbare Kapitalkosten Weiter beantragt die WEKO, dass die in einem Tarifjahr effektiv angefallenen Fremdkapital­ zinsen im Netzbereich als anrechenbare Kapitalkosten in die Netznutzungstarife eingerechnet werden dürfen, so dass auch diese Kosten für die Netzbetreiber gedeckt sind. Art. 19 Abs. 3 GasVG ist entsprechend zu ergänzen. Im Vernehmlassungsentwurf ist in Art. 19 Abs. 3 Satz 2 GasVG neuerdings festgehalten, dass kalkulatorischen oder die effektiven Zinsen einen angemessenen Gewinn beinhalten sollen. Aufgrund der Erläuterungen ist unklar, weshalb die zusätzliche Formulierung (kursiv) eingefügt wurde. Sie wird sich wohl auf die Fremdkapitalzinsen beziehen. Gemäss dem Antrag der WEKO sind diesbezüglich die effektiven Kosten zu Marktkonditionen als Kapitalkosten zu be­ trachten. Nicht tatsächlich angefallene (rein kalkulatorische) Fremdkapitalzinsen sollen dem­ gegenüber nicht an die Endkundinnen und Endkunden weiterverrechnet werden dürfen. Bei Berücksichtigung unserer Anträge zu Art. 19 Abs. 3 GasVG sollte die zusätzliche Formulierung daher gestrichen werden. Auf Endkundinnen und Endkunden überwälzbare Abgaben und Leistungen an Gemein­ wesen In Art. 19 Abs. 2 GasVG ist vorgesehen, dass Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen anrechenbare Betriebskosten darstellen sollen. Im Erläuternden Bericht wird hierzu ausge­ führt, dass Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen anrechenbar seien; im Falle eines ver­ tikal integrierten EVU allerdings nur insoweit, als dass sie dem Netzbetrieb und nicht dem Energiebereich zuzurechnen seien.72 Die WEKO begrüsst es, dass im Gasbereich lediglich solche Abgaben und Leistungen an Ge­ meinwesen als Betriebskosten anrechenbar sein sollen, die direkt mit dem Netzbetrieb zusam­ menhängen. Im Strombereich stellen Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen keine anre­ chenbaren Netzkosten dar, sondern werden separat erfasst. Eine Beschränkung auf Abgaben und Leistungen, die dem Netz dienen, besteht im Strombereich nicht. Gemäss der EICom ist es sogar zulässig, sog. «Gewinnabgaben», die rein fiskalisch ausgestaltet sind und für die der Netzbetreiber vom Gemeinwesen keine Gegenleistung erhält, über die Stromrechnung an die Endkundinnen und Endkunden zu überwälzen.73 Dies hat in der Praxis dazu geführt, dass sich der Anteil der Abgaben und Leistungen am Strompreis in den letzten Jahren kontinuierlich 70 https://www.snb.ch > Statistiken > Datenportal der SNB > Datenportal >Tabellenangebot> Zinss­ ätze, Renditen und Devisenmarkt> Renditen von Obligationen > Kassazinssätze von Eidgenössi­ schen Obligationen für ausgewählte Laufzeiten > 1 O Jahre Laufzeit (Excel; Zeitraum ab 1.1.2016) (11.2.2020). 71 BGE 123 111171 E. 6a. 72 Erläuternder Bericht (Fn 4), 36. 73 Merkblatt der EICom vom 17.2.2011 zu Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen, 1; www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Mitteilungen (11.2.2020). 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 25 erhöht hat. Insbesondere in Bezug auf Stadt- und Gemeindewerke, die sich vollständig im Eigentum einer Kommune befinden, könnte die Gewinnausschüttung unter diesen Vorausset­ zungen einzig in Form der «Gewinnabgabe» erfolgen. In diesem Fall bleibt der ganze tenden­ ziell überhöhte Gewinn aus Monopoltätigkeiten beim integrierten EVU, welches ihn einsetzen könnte, um seine Position in anderen Bereichen, wie beispielsweise in Dienstleistungsmärk­ ten, zu verbessen; etwa durch Firmenkäufe und länger andauernde Preisreduktionen. Aus wettbewerblicher Sicht führt die inhaltliche Tragweite der Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen im Strombereich tendenziell zu Behinderungen von aktuellen und potentiellen Konkurrenten von vertikal integrierten Netzbetreibern auf benachbarten Dienstleistungsmärk­ ten. Nach Auffassung der WEKO sollte die Gewinnausschüttung an das Gemeinwesen aus Erträgen im Netzbereich mit den über die kalkulatorische Verzinsung der Anlagerestwerte er­ zielten Einnahmen finanziert werden, da darin konzeptionell der angemessene Gewinn ent­ halten ist. Daher bevorzugen wir die für den Gasbereich angedachte Konzeption. Ad Art. 21 und 22 - Messwesen Antrag: Die WEKO beantragt, in Art. 21 Abs. 1 GasVG gemäss Variante 2 des Vernehmlassungs­ entwurfs vorzusehen, dass im Bereich der Verrechnungsmessung für sämtliche an das Gas­ netz angeschlossenen Endkundinnen und Endkunden, Produzenten und Speicherbetreiber eine Wahlfreiheit des Messstellenbetreibers respektive Messdienstleisters besteht. Im Erläuternden Bericht sei festzuhalten, dass der Bundesrat die Vorgaben zum Wechsel­ prozess sowie zu den Aufgaben und Verantwortlichkeiten der involvierten Akteure so auszu­ gestalten hat, dass keine künstlichen Markteintrittshürden für dritte Messstellenbetreiber und Messdienstleister geschaffen werden (insb. kurze Fristen für die Vornahme der erforderli­ chen Tätigkeiten der Netzbetreiber bei einem Anbietwechsel, Zulässigkeit der Verrechnung der angemessenen resp. effizienten Kosten für diese Tätigkeiten). Begründung: Liberalisierung der Verrechnungsmessung Für das Messwesen gibt der Bundesrat zwei Varianten in die Vernehmlassung (vgl. Art. 21 und 22 GasVG). In der ersten Variante ist der Netzbetreiber für das Messwesen zuständig. In der zweiten Variante können sämtliche Endkundinnen und Endkunden sowie Produzenten und Speicherbetreiber ihren Messstellenbetreiber resp. ihren Messdienstleister frei wählen. Die WEKO spricht sich für Variante 2 und damit die vollständige gesetzliche Liberalisierung im Bereich der Verrechnungsmessung aus. Im Erläuternden Bericht wird zugunsten der Variante 1 ausgeführt, dass im Falle einer rechtli­ chen Monopolisierung der Verrechnungsmessung keine zusätzlichen Schnittstellen zum Netz­ betreiber entstehen würden. Es sei davon auszugehen, dass beim Gas - im Gegensatz zum Strombereich, bei welchem ein Smartmeter-Rollout im Gange sei - nur ein geringer Teil der Endkundinnen und Endkunden zwingend mit einer Lastgangmessung ausgestattet werde (ge­ mäss den Erläuterungen ist dies ab einem Verbrauch von 1 GWh angedacht). Es stelle sich die Frage, ob unter diesen Voraussetzungen hinsichtlich der herkömmlichen Messgeräte ohne Fernauslesung ein Wettbewerb entstehen werde.74 74 Erläuternder Bericht (Fn 4), 23. