Wichtigste Neuerungen im Energierecht ab 2018

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1 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK Bundesamt für Energie BFE Wichtigste Neuerungen im Energierecht ab Das totalrevidierte Energiegesetz und weitere revidierte Bundesgesetze, die vom Bundesrat am 1. November 2017 verabschiedeten neuen Verordnungen (Energieverordnung, Energieförderungsverordnung, Energieeffizienzverordnung) bzw. Verordnungsänderungen (Kernenergieverordnung, Stromversorgungsverordnung, CO2-Verordnung, Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich, Landesgeologieverordnung) sowie die neue Verordnung des Eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung treten am 1. Januar 2018 in Kraft. Ausnahme bildet die Änderung des Bundesgesetzes über die direkte Bundessteuer, welche erst am 1. Januar 2020 in Kraft gesetzt wird (siehe Medienmitteilung vom ) sowie Artikel 37 und Artikel 146e der CO2-Verordnung, welche am 1. Dezember 2017 in Kraft treten. Die daraus folgenden wichtigsten Neuerungen im Energierecht (Gesetze und Verordnungen) sind hier zusammengefasst. Netzzuschlag Netzzuschlag Der Maximalbetrag des Netzzuschlags wird von bisher 1.5 Rappen pro Kilowattstunde auf neu 2.3 Rp./kWh erhöht. Aufgrund des gegebenen Bedarfs gilt dieses Maximum bereits ab Aus dem Netzzuschlagsfonds werden das Einspeisevergütungssystem, die Einmalvergütungen, die Investitionsbeiträge, die Marktprämie für die Grosswasserkraft, die wettbewerblichen Ausschreibungen für Stromeffizienz, die Erkundungsbeiträge und Risikogarantien für Geothermie-Projekte, die Gewässersanierungsmassnahmen, die noch laufenden Verpflichtungen aus den bisherigen Vergütungsinstrumenten (KEV 1 und Mehrkostenfinanzierung) sowie die jeweiligen Vollzugskosten finanziert. Neu wird der Netzzuschlagsfonds vom UVEK und nicht mehr von der Stiftung Kostendeckende Einspeisevergütung 2 verwaltet. Rückerstattung Netzzuschlag Stromintensive Unternehmen können sich den Netzzuschlag teilweise oder vollständig zurückerstatten lassen. Der Rückerstattungsbetrag muss mindestens Franken pro Jahr betragen und das Unternehmen muss sich in einer Zielvereinbarung mit dem Bund zur Steigerung der Energieeffizienz verpflichten. Die bisherige Pflicht, mindestens 20% der Rückerstattungssumme in zusätzliche Effizienzmassnahmen zu investieren, entfällt. Zur Berechnung der Stromintensität (Stromkosten in Relation zur Bruttowertschöpfung) können neu der Netzzuschlag sowie die Kosten für den Betrieb und Unterhalt 1 KEV = Kostendeckende Einspeisevergütung 2

2 von Arealnetzen einbezogen werden. Endverbraucher, die überwiegend eine öffentlich-rechtliche Aufgabe ausführen, sind nicht mehr rückerstattungsberechtigt. Ausgenommen sind Grossforschungsanlagen von nationaler Bedeutung. Förderung erneuerbare Energien Einspeisevergütungssystem (bisher kostendeckende Einspeisevergütung KEV) Betreiber von Anlagen zur Stromproduktion aus Kleinwasserkraft, Sonnen- oder Windenergie sowie aus Geothermie und Biomasse können seit 2009 eine kostendeckende Einspeisevergütung beanspruchen. Deren Finanzierung erfolgt über den Netzzuschlag. Das Fördersystem wird neu zeitlich befristet: Neue Anlagen können nur noch bis Ende 2022 ins Fördersystem aufgenommen werden, erneuerte und erweiterte Anlagen gar nicht mehr. Die Vergütung für Anlagen, die neu ins Fördersystem aufgenommen werden 3, orientiert sich an den Gestehungskosten einer Referenzanlage und ist somit nicht mehr in jedem Fall kostendeckend. Die Vergütungsdauer wird ausserdem von 20 auf 15 Jahre gekürzt (Ausnahme: Biomasseanlagen). Die Vergütungssätze für Wind- und Wasserkraftwerke werden gegenüber der Vernehmlassungsvorlage leicht erhöht, um die Kürzung der Vergütungsdauer teilweise zu kompensieren. Insgesamt entspricht die neue Vergütung für eine Anlage somit rund 80-90% der bisherigen Vergütung. Erweiterungen von bestehenden Kleinwasserkraft-, Photovoltaik- und Biomasseanlagen, die bereits in der KEV sind, werden neu mit einem reduzierten Vergütungssatz vergütet. Kleinstwasserkraftwerke (mit einer Leistung unter 1 MW) werden grundsätzlich nicht mehr ins Fördersystem aufgenommen. Die bisherige KEV wird in ein Einspeisevergütungssystem mit Direktvermarktung umgestaltet: Betreiber von Anlagen mit einer Leistung ab 500 kw, die bereits eine KEV erhalten, sowie Betreiber von Anlagen ab 100 kw, die neu ins Fördersystem aufgenommen werden, müssen spätestens ab dem 1. Januar 2020 ihren Strom selber vermarkten. Damit tragen sie zu einer bedarfsgerechten Erzeugung bei. Die Vergütung der Anlagen in der Direktvermarktung besteht aus dem durch den Verkauf erzielten Preis und der Einspeiseprämie (Vergütungssatz abzüglich Referenz- Marktpreis). Wenn der Betreiber zu einem höheren Preis als dem Referenz-Marktpreis einspeisen kann, erzielt er höhere Einnahmen als bei einer fixen Vergütung (und umgekehrt). Für Anlagen, die nicht in der Direktvermarktung sind, wird die Bilanzgruppe erneuerbare Energien (BG-EE) weitergeführt. Sie wird die Energie neu selbst abnehmen und veräussern. Informationen für Projektanten im Faktenblatt Einspeisevergütung (KEV) für Kleinwasserkraft-, Windenergie-, Geothermie- und Biomasseanlagen : > Faktenblätter Besonderheiten Photovoltaik Kleinanlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kw können nur noch eine Einmalvergütung beantragen. Einmalvergütungen stehen grundsätzlich für Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von mindestens 2 kw bis höchstens 50 MW zur Verfügung. Die Einmalvergütung deckt höchstens 30% der Investitionskosten einer vergleichbaren Anlage (Referenzanlage). Anlagen mit einer Leistung ab 100 kw können grundsätzlich weiterhin ins Einspeisevergütungssystem aufgenommen werden. Dabei wird das bisherige Abbauregime beibehalten, das heisst der Abbau der Warteliste erfolgt in der Reihenfolge des Einreichedatums der Gesuche. Gemäss Berechnungen des Bundesamts für Energie (BFE) können unter den ab 2018 geltenden gesetzlichen Rahmenbedingungen voraussichtlich noch rund 950 Photovoltaikanlagen über 100 kw, die vor dem zur KEV angemeldet worden sind, ins Fördersystem aufgenommen werden. Aus diesem Datum kann kein Rechtsanspruch abgeleitet werden. Das Datum ist eine aufgrund der heute vorliegenden Informationen und der rechtlichen Rahmenbedingungen errechnete Annahme, die sich aufgrund geänderter Rahmenbedingungen (z.b. Strommarktpreis, politische Änderungen am Fördersystem) wieder ändern kann. Die Finanzierung der 3 Anlagenbetreibern, die bereits eine Einspeisevergütung erhalten, steht diese weiterhin zu (Art. 72 Abs. 1 EnG). 2/6

3 Einmalvergütungen und der Einspeisevergütungen erfolgt über den Netzzuschlag. Neue Einspeisevergütungen können längstens bis Ende 2022, Einmalvergütungen bis 2030 bewilligt werden. Informationen für Projektanten von Photovoltaikanlagen im Faktenblatt Förderung der Photovoltaik : > Faktenblätter Investitionsbeiträge Biomasseanlagen Anstelle einer Einspeisevergütung kann für neue Kehrichtverbrennungs- und Abwasserreinigungsanlagen sowie für erhebliche Erweiterungen oder Erneuerungen solcher Anlagen nur noch ein Investitionsbeitrag beantragt werden. Holzkraftwerke von regionaler Bedeutung können entweder einen Investitionsbeitrag oder eine Einspeisevergütung beantragen. Der Investitionsbeitrag soll eine gesteigerte Stromproduktion oder die Verlängerung der wirtschaftlichen Nutzungsdauer ermöglichen und beträgt höchstens 20% der anrechenbaren Investitionskosten. Die Finanzierung erfolgt über den Netzzuschlag. Informationen für Projektanten im Faktenblatt Investitionsbeiträge für Biomasseanlagen : > Investitionsbeiträge > Biomasse Investitionsbeiträge Klein- und Grosswasserkraftanlagen Neu werden nur noch neue Kleinwasserkraftanlagen mit einer Leistung von 1 bis 10 MW Leistung mit Einspeisevergütungen gefördert. Eine Ausnahme von der Untergrenze von 1 MW wird gemacht, wenn es sich beispielsweise um Anlagen handelt, die mit Trinkwasserversorgungs- oder Abwasseranlagen verbunden sind oder wenn eine Nebennutzungsanlage vorliegt. Erhebliche Erweiterungen und Erneuerungen von Kleinwasserkraftanlagen ab 300 kw können neu nur noch von Investitionsbeiträgen profitieren. Die Investitionsbeiträge werden im Einzelfall festgelegt. Sie betragen für Kleinwasserkraftanlagen (bis zu einer Leistung von 10 MW) maximal 60% der anrechenbaren Investitionskosten. Auch für Grosswasserkraftanlagen (mit einer Leistung von mehr als 10 MW) gibt es neu Investitionsbeiträge; diese betragen maximal 35% der anrechenbaren Investitionskosten. Informationen für Projektanten im Faktenblatt Investitionsbeiträge für Kleinwasserkraftanlagen : > Investitionsbeiträge > Kleinwasserkraft Detailliertere Informationen zu den Investitionsbeiträgen für Grosswasserkraftanlagen folgen später. Marktprämie für bestehende Grosswasserkraft Bereits bestehende Grosswasserkraftanlagen können für ihre Stromproduktion, die sie am Markt unter den Gestehungskosten verkaufen müssen und nicht in der Grundversorgung absetzen können, eine Marktprämie beantragen. Die Marktprämien betragen maximal 1 Rp./kWh. Die Gesuchsteller müssen auch Angaben zu Massnahmen für eine Verbesserung der Kostensituation vorlegen. Die Namen der Anlagen, die eine Marktprämie erhalten, werden vom Bund publiziert. Die Marktprämien werden über den Netzzuschlag finanziert. Die Massnahme ist auf fünf Jahre, bis Ende 2022, befristet. Detailliertere Informationen zur Marktprämie für Grosswasserkraftanlagen folgen später. Besonderheiten Windenergie und Guichet Unique Neu können positive KEV-Bescheide von Windenergieprojekten auf andere Projekte innerhalb des gleichen Kantons übertragen werden, falls es für die ursprünglichen Projekte aufgrund von Änderungen in der kantonalen Planung keine Bewilligungsgrundlage mehr gibt. Die Koordinationsaufgabe für Stellungnahmen und Bewilligungsverfahren für Windenergieanlagen auf Bundesebene wird dem BFE 3/6

4 übertragen. Beim Guichet Unique handelt es sich nicht um eine Leitbehörde im Sinne des Regierungs- und Verwaltungsorganisationsgesetzes. Es handelt sich vielmehr um eine reine Koordinationsaufgabe, mit der die Bearbeitung der Dossiers optimiert und beschleunigt werden soll. Geothermie-Garantien und Geothermie-Erkundungsbeiträge Das neue Förderinstrument Geothermie-Erkundungsbeitrag («Suchen und Finden» von Geothermie- Reservoiren) ergänzt das bereits bestehende Förderinstrument «Geothermie-Garantie». Der Erkundungsbeitrag federt im Voraus das Fündigkeitsrisiko markant ab, wodurch eine höhere Investitionsbereitschaft erzielt wird. Projektanten können entweder einen Erkundungsbeitrag oder eine Garantie beantragen. Nationales Interesse Wenn Behörden oder Gerichte im Rahmen einer Interessenabwägung zwischen den Interessen von Natur- und Landschaftsschutz und dem Interesse der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien entscheiden müssen, geniessen künftig beide Anliegen den Status eines nationalen Interesses. Sie sollen also gleichwertig gegeneinander abgewogen werden können. Konkret erhalten neue und bestehende Wasserkraft- und Windenergieanlagen ab einer bestimmten Grösse und Bedeutung den Status des nationalen Interesses. Windenergieanlagen liegen ab einer Produktionsmenge von 20 GWh pro Jahr im nationalen Interesse. Der Schwellenwert für das nationale Interesse für Wasserkraftanlagen liegt für Neuanlagen bei einer Produktion von mindestens 20 GWh pro Jahr, für erweiterte oder erneuerte Anlagen bei 10 GWh pro Jahr. Eine neue voll steuerbare Neuanlage (Ausbauwassermenge für 800 Stunden Vollbetrieb) ist ab einer Produktion von 10 GWh pro Jahr im nationalen Interesse, bei erweiterten oder erneuerten steuerbaren Anlagen ist das nationale Interesse ab einer Grösse von 5 GWh pro Jahr und einer Ausbauwassermenge für 400 Stunden Vollbetrieb gegeben. Neue, erweiterte oder erneuerte Pumpspeicherkraftwerke sind ab einer installierten Leistung von 100 MW im nationalen Interesse. In Biotopen von nationaler Bedeutung und gewissen Vogelreservaten sind neue Anlagen hingegen neu ausgeschlossen. Regelungen für Netzbetreiber und Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch Intelligente Messsysteme / Smart Metering Bis Ende 2027 (zehn Jahre nach Inkrafttreten der neuen Regelung) müssen 80% aller Messeinrichtungen in einem Netzgebiet auf Smart Meter umgerüstet werden. Die restlichen 20% dürfen bis zum Ende ihrer Funktionstauglichkeit im Einsatz bleiben. Daten aus dem Einsatz von Mess-, Steuer- und Regelsystemen dürfen von den Netzbetreibern ohne Einwilligung der betroffenen Person lediglich für die Messung, Steuerung und Regelung, für den Einsatz von Tarifsystemen sowie für den sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzbetrieb, die Netzbilanzierung und die Netzplanung, für die Abrechnung der Energielieferung, des Netznutzungsentgelts und der Vergütung für den Einsatz von Steuer- und Regelsystemen verwendet werden. Intelligente Steuerungen Netzbetreiber dürfen intelligente Steuer- und Regelsysteme bei Endverbrauchern oder Erzeugern nur mit deren Zustimmung installieren, ausser wenn dies zur Abwendung einer unmittelbaren erheblichen Gefährdung des sicheren Netzbetriebs notwendig ist. Bereits installierte intelligente Steuer- und Regelsysteme darf der Netzbetreiber solange einsetzen, bis der Endverbraucher den Einsatz ausdrücklich untersagt. Nicht untersagen kann der Endverbraucher den Einsatz zur Abwendung einer unmittelbaren und erheblichen Gefährdung des Netzes. 4/6