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 26 Der diskriminierungsfreie Zugang zu Messdaten zu wettbewerbsfähigen und fairen Preisen ist eine Grundvoraussetzung für einen dynamischen und funktionierenden Gasmarkt. Beim Mess­ wesen handelt es sich anders als bei einem Rohrleitungsnetz nicht um ein natürliches Mono­ pol. Zwar hängen der Netzbetrieb und das Messwesen eng zusammen, jedoch ist eine Tren­ nung der beiden Bereiche bzw. die Ausführung der Aufgaben im Messwesen durch einen Dritten technisch problemlos möglich.75 In einem Urteil vom Sommer 2017 hat das Bundesge­ richt für den Strombereich entschieden, dass zumindest Produzenten mit einer Anschlussleis­ tung von über 30 kVA den Messdienstleister frei wählen dürfen und der betreffende Bereich liberalisiert ist. Zur Frage, ob auch gebundene und freie Endkundinnen und Endkunden sowie Produzenten mit einer geringeren Anschlussleistung bereits gestützt auf die heutigen gesetz­ lichen Grundlagen im Strombereich den Messdienstleister frei wählen können, hat sich das Bundesgericht aufgrund der konkreten Umstände des Streitfalls nicht geäussert.76 Dies ist je­ doch nicht auszuschliessen. Da zum Messwesen im Gasbereich zurzeit keine regulatorischen Vorgaben bestehen, ist davon auszugehen, dass dieser Bereich gestützt auf das geltende Recht nicht monopolisiert ist und allen Dienstleistungsanbietern offenstehen sollte. Faktisch ist Drittanbietern der Markteintritt aufgrund der Zuständigkeit der Netzbetreiber für den Netz­ betrieb ohne deren Einverständnis jedoch in aller Regel verwehrt. In der Vernehmlassung zur Revision des StromVG war vorgesehen, dass zumindest für End­ kundinnen und Endkunden mit einem jährlichen Verbrauch von mindestens 100 MWh sowie Produzenten mit einer Anschlussleistung von mindestens 30 kVA ein Recht zur Wahl des An­ bieters im Bereich der Verrechnungsmessung bestehen soll." Die WEKO hat in ihrer Stellung­ nahme in der Vernehmlassung gefordert, dass der Markt im Bereich der Verrechnungsmes­ sung regulatorisch vollständig zu öffnen sei.78 Mittlerweile ist im Strombereich die vollständige regulatorische Marktöffnung vorgesehen. Aufgrund der Tatsache, dass dritte Messstellenbe­ treiber und Messdienstleister sowohl im Strom- als auch im Gasbereich parallel tätig sein kön­ nen, ist nur schon konzeptionell nicht nachzuvollziehen, weshalb einerseits das Messwesen im Gasbereich komplett regulatorisch monopolisiert und vom Strombereich getrennt werden sollte, obwohl gerade hierdurch Synergien geschaffen werden könnten, und andererseits für den Strombereich eine «vollständige Marktöffnung» vorgeschlagen wird .. Aus Sicht der WEKO könnte sich ein funktionierender Wettbewerb im Bereich des Messwe­ sens entwickeln, wenn sämtliche Endkundinnen und Endkunden sowie sämtliche Produzenten und Speicherbetreiber für die Messung des Strom- und Gasverbrauchs sowie die weiteren Dienstleistungen im Rahmen der Verrechnungsmessung den Anbieter selber wählen dürften. Aus technischer Sicht sind die diesbezüglichen Tätigkeiten im Strom- und im Gasbereich wohl nahezu identisch. Falls Akteure, die nicht Netzbetreiber sind, in beiden Bereichen in Konkur­ renz zu den Netzbetreibern Verrechnungsmessungsdienstleistungen anbieten können, sind substanzielle Synergie- und Wettbewerbseffekte, die den Endkundinnen und Endkunden zu­ gute kommen, zu erwarten. So gibt es etwa in Deutschland, wo der Gesetzgeber im Jahr 2008 die rechtlichen Grundlagen für die Liberalisierung des Messwesens im Energiesektor geschaf­ fen hat,79 diverse Akteure auf dem Markt, die medienübergreifende Dienstleistungen für 75 In Bezug auf den Strombereich: Urteil 2C_ 1142/2016 des Bundesgerichts vom 14.7.2017, E. 5.1.3; Verfügung 233-00056 der EICom vom 15.10.2015, Rz 43; www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Verfügungen > Verfügungen 2015 (11.2.2020). 76 Urteil 2C_ 1142/2016 des Bundesgerichts vom 14.7.2017. 77 Art. 17a E-StromVG in der Fassung der Vernehmlassungsvorlage der «Revision StromVG» vom Oktober 2018. 78 Stellungnahme der WEKO vom 29.1.2019 in der Vernehmlassung zur «Revision StromVG» zu Art. 17a StromVG, 13 ff. 79 § 21b des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung vom 7.7.2005 (Energiewirtschaftsge­ setz, EnWG; BGBI. 1 S. 1970, 3621 ), das zuletzt durch Art. 1 des Gesetzes vom 13.5.2019 (BGBI. 1 S. 706) geändert worden ist. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 27 Strom und Gas anbieten." Insofern vermag das im Erläuternden Bericht gegen die Liberali­ sierung vorgebrachte Argument, wonach der Markt für Dienstleistungen im Bereich des Mess­ wesens mangels einer Verpflichtung zum Smartmeter-Rollout deutlich kleiner sei als im Strom­ bereich, nur schon aus diesem Grund nicht zu überzeugen. Im Gegenteil würde die Vergrösserung der Nachfrage den Wettbewerb unter den Anbietern im Bereich des Messwe­ sens verbessern. Dies kann neben Kostensenkungen auch zu diversen innovativen Dienst­ leistungen im Markt führen. Im Falle einer Liberalisierung des Messwesens im Gasbereich könnten die heute im Strombereich tätigen Dienstleister auch solche Tätigkeiten ohne Markteintrittshürden übernehmen. Zudem könnten diverse neue Akteure in den Markt eintre­ ten. Denkbar wäre auch, dass künftig Dienstleister aus dem grenznahen Ausland (insb. Deutschland) in der Schweiz tätig werden könnten. Insofern wäre es folgerichtig, wenn auch hinsichtlich der Verrechnungsmessung im Gasbe­ reich der Markt regulatorisch vollständig geöffnet würde. Dadurch würden die nötigen Anreize geschaffen, um Geschäftsmodelle entsprechend neu zu gestalten und innovativ auf dem Markt tätig zu werden. Durch die Wahlmöglichkeiten sämtlicher Endkundinnen und Endkunden wer­ den neue Geschäftsmodelle erst ermöglicht, die durch das Optimieren