5 Tarife Innerhalb einer Spannungsebene bilden Endverbraucher mit vergleichbarem Bezugsprofil eine Kundengruppe. Bei Endverbrauchern in ganzjährig genutzten Liegenschaften mit einer Anschlussleistung bis 30 kva ist nur eine Kundengruppe zulässig. Für alle Endverbraucher auf Spannungsebenen unter 1 kv mit einem Jahresverbrauch bis zu 50 MWh gilt ein zu mindestens 70% nichtdegressiver Arbeitstarif (Rp./kWh). Sofern ein Smart Meter eingebaut ist, kann der Netzbetreiber zusätzlich andere Netznutzungstarife zur Auswahl stellen, die einen tieferen Anteil Arbeitstarif enthalten können. Herkunftsnachweis und Stromkennzeichnung Bisher war es möglich in der Stromkennzeichnung nicht überprüfbare Energieträger (sogenannten Graustrom) auszuweisen, wenn keine Herkunftsnachweise vorhanden waren. Neu müssen für die Stromkennzeichnung immer Herkunftsnachweise verwendet werden. Die Angabe von nicht überprüfbaren Energieträgern ist nicht mehr zulässig. Wer Endkunden mit Strom beliefert, muss also immer auch die entsprechende Menge an Herkunftsnachweisen entwerten. Auch der Verbrauch von Bahnstrom und die Verluste durch (Pump-)Speicherung sind kennzeichnungspflichtig. Die Herkunftsnachweis-Erfassungspflicht gilt neu nicht nur für Anlagen, die Strom ins Netz einspeisen, sondern grundsätzlich für alle ans Netz angeschlossenen Anlagen (Ausnahmen: Anlagen mit einer Anschlussleistung von höchstens 30 kva oder einem jährlichen Betrieb von maximal 50 Stunden), auch wenn diese den produzierten Strom vollständig vor Ort selber verbrauchen. Abnahme- und Vergütungspflicht der Netzbetreiber Dezentral eingespeister erneuerbarer Strom muss mindestens zu dem Preis vergütet werden, den der Netzbetreiber für die sonstige Beschaffung der Elektrizität bezahlt (gilt für Anlagen bis 3 MW Leistung oder mit maximaler Einspeisung von MWh/Jahr). Diese Beschaffung beinhaltet die Kosten für den Bezug gleichwertiger Elektrizität bei den Vorlieferanten wie auch die Gestehungskosten allfälliger eigener Kraftwerke des Netzbetreibers. Gleichwertig bezieht sich auf die Energiemenge und das Leistungsprofil sowie auf die Steuer- und Prognostizierbarkeit der beschafften Elektrizität. Der ökologische Mehrwert der Elektrizität muss nur vergütet werden, wenn auch der Herkunftsnachweis übernommen wird. Dazu gibt es allerdings keine Pflicht. Netzbetreiber und Produzenten müssen die Anschlussbedingungen vertraglich festhalten und darin insbesondere die Anschlusskosten, die maximale Einspeiseleistung und die Vergütung regeln. Zudem muss festgehalten werden, ob der Produzent sämtliche Energie ins Netz einspeist oder ob er einen Teil davon vor Ort selber verbraucht. Zusammenschluss zum Eigenverbrauch Wer selber Strom produziert, hatte schon bisher das Recht, diesen auch selber zu verbrauchen. Ebenso war es schon bisher möglich, dass sich Endverbraucher in einer gewissen räumlichen Nähe zu einer dezentralen Stromproduktionsanlage zum Eigenverbrauch zusammenschliessen. Das neue Energierecht legt die Rahmenbedingungen für das Innen- und Aussenverhältnis des Zusammenschlusses, das Grundeigentümer, Anlagenbetreiber, allfällige Mieter und Pächter sowie das Verhältnis zum Netzbetreiber umfasst, fest. Nebst dem Grundstück, auf welcher die Produktionsanlage liegt, gelten auch umliegende Grundstücke als Ort der Produktion. Hierbei müssen diese Grundstücke aneinander angrenzen und mindestens eines dieser Grundstücke muss an das Grundstück mit der Produktionsanlage angrenzen. Ein Zusammenschluss kann sich also nicht über öffentlichen Grund (z.b. eine Strasse) oder über ein Privatgrundstück, dessen Grundeigentümer am Zusammenschluss nicht teilnehmen will, erstrecken. Der Strom zwischen der Anlage und den Eigenverbrauchern darf nicht durch das Verteilnetz des Netzbetreibers fliessen. Eigenverbraucher auf umliegenden Grundstücken werden über einen einzigen Messpunkt gemessen, was in der Regel bedeutet, dass sie hinter dem gleichen Netzanschlusspunkt angeschlossen sind. Detailliertere Informationen zur Organisation von Eigenverbrauchsgemeinschaften folgen später. 5/6

6 Energieeffizienz Wettbewerbliche Ausschreibungen im Bereich Stromeffizienz (ProKilowatt) Die Mittel für dieses Förderinstrument werden erhöht. Künftig werden auch Effizienzmassnahmen in der Elektrizitätsproduktion und -verteilung unterstützt (inkl. Förderung von Stromproduktion aus nicht anders verwertbarer Abwärme). Emissionsvorschriften für Fahrzeuge Die Emissionsvorschriften für neu in Verkehr gesetzte Personenwagen werden verschärft. Sie sollen bis Ende 2020 durchschnittlich nur noch 95 g CO2/km ausstossen. Die Vorschriften werden zudem auf neu in Verkehr gesetzte Lieferwagen und leichte Sattelschlepper ausgeweitet. Diese sollen bis Ende 2020 durchschnittlich noch 147 g CO2/km ausstossen. Beide Massnahmen erfolgen in Übereinstimmung mit dem EU-Recht. In den Jahren 2020 bis 2022 gelten einführende Erleichterungen (Phasingin und Supercredits für Fahrzeuge mit Emissionen von weniger als 50 g CO2/km). Gebäudeprogramm Bund und Kantone wollen mit dem Gebäudeprogramm den Energieverbrauch und den CO2-Ausstoss im Schweizer Gebäudepark senken. Dafür richten sie seit 2010 finanzielle Beiträge an energetische Sanierungen von Gebäuden aus. Das Programm wird einerseits über einen Teil der Erträge der CO2- Abgabe auf Brennstoffen, anderseits über kantonale Leistungen finanziert. Künftig stehen mehr Mittel aus der CO2-Abgabe für das Gebäudeprogramm zur Verfügung. Ein kleiner Teil der CO2-Abgabe (maximal 30 Mio. Franken jährlich) wird vom Bund für die Förderung der direkten Nutzung der Geothermie (Wärmebereitstellung) eingesetzt. Steuerliche Anreize im Gebäudebereich Investitionen in energetische Gebäudesanierungen können bereits heute von den Einkommenssteuern abgezogen werden. Ab 2020 sind auch die Rückbaukosten für einen Ersatzneubau abzugsfähig. Weiter können sowohl diese als auch die energetischen Investitionskosten ab 2020 auch in den zwei nachfolgenden Steuerperioden abgezogen werden, wenn sie im Jahr, in dem sie angefallen sind, steuerlich nicht vollständig berücksichtigt werden können. Kernenergie Keine neuen Rahmenbewilligungen und Verbot Wiederaufarbeitung Rahmenbewilligungen für die Erstellung neuer Kernkraftwerke sowie für grundlegende Änderungen an bestehenden Kernkraftwerken werden nicht mehr erteilt. Die bestehenden Kernkraftwerke dürfen solange in Betrieb sein, als sie sicher sind. Ob die Bedingungen für den sicheren Betrieb erfüllt sind, entscheidet das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat (ENSI). Weiter wird das vom Parlament bereits früher beschlossene Moratorium für die Ausfuhr abgebrannter Brennstäbe zur Wiederaufarbeitung durch ein unbefristetes Verbot ersetzt. 6/6

7 Dieser Text ist eine provisorische Fassung. Massgebend ist die definitive Fassung, welche unter veröffentlicht werden wird. [Signature] [QR Code] Energieverordnung (EnV) vom Der Schweizerische Bundesrat, gestützt auf das Energiegesetz vom 30. September (EnG), verordnet: 1. Kapitel: Gegenstand Art. 1 Diese Verordnung regelt: a. den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung; b. die Raumplanung im Zusammenhang mit dem Ausbau erneuerbarer Energien; c. die Einspeisung netzgebundener Energie und den Eigenverbrauch; d. die wettbewerblichen Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen; e. die Geothermie-Garantien und -Erkundungsbeiträge; f. die Entschädigung für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftanlagen; g. den Netzzuschlag; h. die sparsame und effiziente Energienutzung in Gebäuden und Unternehmen; i. die Fördermassnahmen im Energiebereich; j. die internationale Zusammenarbeit im Anwendungsbereich des EnG; k. die Untersuchung der Wirkungen und die Datenbearbeitung. SR... 1 SR

8 Energieverordnung AS Kapitel: Herkunftsnachweis und Stromkennzeichnung 1. Abschnitt: Herkunftsnachweis Art. 2 Pflicht 1 Produzentinnen und Produzenten von Elektrizität müssen die Produktionsanlage registrieren und die produzierte Elektrizität mittels Herkunftsnachweis bei der Vollzugsstelle erfassen lassen. 2 Von der Herkunftsnachweispflicht ausgenommen sind Produzentinnen und Produzenten, deren Anlagen: a. während höchstens 50 Stunden pro Jahr betrieben werden; b. weder direkt noch indirekt an das Elektrizitätsnetz angeschlossen sind (Inselanlagen); c. über eine Anschlussleistung von höchstens 30 kva verfügen; oder d. gemäss der Verordnung vom 4. Juli über den Schutz von Informationen des Bundes klassifiziert sind. Art. 3 Entwertung 1 Eigentümerinnen und Eigentümer von Herkunftsnachweisen haben Herkunftsnachweise zu entwerten, die: a. für die Stromkennzeichnung verwendet werden; b. Elektrizität betreffen, die von Eisenbahnen verbraucht wird; oder c. für Elektrizität ausgestellt werden, die die Produzentin oder der Produzent aufgrund von Eigenverbrauch nicht veräussert. 2 Bei Speicherung, insbesondere in Pumpspeicherkraftwerken, muss der Herkunftsnachweis für den Teil der Elektrizität entwertet werden, der beim Speichern verloren geht. 3 Eigentümerinnen und Eigentümer von Herkunftsnachweisen haben der Vollzugsstelle die Entwertungen unverzüglich zu melden. 2. Abschnitt: Stromkennzeichnung Art. 4 1 Die Stromkennzeichnung nach Artikel 9 Absatz 3 Buchstabe b EnG muss jährlich mittels Herkunftsnachweis vorgenommen werden, und zwar für jede an Endverbraucherinnen und Endverbraucher gelieferte Kilowattstunde. 2 SR

9 Energieverordnung AS Das stromkennzeichnungspflichtige Unternehmen muss die Kennzeichnung für alle seine Endverbraucherinnen und Endverbraucher wie folgt vornehmen: a. für die gesamthaft an alle seine Endverbraucherinnen und Endverbraucher gelieferte Elektrizität (Lieferantenmix); oder b. für jede Endverbraucherin und jeden Endverbraucher einzeln für die an diese oder diesen gelieferte Elektrizität (Produktemix). 3 Unabhängig von der Art der Kennzeichnung muss es seinen Lieferantenmix und die gesamthaft an seine Endverbraucherinnen und Endverbraucher gelieferte Menge Elektrizität bis spätestens zum Ende des folgenden Kalenderjahres veröffentlichen. Die Veröffentlichung hat insbesondere über die im Internet von den stromkennzeichnungspflichtigen Unternehmen gemeinsam betriebene, frei zugängliche Adresse zu erfolgen. 4 Wer weniger als 500 MWh pro Jahr an Endverbraucherinnen und Endverbraucher liefert, ist von der Pflicht zur Veröffentlichung der Stromkennzeichnung befreit. 5 Der Anteil, den die gekennzeichnete Elektrizität aus Anlagen, die am Einspeisevergütungssystem teilnehmen, ausmacht, wird gleichmässig auf alle Endverbraucherinnen und Endverbraucher verteilt. 3. Abschnitt: Technische Anforderungen, Verfahren und Meldepflicht Art. 5 Technische Anforderungen und Verfahren 1 Das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) regelt insbesondere: a. die Anforderungen an den Herkunftsnachweis und dessen Gültigkeitsdauer; b. die Verfahren für die Erfassung, die Ausstellung, die Überwachung der Übertragung des Herkunftsnachweises und dessen Entwertung; c. die Anforderungen an die Registrierung der Anlagen, für deren Produktion die Herkunft nachgewiesen werden muss, sowie das entsprechende Verfahren; d. die Anforderungen an die Stromkennzeichnung. 2 Es orientiert sich dabei an internationalen Normen, insbesondere an denjenigen der Europäischen Union und der Association of Issuing Bodies (AIB). Art. 6 Meldepflicht Die Netzbetreiber müssen der Vollzugsstelle vierteljährlich die Menge Elektrizität nach Artikel 19 Absatz 1 EnG melden, die eine Produzentin oder ein Produzent in einer Anlage produziert, die: 3

10 Energieverordnung AS 2017 a. weder über ein intelligentes Messsystem nach Artikel 8a der Stromversorgungsverordnung vom 14. März (StromVV) verfügt; noch b. über eine Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung nach Artikel 8 Absatz 5 der Stromversorgungsverordnung in der Fassung vom 1. März 2008 verfügt. 3. Kapitel: Guichet unique und nationales Interesse 1. Abschnitt: Guichet unique Art. 7 1 Für die Koordination der Stellungnahmen und der Bewilligungsverfahren nach Artikel 14 Absatz 4 EnG ist bei Windkraftanlagen das Bundesamt für Energie (BFE) zuständig. 2 Die zuständigen Bundesstellen haben ihre Stellungnahmen und Bewilligungen innert zweier Monate nach Aufforderung durch das BFE bei diesem einzureichen, sofern in anderen Bundeserlassen keine abweichenden Fristen vorgesehen sind. 2. Abschnitt: Nationales Interesse Art. 8 Wasserkraftanlagen von nationalem Interesse 1 Neue Wasserkraftanlagen sind von nationalem Interesse, wenn sie über: a. eine mittlere erwartete Produktion von jährlich mindestens 20 GWh verfügen; oder b. eine mittlere erwartete Produktion von jährlich mindestens 10 GWh und über mindestens 800 Stunden Stauinhalt bei Vollleistung verfügen. 2 Bestehende Wasserkraftanlagen sind von nationalem Interesse, wenn sie durch die Erweiterung oder Erneuerung: a. eine mittlere erwartete Produktion von jährlich mindestens 10 GWh erreichen; oder b. eine mittlere erwartete Produktion von jährlich mindestens 5 GWh erreichen und über mindestens 400 Stunden Stauinhalt bei Vollleistung verfügen. 3 Liegt bei neuen Wasserkraftanlagen die erwartete mittlere Produktion zwischen 10 und 20 GWh pro Jahr und bei bestehenden zwischen 5 und 10 GWh pro Jahr, so reduziert sich die Anforderung an den Stauinhalt linear. 4 Pumpspeicherkraftwerke sind von nationalem Interesse, wenn sie über eine installierte Leistung von mindestens 100 MW verfügen. 3 SR

11 Energieverordnung AS 2017 Art. 9 Windkraftanlagen von nationalem Interesse 1 Für die Beurteilung, ob eine Windkraftanlage von nationalem Interesse ist, können mehrere Anlagen gemeinsam berücksichtigt werden, wenn sie in einer nahen räumlichen und gemeinsamen Anordnung (Windpark) stehen. Diese Anordnung ist gegeben, wenn: a. die Anlagen innerhalb des gleichen, im kantonalen Richtplan festgelegten Windenergiegebiets liegen; oder b. für die Anlagen ein gemeinsamer Umweltverträglichkeitsbericht erstellt wird. 2 Neue Windkraftanlagen oder Windparks sind von nationalem Interesse, wenn sie über eine mittlere erwartete Produktion von jährlich mindestens 20 GWh verfügen. 3 Bestehende Windkraftanlagen oder Windparks sind von nationalem Interesse, wenn sie durch die Erweiterung oder Erneuerung eine mittlere erwartete Produktion von jährlich mindestens 20 GWh pro Jahr erreichen. 4. Kapitel: Einspeisung netzgebundener Energie und Eigenverbrauch 1. Abschnitt: Pflicht zur Abnahme und zur Vergütung von Energie nach Artikel 15 EnG Art. 10 Anschlussbedingungen 1 Die Produzentinnen und Produzenten von Energie nach Artikel 15 EnG und die Netzbetreiber legen die Anschlussbedingungen vertraglich fest. Sie regeln insbesondere: a. die Anschlusskosten; b. die maximale Einspeiseleistung; c. ob ein Teil der produzierten Energie nach den Artikeln 16 und 17 EnG am Ort der Produktion verbraucht wird; d. die Vergütung. 2 Die Produzentinnen und Produzenten sind verpflichtet, auf eigene Kosten Massnahmen zu ergreifen, um störende technische Einwirkungen auf den Netzanschlusspunkt zu vermeiden. 3 Ist Absatz 2 erfüllt, so sind die Netzbetreiber verpflichtet, die Energieerzeugungsanlage mit dem technisch und wirtschaftlich günstigsten Netzanschlusspunkt so zu verbinden, dass die Einspeisung und der Bezug von Energie sichergestellt sind. Die Produzentin oder der Produzent trägt die Kosten für die Erstellung der dazu notwendigen Erschliessungsleitungen bis zum Netzanschlusspunkt sowie allfällig notwendige Transformationskosten. Die Vergütung der Kosten für notwendige Netzverstärkungen richtet sich nach Artikel 22 Absatz 3 StromVV 4. 4 SR

12 Energieverordnung AS 2017 Art. 11 Abzunehmende und zu vergütende Elektrizität 1 Der Netzbetreiber hat abzunehmen und zu vergüten: a. einer Produzentin oder einem Produzenten, die oder der einen Teil der produzierten Elektrizität am Ort der Produktion (Art. 14) selber verbraucht oder dort einem oder mehreren Dritten zum Verbrauch überlässt (Eigenverbrauch): die dem Netzbetreiber angebotene Überschussproduktion; b. einer Produzentin oder einem Produzenten, die oder der die gesamte produzierte Elektrizität dem Netzbetreiber veräussert: die Nettoproduktion; c. einer Produzentin oder einem Produzenten, die oder der Elektrizität der nationalen Netzgesellschaft als Regelenergie verkauft: die Überschuss- respektive Nettoproduktion abzüglich der Regelenergie. 2 Die Überschussproduktion entspricht der tatsächlich ins Netz des Netzbetreibers eingespeisten Elektrizität. Die Nettoproduktion entspricht der Elektrizität, die mit der Anlage produziert wird (Bruttoproduktion), abzüglich der von der Anlage selber verbrauchten Elektrizität (Hilfsspeisung). 3 Produzenten und Produzentinnen, die zwischen den Vergütungen nach Absatz 1 Buchstaben a und b wechseln wollen, haben dies dem Netzbetreiber drei Monate im Voraus mitzuteilen. Art. 12 Vergütung 1 Können sich Produzentin oder Produzent und Netzbetreiber nicht einigen, so richtet sich die Vergütung nach den Kosten des Netzbetreibers für den Bezug gleichwertiger Elektrizität bei Dritten sowie den Gestehungskosten der eigenen Produktionsanlagen; die Kosten für allfällige Herkunftsnachweise werden nicht berücksichtigt. Die Gleichwertigkeit bezieht sich auf die technischen Eigenschaften der Elektrizität, insbesondere auf die Energiemenge und das Leistungsprofil sowie auf die Steuer- und Prognostizierbarkeit. 2 Bei der Vergütung für Elektrizität aus fossil und teilweise fossil befeuerten Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen ergibt sich der Marktpreis aus den Stundenpreisen am Spotmarkt im Day-ahead-Handel für das Marktgebiet Schweiz. Art. 13 Anlagenleistung 1 Die Leistung einer Photovoltaikanlage bemisst sich nach der normierten Gleichstrom-Spitzenleistung des Solarstromgenerators. 2 Die Leistung einer Wasserkraftanlage bezieht sich auf die mittlere mechanische Bruttoleistung. Für deren Berechnung gilt Artikel 51 des Wasserrechtsgesetzes vom 22. Dezember Die Leistung von Biomasse-, Windenergie- und Geothermieanlagen bemisst sich nach der Nennleistung des Stromgenerators. 5 SR

13 Energieverordnung AS Abschnitt: Eigenverbrauch Art. 14 Ort der Produktion 1 Als Ort der Produktion gilt das Grundstück, auf dem die Produktionsanlage liegt. 2 Als Ort der Produktion gelten ebenfalls zusammenhängende Grundstücke, von denen mindestens eines an das Grundstück grenzt, auf dem die Produktionsanlage liegt. 3 Als am Ort der Produktion selber verbraucht gilt nur die Elektrizität, die zwischen der Produktionsanlage und dem Verbrauch das Verteilnetz des Netzbetreibers nicht in Anspruch genommen hat. Art. 15 Voraussetzung für den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch Der Zusammenschluss zum Eigenverbrauch ist zulässig, sofern die Produktionsleistung der Anlage oder der Anlagen bei mindestens 10 Prozent der Anschlussleistung des Zusammenschlusses liegt. Art. 16 Teilnahme von Mieterinnen und Mietern und Pächterinnen und Pächtern am Zusammenschluss 1 Die Grundeigentümerin oder der Grundeigentümer stellt den einzelnen Mieterinnen und Mietern und Pächterinnen und Pächtern für die intern produzierte und extern bezogene Elektrizität die folgenden, tatsächlich angefallenen Kosten abzüglich der Erlöse aus der eingespeisten Elektrizität verbrauchsabhängig in Rechnung: a. die anrechenbaren Kapitalkosten der Anlage; b. die Kosten für den Betrieb und den Unterhalt der Anlage; c. die Kosten für die extern bezogene Elektrizität; und d. die Kosten für die interne Messung, Datenbereitstellung, Verwaltung und Abrechnung. 2 Die anrechenbaren Kapitalkosten dürfen den angemessenen Satz für Verzinsung und Amortisation der Investition nicht überschreiten. 3 Für die intern produzierte und verbrauchte Elektrizität darf pro Kilowattstunde nicht mehr in Rechnung gestellt werden, als die Kosten des extern bezogenen Stromprodukts pro Kilowattstunde betragen. 4 Beim Zusammenschluss zum Eigenverbrauch ist mindestens schriftlich festzuhalten: a. wer den Zusammenschluss gegen aussen vertritt; b. die Art und Weise der Messung des internen Verbrauchs, der Datenbereitstellung, der Verwaltung und der Abrechnung; c. das Stromprodukt, das extern bezogen werden soll, sowie die Modalitäten für einen Wechsel dieses Produkts. 7

14 Energieverordnung AS Mieterinnen und Mieter und Pächterinnen und Pächter können ihre Teilnahme am Zusammenschluss nur dann beenden, wenn: a. sie Anspruch auf Netzzugang (Art. 17 Abs. 3 EnG) haben und diesen für sich geltend machen wollen; oder b. die Grundeigentümerin oder der Grundeigentümer entweder die angemessene Versorgung mit Elektrizität nicht gewährleisten kann oder die Vorgaben der Absätze 1 3 nicht einhält. 6 Die Beendigung ist der Grundeigentümerin oder dem Grundeigentümer drei Monate im Voraus schriftlich und begründet mitzuteilen. 7 Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer, die für die Versorgung von Mieterinnen und Mietern und Pächterinnen und Pächtern zuständig sind, sind von der Pflicht, die Tarife zu veröffentlichen und eine Kostenträgerrechnung nach Artikel 4 StromVV 6 zu führen, befreit. Art. 17 Einsatz von Stromspeichern bei Zusammenschlüssen zum Eigenverbrauch 1 Wer einen Stromspeicher einsetzt, muss auf eigene Kosten Massnahmen ergreifen, um störende technische Einwirkungen auf den Netzanschlusspunkt zu vermeiden. 2 Der Netzbetreiber muss Stromspeicher zu den gleichen technischen Bedingungen anschliessen wie einen vergleichbaren Erzeuger oder Endverbraucher. 3 Stromspeicher, die Elektrizität entweder nur aus dem Verteilnetz beziehen oder nur in das Verteilnetz einspeisen, müssen nicht separat gemessen werden. 4 Der Netzbetreiber hat die Messgeräte am Messpunkt nach Artikel 2 Absatz 1 Buchstabe c StromVV 7 saldierend über alle Phasen zu betreiben. Art. 18 Verhältnis zum Netzbetreiber 1 Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer haben dem Netzbetreiber je drei Monate im Voraus Folgendes mitzuteilen: a. die Bildung eines Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch und die allenfalls teilnehmenden Mieterinnen und Mieter oder Pächterinnen und Pächter sowie die Vertreterin oder den Vertreter des Zusammenschlusses; b. die Auflösung eines Zusammenschlusses; c. den Einsatz eines Speichers und dessen Verwendungsart. 2 Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer haben eine allfällige Beendigung der Teilnahme einer Mieterin oder eines Mieters oder einer Pächterin oder eines Pächters am Zusammenschluss dem Netzbetreiber unverzüglich mitzuteilen. Der Netzbetreiber hat die betreffenden Mieterinnen und Mieter und Pächterinnen und Pächter 6 SR SR