der leitungsgebunde­ nen Energieträger entstehen. Sowohl etablierte als auch neue Anbieter könnten im Bereich des Messwesens künftig medienübergreifende und/oder mit der Energiebeschaffung kombinierte Angebote für Strom, Gas und Wärme anbieten, was zu innovativeren Produk­ ten führen würde.81 Insbesondere im Bereich Internet of things könnten sich im Rahmen der Energieversorgung starke Innovationen herausbilden.82 Im Übrigen haben insbesondere Grossverbraucher mit diversen Standorten in der Schweiz (sog. «Multi-Site-Kunden») ein In­ teresse, einen einzigen Anbieter für Dienstleistungen im Bereich des Messwesens zu ver­ pflichten, der ihre Anforderungen an die Qualität und Kosteneffizienz über sämtliche Bereiche der Energieversorgung hinweg erfüllt.83 Hinzu kommt, dass die Netzbetreiber, welche diese Tätigkeiten aufgrund des Monopolcharak­ ters des von ihnen betriebenen Rohrleitungsnetzes bislang ausüben, ohne eine «vollständige Marktöffnung» im Bereich der Verrechnungsmessung keine Anreize haben, ihre Dienstleistun­ gen effizienter und innovativer auszugestalten sowie zu günstigeren Preisen anzubieten, da die heute faktisch gebundenen Endkundinnen und Endkunden auch künftig keine Ausweich­ möglichkeit hätten. Auch um den Anreiz der Netzbetreiber, effiziente und kostengünstige Dienstleistungen anzubieten, zu verstärken, sollte die Nachfrage auf sämtliche Endkundinnen und Endkunden im Gasbereich ausgedehnt werden. Die durch die «vollständige Marktöff­ nung» induzierte Wettbewerbssituation würde bei Netzbetreibern mit überdurchschnittlich ho­ hen Messkosten und/oder Gewinnmargen den Anreiz setzen, ihre Erträge aus dem Messstel­ lenbetrieb und den Messdienstleitungen zu reduzieren, um konkurrenzfähig zu bleiben. Falls die Verrechnungsmessung auf Gesetzesstufe vollständig liberalisiert wird und kein rechtliches Monopol eingeführt wird, kann zudem auf eine relativ aufwändige Regulierung der verglichen mit der Höhe der Netzkosten eher vernachlässigbaren Messkosten verzichtet werden. 80 https://www.enometrik.de/messdienstleistungsunternehmen-energiewirtschaft; https://www.eha.neUleistungen.html;https://www.mvv.de/partner/effizienz/messdienstleistungen; https://energieja.de/dienstleistungen/messstellenbetrieb-und-messdienstleistungen (11.2.2020). 81 Bspw. ein detailliertes Verbrauchsmonitoring basierend auf den gebündelten Messdaten für Strom, Gas und Wärme kombiniert mit Beratungsdienstleitungen in den Bereichen Energieeffizienz und Nachhaltigkeit. 82 Siehe bspw. die Produkte der tiko Energy Solutions AG im Bereich der Smart Grid-Technologies, welche Smart Meter als Steuergeräte anbietet; https://tiko.energy/oneplatform/ (11.2.2020). 83 Für den Strombereich: WIK Wissenschaftliches Institut für Infrastruktur und Kommunikationsdienste GmbH, Kosten-Wirksamkeits-Analyse von Organisationsmodellen des Messwesens in Stromverteil­ netzen in der Schweiz, Studie im Auftrag des BFE von 12.8.2015, 1; https://pubdb. bfe.ad­ min.ch/de/publication/download/8039 (11.2.2020). Nach Auffassung der WEKO gilt dies dementspre­ chend auch für Grosskunden, die sowohl mit Strom als auch mit Gas beliefert werden. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 28 Zu beachten ist, dass sich im Markt im Bereich der Verrechnungsmessung auch unter der Prämisse einer «vollständigen Marktöffnung» nur dann ein funktionierender wirksamer Wett­ bewerb entwickeln kann, wenn gleichzeitig regulatorisch sichergestellt wird, dass die Netzbe­ treiber als bisherige Messdienstleister und Messstellenbetreiber im Rahmen ihrer Monopoltä­ tigkeiten nicht übermässige Erträge generieren können. Netzbetreiber könnten solche Erträge beispielsweise dafür einsetzen, um ihren bisherigen Kundinnen und Kunden zu tief angesetzte und nicht marktkonforme Angebote für Dienstleitungen im Rahmen der Verrechnungsmessung zu unterbreiten, welche ihre effektiven Kosten nur unzureichend berücksichtigen; dies mit dem strategischen Ziel, Drittanbieter von einem Markteintritt abzuhalten und ihre eigene sehr starke Position zu bewahren.84 Auch aus diesem Grund erscheint es geboten, dass die angedachten Vorgaben zur Netzbewertung im Sinne der Anträge der WEKO überarbeitet werden, um zu verhindern, dass Kosten für den Bau von Netzinfrastruktur von den Netzbetreibern mehrfach eintarifiert werden können.85 Aufgaben und Verantwortlichkeiten der Akteure im Bereich des Messwesens Von entscheidender Bedeutung für das Funktionieren des Marktes im Bereich des Messwe­ sens ist die Gewährleistung der Zusammenarbeit der beteiligten Akteure. Bei einer «vollstän­ digen Marktöffnung» sind generell-abstrakte Vorgaben zu den Aufgaben und Verantwortlich­ keiten der Verteilnetzbetreiber und der dritten Dienstleistungsanbieter unverzichtbar. Der Bundesrat beabsichtigt, sämtliche diesbezüglichen regulatorischen Vorgaben im Falle der «vollständigen Marktöffnung» auf Verordnungsstufe zu regeln und diesbezüglich eine Delega­ tionsnorm zu schaffen (vgl. Variante 2: Art. 21 Abs. 2 GasVG). Die WEKO würde es vor diesem Hintergrund begrüssen, wenn zumindest in den Erläuterun­ gen festgehalten werden könnte, dass der Bundesrat die Ausführungsbestimmungen so aus­ gestalten wird, dass keine künstlichen Markteintrittshürden für dritte Messstellenbetreiber und Messdienstleister geschaffen werden. Zudem schlagen wir vor, in den Erläuterungen explizit festzuhalten, dass den involvierten Akteuren eine möglichst kurze Frist für die Vornahme der Wechselprozesse und den Abschluss der hierfür erforderlichen Verträge zu gewähren ist. Wei­ ter sollte aus unserer Sicht in den Erläuterungen thematisiert werden, dass die Netzbetreiber durch geeignete Vorgaben die Vornahme der Wechselprozesse effizient auszugestalten ha­ ben und dafür entsprechend kostenbasierte und diskriminierungsfreie Gebühren erheben dür­ fen. Ad Art. 23 - Bilanzgruppen Antrag: Falls gemäss dem Antrag der WEKO zu Art. 7 GasVG die «vollständige Marktöffnung» im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden gesetzlich verankert werden sollte und Art. 8 GasVG antragsgemäss gestrichen wird, sei auch Art. 23 Abs. 1 Satz 2 GasVG zu streichen. Begründung: In Art. 23 Abs. 1 Satz 2 GasVG ist vorgesehen, dass für die regulierte Versorgung separate Bilanzgruppen zu bilden sind. Diese Regelung beruht konzeptionell auf den Prämissen, dass 84 Indizien für derartige Vorgänge waren bspw. nach der Liberalisierung des Messwesens in Deutsch­ land erkennbar; vgl. STEPHAN SCHMITT/MATTHIAS WISSNER, Die Liberalisierung des Messwesens - Ver­ hindert das Abrechnungsentgelt freien Wettbewerb? Zeitschrift für Energiewirtschaft 2015, 171-188; https://link.springer.com/article/10.1007/s12398-015-0158-z#citeas > politische Implikationen und Handlungsempfehlungen (11.2.2020). 85 Vgl. hierzu die Ausführungen der WEKO zu Art. 19 GasVG; oben, 18 ff. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 29 in Art. 7 GasVG für den Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden ledig­ lich eine «Teilliberalisierung» verankert wird und die gebundenen Endkundinnen und Endkun­ den zu den Konditionen der regulierten Versorgung gemäss Art. 8 GasVG beliefert werden. Beides lehnt die WEKO vorliegend ab. Sollte den Anträgen der WEKO entsprochen werden, ist konsequenterweise auch Art. 23 Abs. 1 Satz 2 GasVG zu streichen. Unter dem Regime einer «Teilmarktöffnung» mit regulierter Versorgung würde die WEKO die in Art. 23 Abs. 1 Satz 2 GasVG vorgesehene Regelung allerdings sehr begrüssen. Dadurch würde sichergestellt, dass die Netzbetreiber als angestammte Versorger der an ihre Rohrlei­ tungsnetze angeschlossenen Endkundinnen und Endkunden aufgrund ihres grossen Kunden­ portfolios nicht von übermässigen Verschachtelungseffekten profitieren würden. Dies würde einen wichtigen Betrag dazu leisten, dass reine Händler und Lieferanten ohne eigenes Netz auf dem Markt für Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden nicht behindert werden. Ad Art. 24 - Bilanzmanagement Antrag: Die Formulierung im Erläuternden Bericht, wonach der MGV vor dem Einsatz von Regelener­ gie das Flexibilitätsangebot der Netzpufferung sowie der Röhren- und Kugelspeicher nutzen soll, sei zu streichen. Begründung: Tagesbilanzierung als zentrales Kriterium für die Entwicklung wirksamen Wettbewerbs im Erdgaslieferbereich In einer vom BFE in Auftrag gegebenen Studie der KEMA Consulting GmbH wird festgestellt, dass die Durchführbarkeit einer reinen Tagesbilanzierung in der Bilanzzone Schweiz technisch machbar sei. Die Netzbetreiber würden im Grundsatz über genügend Speicherkapazität ver­ fügen, um eine Tagesbilanzierung zu ermöglichen.86 Vor diesem Hintergrund begrüsst es die WEKO ausdrücklich, dass in Art. 24 Abs. 2 GasVG eine Tagesbilanzierung vorgesehen wer­ den soll. Die Einführung einer Tagesbilanzierung für sämtliche Endkundinnen und Endkunden ist eine der grundlegendsten Voraussetzungen, damit sich wirksamer Wettbewerb im Erdgaslieferbe­ reich entwickeln kann. Für die nicht von den Netzbetreibern als integrierte Versorger beliefer­ ten Endkundinnen und Endkunden sowie deren Lieferanten ginge eine Tagesbilanzierung mit erheblichen administrativen Vereinfachungen und geringeren Risiken einher. Im Falle einer Tagesbilanzierung muss kein stündliches Lastprofil eingehalten werden, sondern die Ein- und Ausspeisemenge muss während der 24-stündigen Bilanzierungsperiode gleich sein. Andern­ falls wird die Differenz in Form von Ausgleichsenergie abgerechnet. Die heute gemäss den Vorgaben der Gaswirtschaft bei Drittbelieferungen für grosse Prozessgaskunden zu praktizie­ rende Stundenbilanzierung87 wäre insbesondere für Wärmekunden kaum zu bewältigen und würde diese aufgrund der drohenden Pönalen bei länger andauernden Toleranzbandabwei­ chungen von einem Lieferantenwechsel abhalten.88 86 KEMA Consulting GmbH, Grundsatzfragen zum zukünftigen Gasbilanzierungsmodell in der Schweiz (2. Phase), Endbericht für das BFE vom 26.8.2016. 87 Verbändevereinbarung, Ziff. 2.5.3 sowie Allgemeine Netznutzungsbedingungen für die schweizeri­ schen Erdgasnetze (ANB), Version 1.5a vom 1. Oktober 2015, Ziff. 6; beide Dokumente sind abrufbar unter http://www.ksdl-erdgas.ch/downloads (11.2.2020). 88 MICHAEL MERKER, Gasmarktliberalisierung Schweiz, in: Jusletter vom 23.4.2012, 6. 041.1.Q0073/C0 0 .2101.111.5.411085 30 Anpassungsvorschlag im Erläuternden Bericht In den Erläuterungen wird ausgeführt, dass der MGV vor dem Abruf von Regelenergie das Flexibilitätsangebot der Netzpufferung sowie der Röhren- und Kugelspeicher nutzen solle.89 Aus wettbewerblicher Sicht sollte der Entscheid des MGV, ob er von seinem vorrangigen Recht gemäss Art. 25 Abs. 2 GasVG zur Nutzung von Speicheranlagen und Netzpufferung Gebrauch macht oder Regelenergie abruft, auf marktwirtschaftlichen Mechanismen beruhen und nicht regulatorisch vorgegeben werden. Die WEKO beantragt, dass der erläuternde Bericht entspre­ chend präzisiert wird. Ad Art. 27 - Speicheranlagen und Netzpufferung Antrag: Art. 27 Abs. 1 Bst. c GasVG sei zu streichen. Im Erläuternden Bericht sei näher zu begründen, weshalb die bestehenden Kugel- und Röh­ renspeicher sowie die Netzpufferung ausschliesslich zu den in Art. 27 Abs. 1 GasVG ge­ nannten Zwecken eingesetzt werden dürfen. Begründung: Der liberalisierte Markt im Gasbereich sollte einen diskriminierungsfreien und liquiden Zugang für alle Marktakteure bieten. Aus wettbewerblicher Sicht sollte eine Regulierung hinsichtlich der Flexibilitäten klare Regeln für eine diskriminierungsfreie Nutzung des Netzes enthalten mit dem Ziel, die Flexibilitäten wenn möglich dem Markt zur Verfügung zu stellen. Nur falls es aus zwingenden systembedingten Gründen erforderlich ist, sollte die Zweckverwendung von be­ stimmten Flexibilitäten regulatorisch eingeschränkt werden. In Art. 27 Abs. 1 GasVG ist vorgesehen, dass die an das Rohrleitungsnetz angeschlossenen (bestehenden) Kugel- und Röhrenspeicher und die Netzpufferung ausschliesslich zu den im Gesetz genannten Zwecken eingesetzt werden dürfen. Der MGV soll vorrangig auf die Spei­ cheranlagen des Transportnetzes und dessen Netzpufferung