15 Energieverordnung AS 2017 innert drei Monaten in die Grundversorgung nach Artikel 6 oder 7 des Stromversorgungsgesetzes vom 23. März (StromVG) aufzunehmen. 3 Ist die Grundeigentümerin oder der Grundeigentümer nicht in der Lage, die Mitglieder und Teilnehmerinnen und Teilnehmer des Zusammenschlusses mit Elektrizität zu versorgen, so hat der Netzbetreiber die Versorgung umgehend sicherzustellen. 4 Die dem Netzbetreiber aufgrund der Absätze 2 und 3 anfallenden Kosten hat die Grundeigentümerin oder der Grundeigentümer zu tragen. 5. Kapitel: Wettbewerbliche Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen, Geothermie-Erkundungsbeiträge und Geothermie-Garantien sowie Entschädigung für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftwerken 1. Abschnitt: Wettbewerbliche Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen Art. 19 Ausschreibungen und Teilnahmebedingungen 1 Das BFE schreibt jährlich befristete Effizienzmassnahmen im Bereich Elektrizität wettbewerblich aus. 2 Es legt jährlich die Bedingungen für die Teilnahme am Ausschreibungsverfahren fest. Es setzt Förderschwerpunkte und kann bestimmte Bereiche oder Anwendungen von der Förderung ausnehmen. Zudem kann es insbesondere den Förderbeitrag je Einzelprojekt oder -programm begrenzen und Vorhaben des Bundes von der Teilnahme ausschliessen. 3 Es besteht kein Anspruch auf Verlängerung eines Projekts oder eines Programms. 4 Wer an den wettbewerblichen Ausschreibungen teilnimmt, kann mit demselben Projekt oder Programm nur einmal pro Ausschreibungsjahr an den wettbewerblichen Ausschreibungen teilnehmen. Art. 20 Berücksichtigung und Auswahl 1 Für Förderbeiträge werden nur Projekte und Programme berücksichtigt, die: a. die Bedingungen für die Teilnahme am Ausschreibungsverfahren erfüllen; und b. ohne Förderbeitrag nicht realisiert würden. 2 Die Projekte und Programme mit dem besten Verhältnis zwischen beantragtem Förderbeitrag und der diesem Beitrag anrechenbaren Stromeinsparung (Kostenwirksamkeit in Rp./kWh) erhalten einen Förderbeitrag. 8 SR

16 Energieverordnung AS 2017 Art. 21 Auszahlung und Rückforderung 1 Der Förderbeitrag wird erst ausbezahlt, wenn die Effizienzmassnahmen umgesetzt sind. Sind sie bis zum festgelegten Zeitpunkt nicht oder nur teilweise umgesetzt, so wird entweder kein oder nur ein anteiliger Förderbeitrag ausbezahlt. 2 Bei länger dauernden Projekten und Programmen können Zahlungen geleistet werden, bevor die Massnahmen vollständig umgesetzt sind, wenn im Voraus festgelegte Zwischenziele erreicht werden. Wird ein Zwischenziel nicht erreicht, so können weitere Förderbeiträge verweigert werden. 3 Werden die Massnahmen nach erfolgter Zahlung nicht vollständig umgesetzt oder stellt sich die Umsetzung als mangelhaft heraus, so kann das BFE den Förderbeitrag ganz oder im Verhältnis der angestrebten zu den tatsächlich erzielten Stromeinsparungen zurückfordern. 4 Wer einen Förderbeitrag zugesprochen erhalten hat, muss dem BFE und den mit dem Vollzug beauftragten Dritten die zur Überprüfung des Stromeffizienzgewinns nötigen Daten zur Verfügung stellen und Zugang zu seinen Anlagen gewähren. Art. 22 Publikation 1 Das BFE publiziert zu den wettbewerblichen Ausschreibungen jährlich folgende Angaben: a. die Anzahl der geförderten Programme und Projekte; b. die bei Programmen und Projekten erwartete und realisierte Stromeinsparung; c. die pro eingesparte Kilowattstunde eingesetzten Fördermittel (Kostenwirksamkeit). 2 Es kann zudem die von Projekt- und Programmträgern eingereichten Eingaben sowie die verfassten Zwischen- und Schlussberichte unter Wahrung des Geschäftsund Fabrikationsgeheimnisses publizieren. 2. Abschnitt: Geothermie-Erkundungsbeiträge und Geothermie-Garantien Art. 23 Anspruchsvoraussetzungen und Gesuch 1 Geothermie-Erkundungsbeiträge können geleistet werden, wenn ein Projekt die Voraussetzungen nach Anhang 1 erfüllt. 2 Geothermie-Garantien können geleistet werden, wenn ein Projekt die Voraussetzungen nach Anhang 2 erfüllt. 3 Die Gesuche für Geothermie-Erkundungsbeiträge oder für Geothermie-Garantien sind dem BFE einzureichen. Das Gesuch muss den Anforderungen nach Anhang 1 Ziffer 3.1 oder 4.2 beziehungsweise Anhang 2 Ziffer 3.1 entsprechen und den Nachweis enthalten, dass die Gesuche um die für das Projekt notwendigen Bewilli- 10

17 Energieverordnung AS 2017 gungen und Konzessionen bei den zuständigen Behörden vollständig eingereicht wurden und die Finanzierung des Projekts gesichert ist. Art. 24 Prüfung des Gesuchs und Entscheid 1 Das BFE zieht zur Prüfung der Gesuche ein vom Projekt unabhängiges Expertengremium aus bis zu sechs Fachleuten bei. Daneben kann der Standortkanton eine Vertreterin oder einen Vertreter in das Expertengremium entsenden. 2 Das Expertengremium begutachtet die Gesuche und gibt zuhanden des BFE eine Empfehlung für die Beurteilung des Projekts ab. Bei der Empfehlung zuhanden des BFE hat die Kantonsvertreterin oder der Kantonsvertreter keine Stimme. Das Expertengremium kann zur Erfüllung seiner Aufgaben weitere Fachleute beiziehen. 3 Das Verfahren richtet sich für die Geothermie-Erkundungsbeiträge nach Anhang 1 Ziffern 3 und 4 und für die Geothermie-Garantie nach Anhang 2 Ziffer 3. 4 Sind die Voraussetzungen für die Leistung eines Geothermie-Erkundungsbeitrags oder einer Geothermie-Garantie gegeben, so schliesst der Bund mit der Gesuchstellerin oder dem Gesuchsteller einen verwaltungsrechtlichen Vertrag ab. Darin sind insbesondere die Voraussetzungen für die Rückforderung nach Artikel 27 festzuhalten. Art. 25 Reihenfolge der Berücksichtigung 1 Stehen aus dem Netzzuschlagsfonds nicht genügend Mittel zur Verfügung, so nimmt das BFE das Projekt in eine Warteliste auf, es sei denn, es erfüllt die Anspruchsvoraussetzungen offensichtlich nicht. Das BFE teilt dies der Gesuchstellerin oder dem Gesuchsteller mit. 2 Stehen wieder Mittel zur Verfügung, so berücksichtigt das BFE die am weitesten fortgeschrittenen Projekte. Sind mehrere Projekte gleich weit fortgeschritten, so wird das Projekt berücksichtigt, für das das vollständige Gesuch am frühesten eingereicht wurde. Art. 26 Auszahlung der Geothermie-Garantie Die Geothermie-Garantie wird auf Gesuch hin ausbezahlt, wenn ein Projekt als Teiloder Misserfolg beurteilt wird. Sie wird anteilsmässig ausbezahlt: a. bei einem Teilerfolg; b. bei einem Misserfolg, wenn das Projekt anderweitig genutzt und damit ein Gewinn erzielt wird. Art. 27 Rückforderung 1 Für die Rückforderung der Erkundungsbeiträge und der Geothermie-Garantien sind die Artikel des Subventionsgesetzes vom 5. Oktober (SuG) sinngemäss anwendbar. 9 SR

18 Energieverordnung AS Das BFE kann zudem Erkundungsbeiträge zurückfordern, wenn mit dem Betrieb der Anlage Gewinne erwirtschaftet werden, die die Förderung im Nachhinein als unnötig erscheinen lassen. 3 Wird das Projekt anderweitig genutzt und damit ein Gewinn erzielt, so kann das BFE die anteilsmässige oder vollständige Rückzahlung der ausbezahlten Erkundungsbeiträge und Geothermie-Garantien verfügen. 4 Das BFE ist vor einer anderweitigen Nutzung oder einer Veräusserung zu informieren über: a. die geplante Art der Nutzung; b. die Eigentumsverhältnisse und die Trägerschaft; c. allfällige Gewinne und deren Umfang. 3. Abschnitt: Entschädigung für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftanlagen Art. 28 Gesuch 1 Der Inhaber einer Wasserkraftanlage kann für Massnahmen nach Artikel 83a des Gewässerschutzgesetzes vom 24. Januar (GSchG) oder nach Artikel 10 des Fischereigesetzes vom 21. Juni (BGF) bei der zuständigen kantonalen Behörde ein Gesuch um Erstattung der Kosten einreichen. 2 Das Gesuch ist einzureichen, bevor mit dem Bau begonnen wird oder grössere Anschaffungen getätigt werden (Art. 26 Abs. 1 SuG 12 ). 3 Die Anforderungen an das Gesuch richten sich nach Anhang 3 Ziffer 1. Art. 29 Meldung und Prüfung des Gesuchs durch die kantonalen Behörden 1 Nach Eingang des Gesuchs meldet die kantonale Behörde dem Bundesamt für Umwelt (BAFU) umgehend: a. das Datum der Gesuchseinreichung; b. den Namen der Gesuchstellerin oder des Gesuchstellers; c. die Art der Massnahmen; d. die voraussichtlichen anrechenbaren Kosten; e. den voraussichtlichen Termin für das Ende der Umsetzung der Massnahmen; f. Angaben über allenfalls vorgesehene Gesuche um Teilzahlungen an die Massnahmen. 10 SR SR SR

19 Energieverordnung AS Die kantonale Behörde beurteilt das Gesuch gemäss den Kriterien nach Anhang 3 Ziffern 2 und 3 und leitet es mit ihrer Stellungnahme ans BAFU weiter. 3 Ist das Gesuch nicht vollständig, so informiert sie das BAFU umgehend darüber. Sie informiert das BAFU erneut, sobald die zur Vollständigkeit des Gesuchs notwendigen Unterlagen nachgereicht wurden. Art. 30 Zusicherung der Entschädigung 1 Das BAFU beurteilt das Gesuch gemäss den Kriterien nach Anhang 3 Ziffern 2 und 3 und stimmt seine Beurteilung mit der kantonalen Behörde ab. 2 Sind die Entschädigungsvoraussetzungen erfüllt, so sichert das BAFU dem Inhaber der Wasserkraftanlage die Entschädigung zu und legt die voraussichtliche Höhe der Entschädigung fest. 3 Stellt der Inhaber der Wasserkraftanlage nach der Zusicherung fest, dass Mehrkosten anfallen, so meldet er dies unverzüglich der kantonalen Behörde und dem BAFU. Sind die Mehrkosten wesentlich, so ist das Verfahren gemäss den Absätzen 1 und 2 sinngemäss anwendbar. Art. 31 Auszahlungsplan 1 Übersteigen die eingereichten Gesuche die verfügbaren Mittel, so erstellt das BAFU einen Auszahlungsplan. 2 Für die Reihenfolge der Auszahlungen ist der Zeitpunkt der Einreichung des Gesuchs bei der kantonalen Behörde massgebend. Art. 32 Auszahlung der Entschädigung und Rückforderung 1 Der Inhaber der Wasserkraftanlage hat nach Umsetzung der Massnahmen bei der zuständigen kantonalen Behörde eine Zusammenstellung der gesamten tatsächlich entstandenen anrechenbaren Kosten einzureichen. 2 Die anrechenbaren Kosten richten sich nach Anhang 3 Ziffer 3. 3 Das UVEK regelt die Einzelheiten für die Berechnung der anrechenbaren Kosten von betrieblichen Massnahmen. 4 Die kantonale Behörde beurteilt die Zusammenstellung der entstandenen Kosten hinsichtlich Anrechenbarkeit der geltend gemachten Kosten und leitet sie mit ihrer Stellungnahme ans BAFU weiter. 5 Das BAFU beurteilt die Zusammenstellung der Kosten, stimmt seine Beurteilung mit der kantonalen Behörde ab und verfügt die Entschädigung. 6 Es fordert allenfalls zu viel bezahlte Entschädigungen zurück. Art. 33 Teilzahlungen 1 Bei aufwendigen Sanierungsmassnahmen kann der Inhaber einer Wasserkraftanlage Gesuche um höchstens zwei Teilzahlungen pro Jahr stellen, soweit dies in der Zusicherung vorgesehen ist und das Projekt entsprechend fortgeschritten ist. 13