zugreifen dürfen (Art. 27 Abs. 2 GasVG). Gemäss dem Erläuternden Bericht diene das Zugriffsrecht des MGV der Absicherung des Risikos von unzureichender Flexibilität in der Taqesbilanzierunq." Ein solches sei zur Re­ alisierung der Tagesbilanzierung notwendig, zumal die Netzstabilität primär über inländische Flexibilitätsquellen erhalten werde, Regelenergie also erst sekundär eingesetzt werden solle.91 Darüber hinaus sollen die Speicheranlagen und die Netzpufferung von den Netzbetreibern zur Gewährleistung des stabilen Netzbetriebs sowie zur Bereitstellung von Flexibilität für die regu­ lierte Versorgung im Rahmen der Bilanzierung untertägiger Restriktionen eingesetzt werden (Art. 27 Abs. 1 Bst. a und c GasVG). Hingegen sollen die bestehenden Speicheranlagen und die Netzpufferung nicht für den Gashandel eingesetzt werden dürfen.92 Die WEKO beantragt, dass im Rahmen der «vollständigen Marktöffnung» im Erdgaslieferbe­ reich auf eine regulierte Versorgung zu verzichten ist.93 Falls diesem Antrag entsprochen wer­ den sollte, ist konsequenterweise auch Art. 27 Abs. 1 Bst. c GasVG zu streichen. Nach Auffassung der WEKO sollen die Entscheide der Netzbetreiber bei der Wahl von kon­ kreten Massnahmen zur Aufrechterhaltung des Netzbetriebs möglichst auf marktwirtschaftli­ chen Prinzipien beruhen. Speicher sind nur dann einzusetzen, wenn dies im konkreten Fall 89 Erläuternder Bericht (Fn 4), 39. 90 Erläuternder Bericht (Fn 4), 28. 91 Erläuternder Bericht (Fn 4), 50. 92 Erläuternder Bericht (Fn 4), 49. 93 Vgl. die voranstehenden Ausführungen zu Art. 7 und 9 GasVG. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 31 die effizienteste Lösung zur Zielerreichung ist. Aus wettbewerblicher Sicht besteht kein Grund, inländischen Speichern bei den netzstabilisierenden Massnahmen einen Vorrang einzuräu­ men, wenn alternative Flexibilitäten kostengünstiger zum gleichen Ergebnis führen würden. Nach wie vor wird in den Erläuterungen nicht dargelegt, weshalb die Zweckbeschränkung aus technischer Sicht effektiv notwendig ist und die Aufrechterhaltung der Netzstabilität und die Durchführung der Tagesbilanzierung zwingend hiervon abhängt. Für die WEKO ist basierend auf den momentanen Ausführungen in den Erläuterungen nicht schlüssig nachvollziehbar, weshalb die Beschränkung des Einsatzzwecks vollumfänglich für sämtliche bestehenden Speicheranlagen der Netzbetreiber gelten soll. Insofern überzeugen die neuerdings für die Zweckbeschränkung der Speicheranlagen und der Netzpuffer vorgebrachten Gründe nicht. Insbesondere ersuchen wir Sie, detailliertere Ausführungen im Erläuternden Bericht dazu zu machen, ob aus systembedingten Gründen die vorrangige Zweckverwendung der an das Gas­ netz angeschlossenen Speicheranlagen und der Netzpufferung durch den MGV gemäss Art. 25 Abs. 2 GasVG - unter Berücksichtigung aller potentiell zur Verfügung stehender Flexi­ bilitäten - effektiv notwendig ist, damit die Bilanzierung mittels einer Tagesbilanz abgewickelt werden kann. In diesem Falle wäre die Beschränkung hinsichtlich des Verwendungszwecks dieser Flexibilitäten aus unserer Sicht zu rechtfertigen. Unter diesen Umständen würde der Speichereinsatz einen wichtigen Beitrag zur Entwicklung eines wirksamen Wettbewerbs im Erdgaslieferbereich leisten. Ad Art. 28 und 29 - Konstituierung sowie Organisation und Finanzierung des Marktge­ bietsverantwortlichen Antrag: Art. 29 Abs. 1 GasVG sei dahingehend umzuformulieren, dass die Anteilseigner des MGV nicht im Erdgaslieferbereich tätig sein dürfen. Der MGV muss rechtlich und funktionell (per­ sonell, organisatorisch, informatorisch und hinsichtlich der Ressourcenausstattung) von den übrigen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung entflochten sein. Eventualiter sei Art. 29 Abs. 1 GasVG dahingehend zu präzisieren, dass die Anteile am MGV zwischen den Gasnetzbetreibern sowie den Händlern ohne eigenes Netz und den Organisa­ tionen der Endkundinnen und Endkunden paritätisch aufgeteilt werden müssen, so dass keine Interessengruppe allein in der Lage ist, den MGV zu kontrollieren. Kann unter diesen Voraussetzungen kein MGV gegründet werden, sind dessen Aufgaben an eine von diesen Interessengruppen unabhängige Stelle zu übertragen, die erforderlichenfalls vom Bund zu schaffen ist. Begründung: Der Marktgebietsverantwortliche (MGV) übt sehr wichtige Funktionen für die Gewährleistung des Wettbewerbs im Bereich der Erdgaslieferung aus; insbesondere die Bewirtschaftung der Kapazitätsprodukte, die Engpassbewirtschaftung und die Festsetzung der Entry-Exit-Tarife. Zudem ist der MGV für das Bilanzmanagement und die Koordination von Lieferantenwechseln verantwortlich. Somit kommt der MGV aufgrund seiner Aufgaben mit einer Vielzahl von wirt­ schaftlich sensiblen Informationen in Kontakt. Er kennt sämtliche Ein- und Ausspeisemengen der Bilanzgruppen in der Bilanzzone Schweiz sowie die Handelsmengen am virtuellen Aus­ speisepunkt (VAP) und weiss somit, wer mit wem zu welchen Konditionen handelt. Zudem erhält er diverse Informationen aufgrund seiner Funktion im Kontext mit Lieferantenwechseln. Wenn wie im Vernehmlassungsentwurf vorgeschlagen auf eine Verpflichtung der Netzbetrei­ ber zur rechtlichen und funktionellen Entflechtung des Netzbetriebs von den übrigen Ge­ schäftsbereichen verzichtet wird, kann die Unabhängigkeit des MGV von der Gaswirtschaft ohne weitergehende regulatorische Absicherungen auf Gesetzesebene nicht vollumfänglich gewährleistet werden. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 32 Gemäss den angedachten Vorgaben soll der MGV von Unternehmen der Gaswirtschaft und Organisationen der Endkundinnen und Endkunden in Form einer privatrechtlichen Kapitalge­ sellschaft oder einer Genossenschaft gegründet werden, wobei die Gründungskosten den Endkundinnen und Endkunden über das Netznutzungsentgelt in Rechnung gestellt werden sollen (Art. 28 Abs. 1 GasVG). Falls dies nicht geschehen sollte, überträgt der Bundesrat die Aufgaben des MGV einer bestehenden oder von ihm gegründeten Stelle (Art. 28 Abs. 3 GasVG). Die Statuten des MGV sind vom UVEK zu genehmigen (Art. 28 Abs. 2 GasVG). Gemäss Art. 29 Abs. 1 GasVG muss der MGV von der Gaswirtschaft unabhängig und perso­ nell vollständig von dieser entflochten sein. Der Bundesrat kann weitere Anforderungen an die Unabhängigkeit im Verordnungsrecht regeln. Hinsichtlich der Anforderungen an die personelle Entflechtung wird im Erläuternden Bericht ausgeführt, es solle keinem Anteilseigner möglich sein, über eine Mehrheitsbeteiligung einen bestimmenden Einfluss auf den MGV zu nehmen. Die Entflechtung von den wettbewerblich tätigen Unternehmen der Gaswirtschaft müsse min­ destens so scharf ausfallen, wie dies bei der nationalen Netzgesellschaft gemäss den Vorga­ ben des StromVG der Fall sei.94 Nach Auffassung der WEKO vermögen die angedachten Ent­ flechtungsvorgaben die Unabhängigkeit des MGV nicht vollumfänglich sicherzustellen. Die Unabhängigkeit des MGV wird durch die Tatsache in Frage gestellt, dass seine Anteils­ eigner aller Voraussicht nach Unternehmen der Gaswirtschaft (regionale und/oder lokale Netz­ betreiber) sein werden. Hinzu kommt, dass der MGV zwar als privatrechtliche Gesellschaft konzipiert werden soll, jedoch gemäss den vorgesehen regulatorischen Vorgaben keinen Ge­ winn erzielen darf.95 Unter diesen Voraussetzungen kann nicht ausgeschlossen werden, dass die Gaswirtschaft auf die operationellen Tätigkeiten des MGV Einfluss zu nehmen versuchen könnte. Die Wahl des strategischen Organs der Gesellschaft würde den Anteilseignern oblie­ gen. Im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden bestehen bei den Netz­ betreibern gleichgerichtete Interessen. Diese könnten etwa bestrebt sein, durch entspre­ chend ausgestaltete Kapazitätsprodukte sowie die Berechnung der Grenzkapazität reine Händler im Bereich der Erdgaslieferung zu behindern. Insofern hätte eine regulatorische Vor­ gabe, wonach kein Unternehmen der Gaswirtschaft mehrheitlich am MGV beteiligt sein darf, allein keinen Mehrwert, solange auf eine rechtliche und funktionelle Entflechtung des Netzbe­ triebs von den übrigen Geschäftsbereichen der GVU verzichtet wird. Es braucht für den MGV daher weitergehende Entflechtungsvorgaben, welche die potentiellen Möglichkeiten der Gaswirtschaft zur operativen Einflussnahme zu beschränken vermögen. Die WEKO schlägt als zusätzliche Massnahme vor, auf Gesetzesstufe explizit festzuhalten, dass der MGV rechtlich und funktionell (personell, organisatorisch, informatorisch und hin­ sichtlich der Ressourcenausstattung} vollständig entflochten und daher im Erdgasliefer­ bereich nicht tätig ist. Falls dieser Antrag nicht berücksichtigt wird, sollte auf Gesetzesstufe zumindest festgehalten werden, dass die Anteile aller am MGV beteiligten Netzbetreiber in der Summe nicht so hoch sein dürfen, dass diese den MGV beherrschen können. Zurzeit ist in Art. 28 Abs. 1 GasVG lediglich vorgesehen, dass es grundsätzlich auch für Organisationen der Endkundinnen und Endkunden möglich sein soll, Anteile am MGV zu erwerben. Im Erläuternden Bericht wird ex­ plizit darauf hingewiesen, dass insbesondere die Transport- und Verteilnetzbetreiber von die­ ser Möglichkeit Gebrauch machen könnten.96 Um die Unabhängigkeit des MVG bei seinen Entscheidungen besser zu gewährleisten, sollten zumindest die Anteile an der neu zu grün­ denden Stelle zwischen den verschiedenen Interessengruppen paritätisch aufgeteilt werden, so dass keine Interessengruppe in der Lage ist, den MGV zu kontrollieren. 94 Erläuternder Bericht (Fn 4), 51. 95 Art. 29 Abs. 2 Satz 2 GasVG; Erläuternder Bericht (Fn 4), 27 und 51. 96 Erläuternder Bericht (Fn 4), 50. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 33 Kann unter diesen Voraussetzungen kein MVG gegründet werden, hat der Bundesrat die be­ treffenden Aufgaben an eine bestehende oder neu zu schaffende unabhängige Stelle zu über­ tragen, an welcher keine der involvierten Interessengruppen beteiligt ist. Ad Art. 30 - Energiekommission Antrag: Der Passus in Art. 30 Abs. 2 Bst. b GasVG, wonach die EnCom für die Tarifprüfung im Be­ reich der regulierten Versorgung zuständig ist, sei zu streichen. Es sei in Art. 30 GasVG ein neuer Absatz einzufügen, wonach die EnCom befugt ist, Anpas­ sungen an den von der Gaswirtschaft entwickelten einheitlichen Vertragsstandards (Art. 13 Abs. 1 und 2 GasVG) vorzunehmen, falls diese zur Gewährleistung der Netzstabilität nicht zwingend erforderlich sind, wenn dadurch der diskriminierungsfreie und effiziente Netzzu­ gang sichergestellt werden kann. Zudem beantragt die WEKO, dass die EnCom zuständig sein soll, die technische Kapazität an den Grenzübergangspunkten zu überprüfen und abzuändern, falls diese unter Berück­ sichtigung der Netzstabilität und des effizienten Netzbetriebs zu tief angesetzt wurde. Begründung: Zuständigkeit der EnCom über die Einhaltung des GasVG Die WEKO begrüsst es, dass die Aufsicht über die Einhaltung des GasVG künftig von der EnCom als Sektorregulator im Energiebereich übernommen werden soll. Aufgrund der Tätig­ keiten der heutigen EICom im Strombereich wird die EnCom ab Inkrafttreten des GasVG über besonderes Fachwissen verfügen. Durch die Zuständigkeit der EnCom in den Bereichen der Strom- und Gasversorgungsgesetzgebung werden Synergien geschaffen. Zudem ist die Zu­ ständigkeit der EnCom im Gasbereich wünschenswert, da sie mit den erforderlichen personel­ len Ressourcen (insb. Physikerinnen und Physiker, Ingenieurinnen und Ingenieure, Volkswir­ tinnen und Volkswirte, Betriebsökonominnen und Betriebsökonomen sowie Juristinnen und Juristen) ausgestattet ist, um die rund 100 Gasnetzbetreiber sowie den MGV hinsichtlich der Einhaltung der diversen Vorgaben im Spezialgesetz effektiv beaufsichtigen zu können. Regulierte Versorgung (Art. 8 GasVG) Bei Berücksichtigung der Anträge der WEKO zu den Art. 7 und 8 GasVG besteht die regulierte Versorgung nicht mehr. In diesem Fall ist konsequenterweise auch Art. 30 Abs. 2 Bst. b GasVG zu streichen. Vertragsstandards für Ein- und Ausspeiseverträge (Art. 13 Abs. 1 und 2 GasVG) Falls dem Antrag der WEKO zu Art. 13 GasVG entsprochen und die EnCom berechtigt werden sollte, die einseitig von der Gaswirtschaft zu entwickelnden Vertragsstandards für Ein- und Ausspeiseverträge abzuändern, ist in Art. 30 GasVG eine entsprechend lautende Bestimmung zur Zuständigkeit der EnCom zu schaffen. Technische Kapazität an den Grenzübergangspunkten (Art. 14 GasVG) Die WEKO beantragt, dass die EnCom in Art. 14 GasVG befugt werden soll, die vom MGV berechnete technische Kapazität an den Grenzübergangspunkten abzuändern, falls diese un­ ter Berücksichtigung der Netzstabilität und des effizienten Netzbetriebs zu tief angesetzt wurde. Bei Berücksichtigung dieses Antrags ist in Art. 30 GasVG eine entsprechende Zustän­ digkeit der EnCom zu schaffen. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 34 Ad Errichtung und Betrieb eines Datahubs Antrag: Es sei in Koordination mit dem Gesetzgebungsverfahren «Revision StromVG» eine formal­ gesetzliche Grundlage für die Errichtung und den Betrieb eines Datahubs für den Datenaus­ tausch im Strom- und Gasbereich zu schaffen, die spätestens ab dem Inkrafttreten des GasVG Geltung haben soll. Die Unabhängigkeit des Betreibers des Datahubs sei auf Geset­ zesstufe sicherzustellen. Begründung: In den Erläuterungen wird ausgeführt, dass für einen qualitativ hochwertigen und effizienten Datenaustausch eine zentrale, digitale, plattformbasierte Lösung im Sinne eines «Datahubs» vorteilhaft sei. Für Strom und Gas kombinierte Plattformen würden zu Skalenerträgen und Sy­ nergien führen, Kosten reduzieren, digitale Dienstleistungen unterstützen sowie Konsumenten vermehrt befähigen, am Strom- und Gasmarkt teilzunehmen. Letztlich werde die Koordination der Akteure vereinfacht. Eine eigenständige Lösung für den Bereich der Gasversorgung er­ scheint volkswirtschaftlich nicht sinnvoll. Sollte «dereinst» für den Strommarkt eine solche Lö­ sung geschaffen werden, sei darauf zu achten, dass dieser auch für den Gasmarkt genutzt werden könnte. Nach der vorgesehenen Konzeption soll es demnach zumindest vorläufig der Gaswirtschaft überlassen bleiben, ob ein Datahub errichtet wird und wie dieser im Detail aus­ gestaltet wird. Wann gesetzliche Grundlagen für die Errichtung eines unabhängigen Datahubs im StromVG geschaffen werden und Geltung erlangen sollen, ist zurzeit ungewiss. Ein diskriminierungsfreier und effizient organisierter Zugang zu - mitunter wirtschaftlich hoch­ sensiblen - Daten und Informationen spielt eine entscheidende Rolle für die Entwicklung wirk­ samen Wettbewerbs. Aus Sicht der WEKO erscheint die Schaffung einer formalgesetzlichen Grundlage unumgänglich, damit die Neutralität des Datahubs gewährleistet und dieser ohne Diskriminierungspotential betrieben werden kann. Die Eigentümerstruktur des Betreibers des Datahubs sowie weitere Governance-Aspekte sollten auf Gesetzesstufe verankert werden. Die Eigentümer des Data hub-Betreibers könnten über den Verwaltungsrat unter anderem Einfluss auf die Umsetzung und Durchsetzung von Marktregeln zu nehmen versuchen. Zudem könnten sich die Eigentümer über den Datahub potentiell Zugriff auf Kundenbeziehungen und andere Geschäftsgeheimnisse von Konkurrenten verschaffen. Dies könnte zu Wettbewerbsverzerrun­ gen führen97 und birgt ein Potential für wettbewerbswidrige Abreden. Bei einer nichtstaatlichen Lösung müsste daher mittels geeigneter Schutzbestimmungen und aufsichtsrechtlicher Instru­ mente möglichst ausgeschlossen werden können, dass sich die Eigentümer aufgrund der Funktionen des Datahubs Vorteile im Markt verschaffen könnten. Im Strombereich besteht bereits eine Branchenlösung. Die Swisseldex AG entwickelt und be­ treibt eine zentrale Datenaustauschplattform, die zurzeit 33 % aller Messpunkte des schwei­ zerischen Stromnetzes abdeckt. Der Datahub übernimmt die Datenverteilung und ist eine Rou­ ting Plattform. Aktionäre der Swisseldex AG sind die Verteilnetzbetreiber AEW, BKW, CKW, ewz und AEM, die jeweils einen Sitz im Verwaltungsrat des Gemeinschaftsunternehmens ha­ ben." Diese Verteilnetzbetreiber sind auch im Bereich der Stromversorgung sowie in diversen weiteren Dienstleistungsmärkten tätig. Mit dieser von der Strombranche entwickelten Gover­ nance-Lösung werden die Anforderungen an die Neutralität des Datahubs nicht gewährleistet. Eine gemeinsame Lösung für Strom und Gas erscheint aus Gründen der Kosteneffizienz sinn­ voll. Daher empfehlen wir, die Thematik Datahub im Gasbereich mit dem Gesetzgebungsver­ fahren «Revision StromVG» zu koordinieren. Die neue Rechtsgrundlage sollte spätestens ab 97 THEMA Consulting Group, Datahub Schweiz, Kosten-Nutzen-Analyse und regulatorischer Hand­ lungsbedarf, Bericht für das BFE vom 1.10.2018, 98. 98 http://www.swisseldex.ch/ueber-uns/ und http://www.swisseldex.ch/dienstleistungen/ (11.2.2020). 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 35 dem Inkrafttreten des GasVG Geltung erlangen und könnte daher auch im Rahmen des vor­ liegenden Gesetzgebungsprojektes erlassen werden, falls diese vor der «Revision StromVG» abgeschlossen werden sollte. Damit wird gewährleistet, dass nach dem Inkrafttreten des GasVG hierzu Vorgaben bestehen und die Unternehmen der Gaswirtschaft keine eigene Lö­ sung entwickeln könnten, welche den Anforderungen an die Unabhängigkeit nicht genügend Rechnung trägt. Ad Art. 41 - Übergangsbestimmungen99 Antrag: 1 Art. 41 Abs. 1 und 2 GasVG seien ersatzlos zu streichen. Begründung: Verzögerung der Marktöffnung im Erdgaslieferbereich aufgrund der Bilanzierung mit­ tels SLP Gemäss dem Erläuternden Bericht ist vorgesehen, für Endkundinnen und Endkunden mit ei­ nem Jahresverbrauch von voraussichtlich mindestens 1 GWh pro Verbrauchsstätte im Verord­ nungsrecht den Einbau einer Lastgangmessung oder gegebenenfalls eines Mengenumwer­ ters vorzuschreiben.P? Gemäss Art. 22 Abs. 4 GasVG sollen Kundinnen und Kunden ohne einen solchen intelligenten Zähler mittels Standardlastprofilen (SLP) bilanziert werden. In Art. 38 Abs. 1 GasVG ist angedacht, dass die Netzbetreiber und der MGV innerhalb