20 Energieverordnung AS Die kantonale Behörde beurteilt die Gesuche um Teilzahlungen und leitet sie mit ihrer Stellungnahme ans BAFU weiter. 3 Das BAFU beurteilt die Gesuche um Teilzahlungen, stimmt seine Beurteilung mit der kantonalen Behörde ab und führt die Teilzahlungen aus. Art. 34 Anwendbarkeit des Subventionsgesetzes 13 Im Übrigen ist das 3. Kapitel des Subventionsgesetzes sinngemäss anwendbar. 6. Kapitel: Netzzuschlag 1. Abschnitt: Erhebung und Verwendung Art. 35 Erhebung 1 Der Netzzuschlag beträgt 2,3 Rappen/kWh. 2 Die Vollzugsstelle erhebt den Netzzuschlag mindestens vierteljährlich und legt ihn unverzüglich in den Netzzuschlagsfonds ein. 3 Ergibt sich aufgrund der Regelung von Artikel 38 EnG eine Änderung des Mittelbedarfs von mindestens 0,05 Rappen/kWh, so stellt das UVEK dem Bundesrat Antrag auf eine entsprechende Neufestlegung des Netzzuschlags. Es gibt im Antrag an, wie sich der Zuschlag voraussichtlich auf die einzelnen Verwendungsarten verteilt. Art. 36 Verwendung 1 Die Zuteilung der verfügbaren Mittel richtet sich nach dem Mittelbedarf und den Vollzugskosten der einzelnen Verwendungen, den anteilsmässigen Kosten für die Rückerstattung des Netzzuschlags nach Artikel 39 EnG, der Gesamtliquidität des Netzzuschlagsfonds sowie dem Beitrag, den die einzelnen Verwendungen zur Verwirklichung des Gesetzeszwecks und zur Erreichung der Richtwerte gemäss den Artikeln 2 und 3 EnG leisten. 2 Die gesetzlich vorgesehenen Höchstanteile für die Marktprämie für Elektrizität aus Grosswasserkraftanlagen, für die Investitionsbeiträge für Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW und für die Entschädigungen nach Artikel 34 EnG werden ausgeschöpft, sofern dies aufgrund des Mittelbedarfs notwendig ist. 13 SR

21 Energieverordnung AS Abschnitt: Rückerstattung Art. 37 Anspruchsberechtigung 1 Ob eine Endverbraucherin oder ein Endverbraucher nach Artikel 39 Absatz 3 EnG überwiegend eine ihr oder ihm gesetzlich oder vertraglich übertragene öffentlichrechtliche Aufgabe wahrnimmt, bestimmt sich anhand des jeweiligen Ertrags. 2 Die Grossforschungsanlagen, für die nach Artikel 39 Absatz 3 zweiter Satz EnG die Rückerstattung des Netzzuschlags beantragt werden kann, sind in Anhang 4 aufgeführt. Das UVEK kann diesen Anhang anpassen. Art. 38 Massgeblicher Zeitraum Ob eine Endverbraucherin oder ein Endverbraucher Anspruch auf Rückerstattung hat oder nicht, beurteilt sich jeweils in Bezug auf ein volles abgeschlossenes Geschäftsjahr. Art. 39 Zielvereinbarung 1 Wer die Rückerstattung des Netzzuschlags beantragen will, muss zusammen mit einem nach Artikel 49 Absatz 1 Buchstabe a beauftragten Dritten einen Vorschlag für eine Zielvereinbarung erarbeiten und ihn dem BFE bis spätestens drei Monate vor Abschluss des Geschäftsjahres, für das die Rückerstattung beantragt wird, zur Prüfung einreichen. 2 Die Zielvereinbarung hat eine Laufzeit von mindestens 10 Jahren mit Beginn am 1. Januar. Sie muss jedes Geschäftsjahr, für das die Rückerstattung beantragt wird, vollständig umfassen. 3 Die Zielvereinbarung legt für jedes Kalenderjahr ein Energieeffizienzziel fest. Die Erhöhung der Energieeffizienz ist in der Regel linear auszugestalten. 4 Die Zielvereinbarung ist eingehalten, wenn die Energieeffizienz während der Laufzeit der Zielvereinbarung nicht in mehr als zwei aufeinanderfolgenden Jahren und insgesamt in nicht mehr als der Hälfte der Jahre unter dem für das betreffende Jahr festgelegten Energieeffizienzziel liegt. Art. 40 Berichterstattung 1 Die Endverbraucherin oder der Endverbraucher reicht dem BFE jeweils bis zum 31. Mai des Folgejahres einen Bericht über die Umsetzung der Zielvereinbarung im betreffenden Kalenderjahr ein. 2 Der Bericht weist die im Zusammenhang mit der Zielvereinbarung relevanten Daten des Kalenderjahres aus und stellt sie den Daten der Vorjahre gegenüber. Er enthält mindestens folgende Angaben: a. den Gesamtenergieverbrauch der Endverbraucherin oder des Endverbrauchers mit einer Gegenüberstellung der Ist- und der Soll-Werte; b. die umgesetzten Energieeffizienzmassnahmen und deren Wirkung; 15

22 Energieverordnung AS 2017 c. die Energieeffizienz der Endverbraucherin oder des Endverbrauchers mit einer Gegenüberstellung der Ist- und der Soll-Werte; d. die vorgesehenen Korrekturmassnahmen, wenn das für das betreffende Jahr festgelegte Energieeffizienzziel nicht erreicht wurde, und eine Begründung, warum dieses Ziel nicht erreicht wurde. 3 Das BFE kann weitere Angaben verlangen, soweit es diese für die Überprüfung der Einhaltung der Zielvereinbarung benötigt. Art. 41 Anpassung der Zielvereinbarung 1 Das BFE prüft die Anpassung der Zielvereinbarung auf Gesuch hin oder von Amtes wegen. 2 Es prüft die Anpassung in jedem Fall, wenn: a. die Energieeffizienz der Endverbraucherin oder des Endverbrauchers um mindestens 10 Prozent unter oder über dem für das betreffende Jahr festgelegten Energieeffizienzziel liegt; und b. die Abweichung vom Energieeffizienzziel darauf zurückzuführen ist, dass sich Tatsachen, auf deren Basis die Zielvereinbarung erstellt wurde, wesentlich geändert haben und die Änderung nicht bloss vorübergehender Natur ist, namentlich bei einer wesentlichen und dauerhaften Änderung der Struktur oder der Geschäftstätigkeit der Endverbraucherin oder des Endverbrauchers. 3 Die Endverbraucherin oder der Endverbraucher hat das BFE umgehend zu informieren, wenn sich Tatsachen ändern, auf deren Basis die Zielvereinbarung erstellt wurde. 4 Eine allfällige Anpassung der Zielvereinbarung erfolgt rückwirkend auf den Beginn des Jahres, in dem sich die Änderung ausgewirkt hat. 3. Abschnitt: Verfahren zur Rückerstattung Art. 42 Gesuch 1 Das Gesuch um Rückerstattung des Netzzuschlags ist bis spätestens sechs Monate nach Abschluss des Geschäftsjahres, für das die Rückerstattung beantragt wird, beim BFE einzureichen. 2 Es hat folgende Nachweise und Unterlagen zu enthalten: a. den Nachweis der Bruttowertschöpfung des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres; b. den Bericht der Revisionsstelle zur ordentlichen oder eingeschränkten Revision; c. den Nachweis der Elektrizitätskosten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres; 16

23 Energieverordnung AS 2017 d. den Nachweis der im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr bezogenen Strommenge und des dafür entrichteten Netzzuschlags. 3 Bei Endverbraucherinnen und Endverbrauchern nach Artikel 39 Absatz 3 zweiter Satz EnG hat das Gesuch in Abweichung von Absatz 2 zu enthalten: a. den Nachweis der Strommenge, die sie im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr für den Betrieb der betreffenden Grossforschungsanlage nach Anhang 4 bezogen haben; und b. den dafür entrichteten Netzzuschlag. 4 Das BFE kann zusätzlich zu den Nachweisen und Unterlagen nach den Absätzen 2 und 3 weitere Nachweise und Unterlagen verlangen. Art. 43 Bruttowertschöpfung 1 Die Bruttowertschöpfung ist auf der Grundlage der ordentlich geprüften Jahresrechnung des nach Artikel 957 Absatz 1 des Obligationenrechts 14 (OR) zur Buchführung und Rechnungslegung verpflichteten Unternehmens zu ermitteln. Sie berechnet sich nach Anhang 5 Ziffer 1. 2 Sofern nach Artikel 962 OR für ein Unternehmen eine Pflicht zur Erstellung eines Abschlusses nach einem anerkannten Standard zur Rechnungslegung besteht, ist die Bruttowertschöpfung auf der Grundlage dieses Abschlusses zu ermitteln. Zusätzlich ist eine Bestätigung durch eine zugelassene Revisionsexpertin oder einen zugelassenen Revisionsexperten nach Artikel 4 des Revisionsaufsichtsgesetzes vom 16. Dezember einzureichen, dass die Bruttowertschöpfung richtig berechnet wurde. 3 Bei Unternehmen, die nicht der ordentlichen Revision nach Artikel 727 Absatz 1 OR unterliegen, kann die Bruttowertschöpfung auf der Grundlage der amtlichen Mehrwertsteuer-Abrechnungsformulare des vollen Geschäftsjahres nach Anhang 5 Ziffer 2 berechnet werden. Art. 44 Elektrizitätskosten, Strommenge und Netzzuschlag 1 Die Elektrizitätskosten, die bezogene Strommenge und der dafür entrichtete Netzzuschlag sind auf der Grundlage von Rechnungsbelegen zu ermitteln. 2 Als Elektrizitätskosten gelten die der Endverbraucherin oder dem Endverbraucher in Rechnung gestellten Kosten für Stromlieferung, Netznutzung sowie Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen einschliesslich Netzzuschlag und ohne Mehrwertsteuer. 3 Bei Endverbraucherinnen und Endverbrauchern, die im Rahmen ihrer Tätigkeit selber ein Elektrizitätsnetz zur Verteilung der gekauften Elektrizität betreiben, gehören die dort anfallenden Kosten ebenfalls zu den Elektrizitätskosten. Davon ausgenommen sind die Kosten für gebäudeinterne und anlagenspezifische Installationen. 14 SR SR

24 Energieverordnung AS Nicht als Elektrizitätskosten nach den Absätzen 2 und 3 gelten Kosten für die Elektrizität, die an andere Endverbraucherinnen und Endverbraucher weiterverrechnet werden. Art. 45 Prüfung des Gesuchs 1 Das BFE entscheidet über den Anspruch auf Rückerstattung gestützt auf das Gesuch um Rückerstattung und den Bericht, der über die Umsetzung der Zielvereinbarung Auskunft gibt. 2 Liegt dem BFE noch kein Bericht vor, der über das volle Geschäftsjahr Auskunft gibt, und zeichnet sich ab, dass die Einhaltung der Zielvereinbarung gefährdet ist, so kann das BFE mit dem Entscheid zuwarten, bis der nächste Bericht eingereicht und ausgewertet ist. Art. 46 Jährliche Auszahlung 1 Heisst das BFE das Gesuch um Rückerstattung gut, so legt es den Rückerstattungsbetrag unter Abzug allfälliger monatlicher Auszahlungen fest. 2 Bei teilweiser Rückerstattung richtet sich die Berechnung des Betrags nach Anhang 6 Ziffer 1. 3 Die Rückerstattungsbeträge werden nicht verzinst. Art Monatliche Auszahlung 1 Die Endverbraucherin oder der Endverbraucher kann beim BFE ein Gesuch um monatliche Auszahlung für das laufende Geschäftsjahr stellen. Dieses Gesuch gilt auch für die folgenden Geschäftsjahre. Es muss die Angaben und Unterlagen nach Artikel 42 Absatz 2 Buchstaben a, c und d enthalten, soweit diese nicht bereits mit dem Gesuch um Rückerstattung eingereicht wurden. 2 Im Fall der monatlichen Auszahlung werden jeweils 80 Prozent des im laufenden Geschäftsjahr zu erwartenden Rückerstattungsbetrags ausbezahlt. Die Berechnung des Betrags der monatlichen Auszahlung richtet sich nach Anhang 6 Ziffer 2. 3 Nach der Gutheissung des Gesuchs werden ausbezahlt: a. 80 Prozent des für das letzte abgeschlossene Geschäftsjahr zu erwartenden Rückerstattungsbetrags; b. der nach Absatz 2 berechnete Betrag für die Monate des laufenden Geschäftsjahres, die bis zur Gutheissung des Gesuchs verstrichen sind. 4 Das BFE kann die monatlichen Auszahlungen jederzeit anpassen, wenn: a. sich die für deren Berechnung relevanten Parameter ändern; b. der Stromverbrauch der Endverbraucherin oder des Endverbrauchers im laufenden Geschäftsjahr erheblich vom Stromverbrauch im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr abweicht. 5 Ändern sich die Parameter nach Absatz 4, insbesondere die bezogene Strommenge, so meldet dies die Endverbraucherin oder der Endverbraucher dem BFE umgehend.

25 Energieverordnung AS 2017 Art. 48 Rückzahlung unberechtigterweise erhaltener Rückerstattungsbeträge 1 Wurde der Endverbraucherin oder dem Endverbraucher gestützt auf Artikel 47 zu viel ausbezahlt oder hat sie oder er den Mindestbetrag nach Artikel 40 Buchstabe d EnG nicht erreicht, so hat sie oder er die für das betreffende Geschäftsjahr zu viel ausbezahlten Rückerstattungsbeträge zurückzubezahlen. 2 Hält die Endverbraucherin oder der Endverbraucher die Zielvereinbarung nicht vollständig ein, so hat sie oder er sämtliche während der Laufzeit der Zielvereinbarung ausbezahlten Rückerstattungsbeträge zurückzubezahlen (Art. 41 Abs. 3 EnG). 3 Die zurückbezahlten Beträge fliessen in den Netzzuschlagsfonds zurück. Auf den Beträgen wird kein Zins erhoben. Art. 49 Beizug Dritter 1 Das BFE kann Dritte namentlich mit den folgenden Aufgaben beauftragen: a. Erarbeitung des Vorschlags für eine Zielvereinbarung mit den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern; b. Prüfung des Vorschlags für eine Zielvereinbarung; c. Unterstützung der Endverbraucherinnen und Endverbraucher beim Erstellen der jährlichen Berichterstattung über die Umsetzung der Zielvereinbarung; d. Prüfung der anlässlich der Gesuchstellung gemachten Angaben und eingereichten Unterlagen. 2 Die Endverbraucherinnen und Endverbraucher sind zur Zusammenarbeit mit den beauftragten Dritten verpflichtet. Sie haben ihnen insbesondere sämtliche erforderlichen Unterlagen zur Verfügung zu stellen und ihnen während der üblichen Arbeitszeit Zutritt zu den Einrichtungen zu gewähren. 7. Kapitel: Sparsame und effiziente Energienutzung in Gebäuden und Unternehmen Art. 50 Gebäude 1 Die Kantone orientieren sich beim Erlass der Vorschriften nach Artikel 45 Absatz 3 EnG an den unter den Kantonen harmonisierten Anforderungen. 2 Als wesentliche Erneuerungen nach Artikel 45 Absatz 3 Buchstabe c EnG gelten insbesondere: a. die Totalsanierung des Heizungs- und des Warmwassersystems; b. energetische Sanierung von Gebäuden, die in Nahwärmenetze eingebunden sind, in denen die Abrechnung pro Gebäude erfolgt und an einem oder mehreren Gebäuden die Gebäudehülle zu über 75 Prozent saniert wird. 19

26 Energieverordnung AS 2017 Art. 51 Unternehmen 1 Für Zielvereinbarungen des Bundes mit Unternehmen, die sowohl im Rahmen des Vollzugs der Vorschriften des Bundes über Zielvereinbarungen als auch im Rahmen des Vollzugs kantonaler Vorschriften über Zielvereinbarungen mit Grossverbrauchern nach Artikel 46 Absatz 3 EnG verwendet werden, zieht der Bund die Kantone bei der Erarbeitung der generellen Anforderungen mit ein. 2 Wer eine solche Zielvereinbarung verwenden will, erarbeitet zusammen mit einem nach Artikel 49 Absatz 1 Buchstabe a beauftragten Dritten einen entsprechenden Vorschlag und reicht diesen dem BFE zur Prüfung ein. Für die Überprüfung der Einhaltung der Zielvereinbarung ist das BFE zuständig. 3 Es kann die Aufgaben nach Absatz 2 auf Gesuch eines Kantons auch übernehmen, wenn die Zielvereinbarung ausschliesslich für den Vollzug der kantonalen Vorschriften über Zielvereinbarungen mit Grossverbrauchern nach Artikel 46 Absatz 3 EnG verwendet wird. 4 Es kann Dritte mit den Aufgaben nach Absatz 2 beauftragen. 8. Kapitel: Förderung 1. Abschnitt: Massnahmen Art. 52 Information und Beratung 1 Der Bund kann Kantone, Gemeinden und private Organisationen namentlich unterstützen bei: a. der Veröffentlichung von Dokumentationen; b. Medienbeiträgen; c. der Durchführung von Ausstellungen, Veranstaltungen und Wettbewerben; d. dem Einsatz von digitalen Medien für die Information und Beratung; e. dem Aufbau von Beratungsangeboten; f. der Durchführung von Beratungen. 2 Unterstützt werden diese Tätigkeiten nur, wenn sie der Energiepolitik von Bund und Kantonen entsprechen. Art. 53 Aus- und Weiterbildung 1 Der Bund unterstützt die Aus- und Weiterbildung von Personen, die mit Aufgaben nach dem Gesetz und dieser Verordnung betraut sind, namentlich durch: a. Beiträge an Veranstaltungen der Kantone und Gemeinden oder Organisationen; b. Veranstaltungen, die das BFE durchführt. 20

27 Energieverordnung AS Er kann in Zusammenarbeit mit den Kantonen sowie mit Verbänden und Bildungsinstitutionen die berufliche Aus- und Weiterbildung von Energiefachleuten unterstützen, namentlich durch: a. die Erarbeitung von Aus- und Weiterbildungsangeboten; b. die Bereitstellung von Lehrmitteln und Unterrichtshilfen; c. die Weiterbildung von Lehrkräften; d. die Entwicklung und den Unterhalt eines Informationssystems. 3 Die Förderung individueller Aus- und Weiterbildung ist ausgeschlossen. Art. 54 Pilot- und Demonstrationsanlagen sowie Pilot- und Demonstrationsprojekte 1 Unterstützt werden können: a. Pilotanlagen und -projekte, die: 1. der technischen Erprobung von Energiesystemen, -methoden oder -konzepten dienen, und 2. in einem Massstab realisiert werden, der die Bestimmung wissenschaftlicher, technischer, wirtschaftlicher und gesellschaftlicher Daten erlaubt; b. Demonstrationsanlagen und -projekte, die: 1. dem Nachweis der Funktionstüchtigkeit im marktnahen Umfeld dienen, und 2. eine umfassende technische, wirtschaftliche und gesellschaftliche Beurteilung im Hinblick auf die effektive Markteinführung von innovativen Energietechnologien oder -lösungen ermöglichen. 2 Demonstrationsanlagen und -projekte können vom BFE als Leuchtturmprojekte anerkannt werden, wenn diese der Bekanntmachung von neuen, wegweisenden Konzepten und Technologien dienen und den Energiedialog in der breiten Bevölkerung unterstützen. 2. Abschnitt: Globalbeiträge Art. 55 Allgemeine Voraussetzungen 1 Globalbeiträge können gewährt werden an kantonale Programme zur: a. Information und Beratung (Art. 47 EnG); b. Aus- und Weiterbildung (Art. 48 EnG); c. Förderung der Energie- und Abwärmenutzung (Art. 50 EnG). 21

28 Energieverordnung AS Globalbeiträge an solche Programme werden nur gewährt, wenn: a. das betreffende Programm auf kantonalen Rechtsgrundlagen beruht; b. der Kanton einen Kredit für das betreffende Programm bereitstellt; und c. der Kanton für das betreffende Programm nicht bereits anderweitig einen Beitrag des Bundes erhält. Art. 56 Globalbeiträge an kantonale Programme zur Information und Beratung sowie zur Aus- und Weiterbildung Im Rahmen der Förderung kantonaler Programme zur Information und Beratung (Art. 47 EnG) sowie zur Aus- und Weiterbildung (Art. 48 EnG) können Globalbeiträge insbesondere gewährt werden für: a. Dokumentationen und Medienarbeit; b. Ausstellungen, Veranstaltungen und Wettbewerbe; c. Kurse und Schulungen; d. Objekt- und Prozessberatungen; e. Analysen. Art. 57 Globalbeiträge an kantonale Programme zur Förderung der Energie- und Abwärmenutzung 1 Im Rahmen der Förderung kantonaler Programme zur Förderung der Energie- und Abwärmenutzung (Art. 50 EnG) dürfen bauliche Massnahmen nur über Globalbeiträge gefördert werden, wenn die entsprechenden Fördergesuche vor Baubeginn eingereicht werden. 2 Globalbeiträge dürfen nicht eingesetzt werden für: a. öffentliche Bauten und Anlagen des Bundes und der Kantone; b. Anlagen, die fossile Energien verbrauchen. 3 Globalbeiträge können auch an Investitions- und Marketingprogramme gewährt werden, die der Erhöhung der Bekanntheit der kantonalen Programme zur Förderung von Massnahmen nach Artikel 50 EnG dienen. Art. 58 Gebäudeenergieausweis mit Beratungsbericht 1 Die Kantone schreiben in ihren Programmen zur Förderung der Energie- und Abwärmenutzung (Art. 50 EnG) vor, dass bauliche Massnahmen an Gebäuden nur unterstützt werden, wenn ein Gebäudeenergieausweis der Kantone mit Beratungsbericht (GEAK-Plus) vorliegt. 2 Für Gebäude und Liegenschaften, für die kein GEAK-Plus erstellt werden kann, richten sich die Anforderungen an die Erstellung des Gebäudeenergieausweises mit Beratungsbericht nach anerkannten technischen Normen. 22

29 Energieverordnung AS Für die Förderung der folgenden baulichen Massnahmen ist das Vorliegen eines GEAK-Plus nicht erforderlich, sofern die baulichen Massnahmen nicht zusammen mit anderen Massnahmen gefördert werden, für die das Vorliegen eines GEAK-Plus eine Beitragsvoraussetzung ist: a. Sanierungen der Wärmedämmung, an die pro Gesuch ein Förderbeitrag von weniger als Franken ausgerichtet wird; b. den Ersatz einer Heizöl-, Erdgas- oder Elektroheizung durch neue Gebäudetechnikanlagen; c. die Installation von thermischen Solarkollektoranlagen; d. die Installation von Wohnungslüftungen; e. Gebäudesanierung, die in umfangreichen Etappen und mit fachgerechter Heizwärme- und Heizenergiebedarfsrechnung gemäss SIA-Normen realisiert wird; f. umfassende Gebäudesanierung, die ohne Etappierung durchgeführt und für die ein Minergie-Zertifikat ausgestellt wird; g. Neubauten; h. Wärmenetzprojekte. Art. 59 Berichterstattung 1 Die Kantone erstatten dem BFE bis zum 31. März des Folgejahres Bericht über die Durchführung der mit Globalbeiträgen geförderten Programme. 2 Zu kantonalen Programmen zur Information und Beratung (Art. 47 EnG) sowie zur Aus- und Weiterbildung (Art. 48 EnG) hat der Bericht angemessen Auskunft zu geben über: a. die Anzahl und Art der durchgeführten Massnahmen sowie die dafür eingesetzten finanziellen Mittel; b. die nicht verwendeten finanziellen Mittel und den allfälligen Übertrag des verbleibenden Bundesanteils auf das Folgejahr. 3 Zu kantonalen Programmen zur Förderung der Energie- und Abwärmenutzung (Art. 50 EnG) hat der Bericht angemessen Auskunft zu geben über: a. die mit dem Programm erwarteten und erzielten Energieeinsparungen sowie den Anteil der erneuerbaren Energien und der Abwärme an der verbrauchten Energie; b. die mit dem Programm erwarteten und ausgelösten Investitionen unter Berücksichtigung allfälliger Mitnahmeeffekte; c. die vor Ort durchgeführten Stichproben über die korrekte Verwendung der über Globalbeiträge gesprochenen Mittel; d. den Totalbetrag der eingesetzten finanziellen Mittel, aufgeteilt nach Bundesund Kantonsanteilen sowie nach Förderbereichen und unter Angabe der durchschnittlichen Höhe der ausbezahlten Finanzhilfen; 23

30 Energieverordnung AS 2017 e. die nicht verwendeten finanziellen Mittel und den allfälligen Übertrag des verbleibenden Bundesanteils auf das Folgejahr. 4 Das BFE bestimmt die zur Beurteilung der Wirksamkeit des kantonalen Förderprogramms notwendigen Anforderungen an die Aufbereitung der Daten. 5 Dem BFE sind auf Verlangen die zur Beurteilung der Wirksamkeit notwendigen Unterlagen zum Bericht zur Verfügung zu stellen. 6 Das BFE kann die Daten zu statistischen Zwecken einsetzen und sie der Konferenz Kantonaler Energiedirektoren (EnDK) zur Verfügung stellen. Art. 60 Kontrolle 1 Die Kantone kontrollieren und gewährleisten die korrekte Verwendung der Globalbeiträge. 2 Sie nehmen die Ergebnisse der Kontrolle in ihre Berichterstattung auf und bewahren die Unterlagen während 10 Jahren auf. 3 Im Bereich der Förderung von Massnahmen zur Energie- und Abwärmenutzung (Art. 50 EnG) führen sie Stichproben vor Ort durch. 4 Das BFE kontrolliert stichprobenweise: a. die Ausführung einzelner Massnahmen; b. die Verwendung der Globalbeiträge; c. die Finanzbuchhaltung; d. die Gesuchprüfungspraxis; und e. die Qualitätskontrolle der Kantone. 3. Abschnitt: Finanzhilfen an Einzelprojekte Art. 61 Finanzhilfen an Pilot- und Demonstrationsanlagen und -projekte sowie an Feldversuche und Analysen 1 Finanzhilfen können an Pilot- und Demonstrationsanlagen und -projekte (Art. 49 Abs. 2 Bst. a und Abs. 3 EnG) geleistet werden, sofern: a. diese der sparsamen und effizienten Energieverwendung oder der Nutzung erneuerbarer Energien dienen; b. das Anwendungspotenzial und die Erfolgswahrscheinlichkeit genügend gross sind; c. diese der Energiepolitik des Bundes entsprechen; und d. die gewonnenen Resultate der Öffentlichkeit zugänglich sind und interessierten Kreisen bekannt gemacht werden. 2 Für die Unterstützung von Feldversuchen und Analysen (Art. 49 Abs. 2 Bst. b EnG) gelten diese Anforderungen sinngemäss. 24