eines Jahres nach Inkrafttreten des Gesetzes SLP zu entwickeln haben. Gemäss Art. 41 Abs. 2 GasVG sollen netzzugangsberechtigte Endkundinnen und Endkunden den Lieferanten erst dann den Erdgaslieferanten frei wählen können, wenn die Messgeräte die technischen Mindestanforde­ rungen erfüllen oder die erforderlichen SLP vorliegen. Aufgrund der vorgesehenen Übergangsbestimmungen in Art. 41 Abs. 1 und 2 GasVG besteht nach Ansicht der WEKO die erhöhte Gefahr, dass sich die freie Lieferantenwahl für Endkun­ dinnen und Endkunden mit einem jährlichen Verbrauch bis 1 GWh nach dem Inkrafttreten des Gesetzes faktisch weiter auf unabsehbare Zeit hinausschieben würde. Für solche Endkundin­ nen und Endkunden ist in den Erläuterungen angedacht, dass die Bilanzierung mittels SLP erfolgen soll. Eine nachvollziehbare Begründung für die Gewährung einer zusätzlichen einjäh­ rigen Frist zur Einführung von SLP zugunsten der heutigen Versorgungsmonopolisten findet sich im Erläuternden Bericht nicht.'?' Ebenso wenig gibt es für die Netzbetreiber einen finan­ ziellen Anreiz, die SLP innerhalb der zusätzlich gewährten einjährigen Frist umzusetzen. Die Nichteinhaltung dieser Vorgaben würde basierend auf dem Vernehmlassungsentwurf für die Netzbetreiber keine Nachteile mit sich ziehen. Insofern hätte die zeitliche Vorgabe im GasVG lediglich den Charakter einer Ordnungsvorschrift. Es kann erfahrungsgemäss davon ausgegangen werden, dass das GasVG nach der Be­ schlussfassung in den eidgenössischen Räten mit einer Vorlaufzeit von mindestens einem halben Jahr in Kraft gesetzt werden wird, wie dies vor rund zehn Jahren auch in Bezug auf das StromVG der Fall war. SLP dienen der vereinfachten Abwicklung von Gaslieferungen an 99 Zu Art. 41 Abs. 6 GasVG, welcher die Netzbewertung betrifft, nimmt die WEKO in ihren Ausführun­ gen zu Art. 19 GasVG Stellung. Die WEKO beantragt, dass diese im Vernehmlassungsentwurf neu geschaffene Vorgabe aufgehoben wird, falls der Hauptantrag oder Eventualantrag der WEKO hin­ sichtlich der Basis zur Berechnung der Kapitalkosten berücksichtigt werden sollte; vgl. oben, 19 ff. und 21. 100 Erläuternder Bericht (Fn 4), 24 und 45. 101 Erläuternder Bericht (Fn 4), 23. 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 36 Endkundinnen und Endkunden, an deren Entnahmestelle eine registrierende Lastgangmes­ sung aufgrund ihrer relativ geringen Abnahmemenge unverhältnismässig wäre. Netzbetreiber kennen den Verbrauch und die Benutzungsprofile der Endkundinnen und Endkunden in ihrem Netzgebiet in aller Regel seit Jahrzehnten. Auch bei der Buchung von Kapazitäten müssen sie die Profile ihrer heute nicht täglich gemessenen Kundinnen und Kunden aufgrund von Erfah­ rungswerten abschätzen. Die Netzbetreiber sollten daher in der Lage sein, bereits ab Inkraft­ treten des GasVG die Bilanzierung von kleineren Endkundinnen und Endkunden mittels SLP vorzunehmen. Nur schon aus diesem Grund sind Art. 41 Abs. 1 und 2 GasVG zu streichen. Bei der Einführung der SLP in Deutschland entwickelte die Technische Universität München insgesamt 13 SLP auf Basis umfangreicher mehrjähriger Messungen im gesamten Gebiet der Bundesrepublik. Den Netzbetreibern stand es aber auch frei, eigene SLP zu entwickeln.'?" Die SLP bei nicht leistungsgemessenen Endkundinnen und Endkunden werden nach ihrem Ver­ brauchsverhalten unterteilt, wobei zwischen Gewerbe-, Kochgas- und Heizgaskunden unter­ schieden wird."? Auch in Österreich, 104 Frankreich und ltalien''" wurden SLP erarbeitet, die seit geraumer Zeit angewendet werden. Es ist kein Grund ersichtlich, weshalb nicht die im grenznahen Ausland entwickelten SLP von den Netzbetreibern in der Schweiz übernommen und an die Verhältnisse in der Schweiz angepasst werden können. Dies spricht erst recht da­ für, dass SLP ab dem Inkrafttreten des GasVG ohne Gewährung einer Übergangsfrist einge­ setzt werden können. In diesem Kontext begrüssen wir es, dass auf Antrag des Sekretariats der WEKO in der Äm­ terkonsultation mit Art. 41 Abs. 3 GasVG eine neue Übergangsbestimmung geschaffen wurde, welche es den netzzugangsberechtigten Endkundinnen und Endkunden ermöglicht, auf ihre Kosten ein den gesetzlichen Vorgaben entsprechendes Messgerät anzuschaffen, falls die SLP in absehbarer Zeit nicht entwickelt werden sollten. Damit wird das Potential von Wettbe­ werbsbeschränkungen im Erdgasliefermarkt zumindest ein Stück weit eingeschränkt. Ein sol­ ches Wahlrecht für netzzugangsberechtigte Endkundinnen und Endkunden ist auch dann not­ wendig, wenn die Netzbetreiber in Art. 41 Abs. 1 GasVG wie vorgeschlagen keine zusätzliche Frist für die Erarbeitung und Einführung von SLP zugestanden erhalten sollten. Es ist nicht auszuschliessen, dass die Netzbetreiber sich nach dem Inkrafttreten des GasVG mit der Ent­ wicklung von SLP bewusst Zeit lassen könnten, um den Netzzugang von heute faktisch ge­ bundenen Endkundinnen und Endkunden, die künftig im Falle von Drittbelieferungen mit SLP bilanziert werden sollen, hinauszuzögern; vorliegend erscheint dies insbesondere auch des­ halb nicht unrealistisch, da im GasVG für den Fall einer Verzögerung über die aus unserer Sicht nicht legitimierte zusätzliche Frist von einem Jahr hinaus keine spürbaren negativen Kon­ sequenzen vorgesehen sind. 102 PWC, Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, Praxishandbuch zum Energiewirtschaftsge­ setz, Band 1, Netzwirtschaft, 4. Aufl. Freiburg 2015, 262 f. 103 § 24 GasNZV. 104 https://www.agcs.aUde/clearing/technisches/lastprofile/lastprofile ab 01.04.2009 (11.2.2020). 105 E-CUBE Strategy consultants, Suisse Marche du gaz Potentiel des profils de charge standards et des compteurs intelligents pour le rnarche du gaz, Etude rnandatee par l'OFEN, Oecernbre 2018, p. 19. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 37 Die WEKO bedankt sich für die Kenntnisnahme und Berücksichtigung dieser Anliegen. Mit freundlichen Grüssen Wettbewerbskommission Prof. Dr. Andreas Heinemann Präsident Q .9 - -=---, Prof. Dr. Patrik Ducrey Direktor 041.1-00073/C0 0 .2101.111.5.411085 38