31 Energieverordnung AS Das BFE legt die Höhe der Finanzhilfe auf der Grundlage der anrechenbaren Kosten fest und berücksichtigt dabei insbesondere: a. die Art des Vorhabens; b. die Nähe zum Markt; c. die finanzielle Situation der Gesuchstellenden; und d. das Potenzial zur Entfaltung nationaler Ausstrahlung des Projekts. Art. 62 Finanzhilfen zur Energie- und Abwärmenutzung Finanzhilfen an Einzelprojekte zur Energie- und Abwärmenutzung (Art. 50 EnG) werden nur gewährt, wenn die Projekte: a. der Energiepolitik des Bundes und dem Stand der Technik entsprechen; b. die energiebedingte Umweltbelastung mindern oder die sparsame und effiziente Energieverwendung fördern; c. die Funktion der allenfalls genutzten Gewässer nicht wesentlich beeinträchtigen; und d. ohne Unterstützung nicht wirtschaftlich sind. 4. Abschnitt: Verfahren Art. 63 Inhalt der Gesuche 1 Die Gesuche um Globalbeiträge müssen alle Angaben und Unterlagen enthalten, die für die Überprüfung der gesetzlichen Voraussetzungen erforderlich sind, insbesondere: a. eine Beschreibung des kantonalen Förderprogramms unter Angabe der einschlägigen Rechtsgrundlagen; b. die Höhe des bewilligten oder beantragten kantonalen Kredits. 2 Die Gesuche um Finanzhilfen an Einzelprojekte müssen alle Angaben und Unterlagen enthalten, die für die Überprüfung der gesetzlichen, technischen, betrieblichen und wirtschaftlichen Voraussetzungen erforderlich sind, insbesondere: a. Name oder Firma der Gesuchstellerin oder des Gesuchstellers; b. Liste der Kantone und Gemeinden, auf deren Gebiet die vorgesehenen Arbeiten geplant sind; c. Beschreibung, Zielsetzung, Beginn und voraussichtliche Dauer der vorgesehenen Arbeiten; d. Kosten unter Angabe der Beiträge Dritter sowie des vom Bund erwarteten Beitrags. 3 Das BFE kann weitere Angaben und Unterlagen bezeichnen, die mit dem Gesuch einzureichen sind. 25

32 Energieverordnung AS 2017 Art. 64 Einreichung der Gesuche 1 Die Gesuche um Globalbeiträge sind dem BFE bis zum 31. Oktober des Vorjahres einzureichen. 2 Die Gesuche um Finanzhilfen an Einzelprojekte zur Förderung von Massnahmen nach Artikel 49 Absätze 2 und 3 EnG sind dem BFE mindestens drei Monate vor Beginn der Projektausführung einzureichen. 3 Das BFE legt in Richtlinien die weiteren Modalitäten fest. Art. 65 Auswahl mittels wettbewerblicher Verfahren Wird eine Massnahme gestützt auf Artikel 49 Absatz 4 EnG in einem wettbewerblichen Verfahren ausgewählt, so umfasst die Ausschreibung mindestens folgende Angaben: a. die thematische Umschreibung des Gegenstands der Förderung; b. die Frist zur Gesuchseinreichung; c. die Teilnahmebedingungen; d. die Kriterien für die Beurteilung und die Auswahl. Art. 66 Stellungnahme der Kantone Das BFE unterbreitet Gesuche um Finanzhilfen an Einzelprojekte, die für die Kantone energiepolitisch oder energietechnisch von Bedeutung sind, dem betroffenen Standortkanton zur Stellungnahme. Art. 67 Entscheid 1 Über Gesuche um Finanzhilfen an Einzelprojekte und über Gesuche um Globalbeiträge entscheidet das BFE innert dreier Monate nach Eingang des Gesuchs. Ausnahmsweise kann es die Frist um maximal zwei Monate verlängern. 2 Für die Beurteilung der Gesuche kann es Sachverständige beiziehen. 3 Es orientiert die Kantone über den Entscheid über Finanzhilfen an Einzelprojekte, sofern dieser für den betreffenden Kanton von wesentlicher Bedeutung ist. 9. Kapitel: Internationale Zusammenarbeit Art Das UVEK ist befugt, im Rahmen der Internationalen Energie-Agentur und der Nuklearenergie-Agentur der Organisation für Wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung völkerrechtliche Verträge von beschränkter Tragweite im Sinne von 26

33 Energieverordnung AS 2017 Artikel 7a Absatz 2 des Regierungs- und Verwaltungsorganisationsgesetzes vom 21. März zur Zusammenarbeit in der Energieforschung abzuschliessen. 2 Es kann diese Kompetenz dem BFE und dem Eidgenössischen Nuklearsicherheitsinspektorat übertragen. 3 Die Vollzugsstelle vertritt die Schweiz im Bereich des Herkunftsnachweiswesens bei der Zusammenarbeit mit den entsprechenden Partnerbehörden auf internationaler Ebene, insbesondere bei der Association of Issuing Bodies (AIB). 10. Kapitel: Untersuchung der Wirkungen und Datenbearbeitung Art. 69 Monitoring 1 Im Rahmen des Monitorings beobachtet das BFE insbesondere die folgenden Themenfelder: a. die Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien; b. den Energie- und Elektrizitätsverbrauch; c. die Netzentwicklung; d. die Energieversorgungssicherheit; e. die Energiepreise und -ausgaben; f. energiebedingte Umweltauswirkungen; g. bedeutende technologische und internationale Entwicklungen im Energiebereich; h. die Auswirkungen und die Wirksamkeit der energiepolitischen Massnahmen. 2 Das BFE veröffentlicht die Ergebnisse der Untersuchung in der Regel einmal pro Jahr. 3 Das BFE beschafft die für das Monitoring erforderlichen Daten, soweit sie nicht den bestehenden Bundesstatistiken entnommen werden können, von anderen Bundesbehörden, den Kantonen und Gemeinden sowie von anderen juristischen Personen des öffentlichen Rechts und verzichtet soweit möglich auf zusätzliche Direkterhebungen. Es kann zudem mit den Stellen nach Artikel 56 EnG vereinbaren, dass diese im Rahmen ihrer Erhebungen auch Daten erheben, die es für die Erfüllung seiner Monitoring-Aufgabe benötigt. Art. 70 Bearbeitung von Personendaten Personendaten, einschliesslich besonders schützenswerte Daten über administrative und strafrechtliche Verfolgung und Sanktionen, dürfen während höchstens zehn Jahren aufbewahrt werden. 16 SR

34 Energieverordnung AS Kapitel: Vollzug Art Das BFE vollzieht diese Verordnung, soweit das Gesetz oder diese Verordnung die Zuständigkeit nicht einer anderen Stelle zuweist. 2 Andere Bundesämter können mit Zustimmung des BFE Förderungen nach den Artikeln gewähren. 12. Kapitel: Vollzugsstelle Art. 72 Budgetantrag 1 Die Vollzugsstelle budgetiert die voraussichtlichen Vollzugskosten und -einnahmen für jedes Kalenderjahr. 2 Sie erstellt das Budget gestützt auf einen Leistungskatalog. 3 Das Budget ist so zu erstellen, dass die geplante Mittelverwendung nachvollziehbar ist. 4 Der Budgetantrag und der Leistungskatalog für das folgende Kalenderjahr ist dem BFE jeweils bis zum 31. Oktober zur Genehmigung vorzulegen. Art. 73 Genehmigung und Leistungsauftrag 1 Das BFE prüft das Budget und gibt der Vollzugsstelle bei Bedarf die Möglichkeit zur Stellungnahme. 2 Das Budget und der Leistungskatalog werden in einem Leistungsauftrag schriftlich festgelegt. Kommt dieser nicht bis zum 15. Dezember zustande, so legt das BFE dessen Inhalt vor Jahresende durch Verfügung fest. 3 Ändern sich die Umstände erheblich, so ist der Leistungsauftrag anzupassen. Absatz 2 ist sinngemäss anwendbar. Art. 74 Abrechnung der Vollzugskosten 1 Die Vollzugsstelle legt dem BFE die Abrechnung der für die erbrachten Leistungen tatsächlich angefallenen Vollzugskosten eines Kalenderjahres jeweils bis zum 30. April des folgenden Kalenderjahres zur Genehmigung vor. 2 Sind die genehmigten Vollzugskosten höher als das im Leistungsauftrag festgelegte Budget, so veranlasst das BFE, dass der Vollzugsstelle der Differenzbetrag aus dem Netzzuschlagsfonds überwiesen wird; sind sie tiefer, so legt die Vollzugsstelle den Differenzbetrag unverzüglich in den Netzzuschlagsfonds ein. 28

35 Energieverordnung AS 2017 Art. 75 Rechnungslegung 1 Das Rechnungsjahr entspricht dem Kalenderjahr. 2 Die Jahresrechnung ist nach den Vorschriften des Obligationenrechts (OR) über die kaufmännische Buchführung und Rechnungslegung und zusätzlich nach den Fachempfehlungen zur Rechnungslegung Swiss GAAP FER 17 der Stiftung für Fachempfehlungen zur Rechnungslegung zu erstellen. Art. 76 Berichterstattung Die Vollzugsstelle übermittelt dem BFE die für die Finanzberichterstattung der Bundesverwaltung notwendigen Angaben jeweils bis zum 15. Dezember. Art. 77 Richtlinien Das BFE erlässt Richtlinien über Inhalt und Struktur des Budgets, des Leistungskatalogs, der Abrechnung der Vollzugskosten und der Berichterstattung. 13. Kapitel: Schlussbestimmungen Art. 78 Aufhebung und Änderung anderer Erlasse Die Aufhebung und Änderung anderer Erlasse werden in Anhang 7 geregelt. Art. 79 Übergangsbestimmung zur Stromkennzeichnung 1 Die Bestimmungen zur Stromkennzeichnung (Art. 4) kommen erstmals für das Lieferjahr 2018 zur Anwendung. Bis dahin gelten die Bestimmungen des bisherigen Rechts. 2 Die Stromkennzeichnung für mehrjährige Lieferverträge, die vor dem 1. November 2017 abgeschlossen wurden, darf bis zum Lieferjahr 2020 nach den Bestimmungen des bisherigen Rechts erfolgen. Art. 80 Übergangsbestimmung zur Rückerstattung des Netzzuschlags Für nicht rückerstattungsberechtigte Endverbraucherinnen und Endverbraucher nach Artikel 39 Absatz 3 erster Satz EnG, die eine Zielvereinbarung nach bisherigem Recht abgeschlossen haben, entfällt ab Inkrafttreten des EnG die Pflicht zur Einhaltung der Zielvereinbarung

36 Energieverordnung AS 2017 Art. 81 Inkrafttreten Diese Verordnung tritt am 1. Januar 2018 in Kraft. Im Namen des Schweizerischen Bundesrates Die Bundespräsidentin: Doris Leuthard Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr 30

37 Energieverordnung AS 2017 Geothermie-Erkundungsbeiträge Anhang 1 (Art. 23 und 24) 1 Prospektion und Exploration 1.1 Geothermie-Erkundungsbeiträge dienen der Prospektion und Exploration des Untergrunds mit dem Ziel, ein Geothermie-Reservoir nachzuweisen. 1.2 Die Prospektion umfasst Untersuchungen, die einerseits der indirekten Charakterisierung des Untergrunds eines vermuteten Geothermie-Reservoirs und andererseits der Bestimmung des obertägigen Standortes sowie des unterirdischen Landepunktes einer Explorationsbohrung dienen. 1.3 Die Exploration nach einem Geothermie-Reservoir erfolgt mittels einer Bohrung und dient der Bestätigung eines vermuteten Geothermie-Reservoirs und der Bestimmung des Ertragspotenzials (Höffigkeit). 2 Anrechenbare Investitionskosten 2.1 Im Rahmen der Prospektion anrechenbar sind nur Investitionskosten, die tatsächlich entstanden sind und unmittelbar für die wirtschaftliche und zweckmässige Ausführung erforderlich sind, für die: a. Akquisition neuer Geodaten im Prospektionsgebiet; b. Arbeiten, die für die Akquisition neuer Geodaten anfallen; c. Analyse und Interpretation. 2.2 Im Rahmen der Exploration anrechenbar sind nur Investitionskosten, die tatsächlich entstanden sind und unmittelbar für die wirtschaftliche und zweckmässige Ausführung erforderlich sind, für: a. Vorbereitung, Erstellung und Abbau des Bohrplatzes; b. Bohrungen inklusive Verrohrung, Zementation und Komplettierung für die geplante Explorationsbohrung sowie von Horchbohrungen; c. Bohrlochstimulationen; d. Bohrlochtests; e. Bohrlochmessungen inklusive Instrumentierung; f. Analysen vorgefundener Substanzen; g. geologische Begleitung, Datenanalyse und Interpretation. 2.3 Nicht anrechenbar sind die Kosten, die im Rahmen von behördlichen Abläufen im Zusammenhang mit der Erkundung anfallen. 31

38 Energieverordnung AS Verfahren für einen Prospektionsbeitrag 3.1 Gesuch Das Gesuch muss Auskunft geben über die technischen, ökonomischen, rechtlichen, sicherheits- und umweltschutzrelevanten sowie die organisatorischen Belange des Projekts, insbesondere über: a. den Stand des heutigen Wissens im Erkundungsgebiet mittels einer Aufarbeitung aller bestehenden Geodaten, Analysen und Interpretationen; b. die erdwissenschaftlichen Prospektionen, die für die Bestimmung des Standorts und des Landungspunkts der Explorationsbohrung geplant sind und der Auffindung und Charakterisierung des Geothermie- Reservoirs dienen und darüber, wie hoch die Wahrscheinlichkeit ist, ein solches Reservoir zu finden; c. mögliche Nutzungskonzepte bei erfolgreicher Prospektion sowie vorläufige Wirtschaftlichkeitsberechnungen; d. die detaillierten Terminpläne und Kostenschätzungen mit Abweichungen von höchstens 20 Prozent; e. die Massnahmen, die geplant sind zur Erfassung von Gefahren und Risiken für Gesundheit, Arbeits- und Betriebssicherheit und Umwelt, insbesondere Trinkwasserressourcen, und der Minderung der Risiken auf ein Niveau, das möglichst gering und vernünftigerweise praktikabel ist. 3.2 Prüfung des Gesuchs Das BFE ernennt eine Vertreterin oder einen Vertreter des Bundesamtes für Landestopografie (swisstopo) insbesondere für die Beurteilung der erdwissenschaftlichen Projektkomponenten und des Mehrwerts für die Erkundung der Schweiz in das unabhängige Expertengremium Das Expertengremium prüft und beurteilt das Gesuch anhand der Auskünfte nach Ziffer 3.1 und insbesondere hinsichtlich: a. der geplanten Prospektionsarbeiten und des Projektmanagements; b. des technischen und qualitativen Standes der geplanten Arbeiten und des Innovationsgehalts; c. der Frage, um wie viel die Prospektionsarbeiten die Wahrscheinlichkeit erhöhen, ein Geothermie-Reservoir mittels einer Explorationsbohrung vorzufinden; d. des Mehrwerts für die Erkundung des Untergrunds der Schweiz nach Geothermie-Reservoiren; e. des Managements der Risiken für die Gesundheit, die Arbeits- und Betriebssicherheit und die Umwelt Beurteilt das Expertengremium das Projekt positiv, so gibt es dem BFE insbesondere eine Empfehlung ab über: a. die zu erwartende Erhöhung der Wahrscheinlichkeit, ein Geothermie- Reservoir vorzufinden; 32

39 Energieverordnung AS 2017 b. die Fristen für die Projektetappen; c. die Höhe des zu gewährenden Prospektionsbeitrags; d. die Einsetzung einer Vertreterin oder eines Vertreters des swisstopo als Projektbegleiterin oder als Projektbegleiter. 3.3 Vertrag Kann der Prospektionsbeitrag gewährt werden, so werden im Vertrag nach Artikel 24 Absatz 4 insbesondere folgende Punkte geregelt: a. die von der Gesuchstellerin oder dem Gesuchsteller zu erreichenden Meilensteine und die einzuhaltenden Termine; b. die Informationspflicht der Gesuchstellerin oder des Gesuchstellers gegenüber dem BFE namentlich bezüglich der Finanzrapporte, der Schlussabrechnungen und allfälliger Änderungen des Projekts; c. Umfang, Bedingungen und Fälligkeiten des Prospektionsbeitrags; d. vorbehaltlich kantonaler Monopole die unentgeltliche Übertragung der Anlage auf den Bund und die Einräumung eines Kaufrechts am Grundstück zugunsten des Bundes, wenn ein Projekt nicht weiterverfolgt und auch nicht anderweitig genutzt wird; e. die Offenlegung aller finanzieller Daten, die zur Berechnung allfälliger Verluste oder Gewinne nach Artikel 27 notwendig sind; f. Gründe, die zur Vertragsauflösung führen; g. weitere Auflagen. 3.4 Projektdurchführung und Projektabschluss Die Projektantin oder der Projektant führt die geplanten Prospektionsarbeiten durch Die Projektbegleiterin oder der Projektbegleiter begleitet das Projekt während der Prospektionsarbeiten. Sie oder er evaluiert die Ergebnisse und erstattet dem Expertengremium regelmässig Bericht Werden die Meilensteine oder die Termine nach Ziffer 3.3 Buchstabe a nicht eingehalten, so kann das BFE den Vertrag unverzüglich auflösen Nach Abschluss der Arbeiten evaluiert das Expertengremium zuhanden des BFE die Ergebnisse der Prospektionsarbeiten und beurteilt die Ergebnisse hinsichtlich erwarteter Erhöhung der Wahrscheinlichkeit, ein vermutetes Geothermie-Reservoir vorzufinden. 4 Verfahren für einen Explorationsbeitrag 4.1 Ein Gesuch für einen Explorationsbeitrag kann nur eingereicht werden, wenn: a. im betreffenden Gebiet vorgängig eine Prospektion durchgeführt wurde; b. ein Prospektionsbericht bezüglich der Wahrscheinlichkeit eines vermuteten Geothermie-Reservoirs vorliegt; und 33

40 Energieverordnung AS 2017 c. die Mindestanforderung gemäss Anhang 1.4 Ziffer 3 der Energieförderungsverordnung vom 18 voraussichtlich erfüllt werden. 4.2 Gesuch Das Gesuch muss Auskunft geben über die technischen, ökonomischen, rechtlichen, sicherheits- und umweltschutzrelevanten sowie organisatorischen Belange des Projekts, insbesondere über: a. das detaillierte Bohr-, Komplettierungs-, Mess- und Testprogramm der Explorationsbohrung; b. das detaillierte Bohr- und Komplettierungsprogramm sowie allfällige Mess- und Testprogramme der Horchbohrungen; c. die detaillierten Terminpläne und Kostenschätzungen mit Abweichungen von höchstens 20 Prozent; d. die erwarteten Eigenschaften des vermuteten Geothermie-Reservoirs, insbesondere dessen Temperatur im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs und dessen Transporteigenschaften; e. die geplante Verwendung der Bohrungen und des Geothermie- Reservoirs, falls die Ergebnisse nicht den Erwartungen entsprechen; f. die geplanten Massnahmen zur Erfassung der Gefahren und der Risiken für Gesundheit, Arbeits- und Betriebssicherheit und Umwelt, insbesondere Trinkwasserressourcen, und die geplanten Massnahmen für die Minderung dieser Risiken auf ein Niveau, das möglichst gering und vernünftigerweise praktikabel ist; g. die Innovationen, die geplant sind, um die Geothermie-Reservoire in der Schweiz erfolgversprechend und zuverlässig zu erkunden; h. den Stellenwert der Explorationsbohrung in Bezug auf die Erkundung des Untergrunds der Schweiz nach Geothermie-Reservoiren; i. die vorgesehene juristische Form und Name oder Firma der Betreibergesellschaft; j. die Finanzierung und die Verwaltungskosten der Explorationsbohrung und die Finanzierung der folgenden Errichtungs- und Ausbauphasen sowie während des Betriebs und des gesamten Rückbaus. 4.3 Prüfung des Gesuchs Das BFE ernennt eine Vertreterin oder einen Vertreter des swisstopo insbesondere für die Beurteilung der erdwissenschaftlichen Projektkomponenten und des Mehrwerts für die Erkundung der Schweiz in das unabhängige Expertengremium Das Expertengremium prüft und beurteilt das Gesuch anhand der Auskünfte nach Ziffer 4.2 und insbesondere hinsichtlich: a. der prognostizierten Eigenschaften des Geothermie-Reservoirs, insbesondere hinsichtlich dessen Temperatur im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs und dessen Transporteigenschaften; 18 SR 34

41 Energieverordnung AS 2017 b. des technischen und qualitativen Standes der geplanten Arbeiten und des Innovationsgehalts; c. des Mehrwerts für die Erkundung des Untergrunds der Schweiz nach geothermischen Geothermie-Reservoiren; d. des Managements der Risiken für Gesundheit, Arbeits- und Betriebssicherheit und sowie Umwelt Beurteilt das Expertengremium das Projekt positiv, so gibt es dem BFE insbesondere eine Empfehlung ab über: a. die erwartete Temperatur des Reservoirs im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs und die Transporteigenschaften des Reservoirs; b. die Fristen für die Projektetappen; c. die Höhe des zu gewährenden Explorationsbeitrags; d. die Einsetzung einer unabhängigen Fachperson als Projektbegleiterin oder als Projektbegleiter. 4.4 Vertrag Kann der Explorationsbeitrag gewährt werden, so werden im Vertrag nach Artikel 24 Absatz 4 insbesondere folgende Punkte geregelt: a. die von der Gesuchstellerin oder dem Gesuchsteller zu erreichende Meilensteine und die einzuhaltenden Termine; b. die Informationspflicht der Gesuchstellerin oder des Gesuchstellers gegenüber dem BFE namentlich bezüglich der Finanzrapporte, der Schlussabrechnungen und allfälliger Änderungen des Projekts; c. Umfang, Bedingungen und Fälligkeiten des Explorationsbeitrags; d. vorbehaltlich kantonaler Monopole die unentgeltliche Übertragung der Anlage auf den Bund und die Einräumung eines Kaufrechts am Grundstück zugunsten des Bundes, wenn ein Projekt nicht weiterverfolgt und auch nicht anderweitig genutzt wird; e. die Offenlegung aller finanzieller Daten, die zur Berechnung allfälliger Verluste oder Gewinne nach Artikel 27 notwendig sind; f. Gründe, die zur Vertragsauflösung führen; g. weitere Auflagen. 4.5 Projektdurchführung und Projektabschluss Die Projektantin oder der Projektant führt die geplanten Explorationsarbeiten durch Die Projektbegleiterin oder der Projektbegleiter begleitet das Projekt während der Explorationsarbeiten. Sie oder er evaluiert die Ergebnisse, insbesondere hinsichtlich Temperatur und Transporteigenschaften des Reservoirs und erstattet dem Expertengremium regelmässig Bericht Werden die Meilensteine oder die Termine nach Ziffer 4.4 Buchstabe a nicht eingehalten, so kann das BFE den Vertrag unverzüglich auflösen Spätestens sechs Monate nach Abschluss der Explorationsarbeiten evaluiert das Expertengremium die Ergebnisse der Explorationsarbeiten. 35

42 Energieverordnung AS Das BFE teilt der Projektantin oder dem Projektanten das Resultat der Prüfung, insbesondere dasjenige hinsichtlich des Geothermie-Reservoirs mit. 5 Geodaten 5.1 Die Gesuchstellerin oder der Gesuchsteller stellt dem swisstopo und dem Standortkanton jeweils spätestens sechs Monate nach der Erhebung die jeweiligen Geodaten nach den technischen Vorgaben des swisstopo unentgeltlich zur Verfügung. 5.2 Das swisstopo darf diese Geodaten gemäss den Zielsetzungen des Geoinformationsgesetzes vom 5. Oktober sowie der Landesgeologieverordnung vom 21. Mai nutzen und bearbeiten, die Standortkantone gemäss ihren jeweiligen kantonalen Regelungen. 5.3 Es stellt die primären und die prozessierten primären Geodaten innert 24 Monaten nach Abschluss der Prospektion und innert 12 Monaten nach Abschluss der Exploration der Öffentlichkeit zur Verfügung. 19 SR SR

43 Energieverordnung AS 2017 Geothermie-Garantien Anhang 2 (Art. 23, 24 und 26) 1 Mindestanforderungen Geothermie-Garantien können nur gewährt werden, wenn die geplante Anlage voraussichtlich die Mindestanforderungen nach Anhang 1.4 Ziffer 3 der Energieförderungsverordnung vom 21 einhalten wird. 2 Anrechenbare Investitionskosten 2.1 Anrechenbar sind nur die Investitionskosten, die tatsächlich entstanden sind und unmittelbar für die wirtschaftliche und zweckmässige Ausführung erforderlich sind, für: a. erdwissenschaftliche Prospektion, die mittels Erhebung von neuen Geoprimär- und Geosekundärdaten der örtlichen Bestimmung des obertägigen Bohrstandortes, der Identifikation und Charakterisierung des möglichen Geothermie-Reservoirs und des Bohrlandepunktes dient. Diese Kosten können auch dann geltend gemacht werden, wenn das Gesuch nach Abschluss dieser Arbeiten eingereicht wird; b. Vorbereitung, Erstellung und Abbau des Bohrplatzes; c. Bohrungen inklusive Verrohrung, Zementation und Komplettierung für alle geplanten Produktions-, Injektions- und Horchbohrungen; d. Bohrloch- und Reservoirstimulationen; e. Bohrlochtests; f. Bohrlochmessungen inklusive Instrumentierung; g. Zirkulationstests; h. Analysen vorgefundener Substanzen; i. geologische Begleitung, Datenanalyse und Interpretation. 2.2 Nicht anrechenbar sind die Kosten, die im Rahmen von behördlichen Abläufen im Zusammenhang mit der Erkundung von geothermischen Ressourcen und der Errichtung von Geothermie-Anlagen anfallen. 3 Verfahren 3.1 Gesuch Das Gesuch muss Auskunft geben über die technischen, ökonomischen, rechtlichen, sicherheits- und umweltschutzrelevanten sowie organisatorischen Belange des Projekts, insbesondere über: 21 SR 37

44 Energieverordnung AS 2017 a. die erdwissenschaftlichen Prospektionen, die der Bestimmung der Bohrstandorte und -landungspunkte sowie der Auffindung und Charakterisierung des Geothermie-Reservoirs dienen oder gedient haben; b. den Anlagenstandort und die lokalen geologischen und hydrogeologischen Verhältnisse und deren Grundlagen; c. die prognostizierten Aquifer- oder Reservoireigenschaften und die zugrunde liegenden Untersuchungen; d. die prognostizierte Förder- oder Zirkulationsrate bei einer projizierten Absenkung des Reservoirdrucks sowie die zugrunde liegenden Untersuchungen; e. die Temperatur des Geothermie-Reservoirs im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs, die chemische Zusammensetzung und den Zustand der erwarteten Fluide und Gase sowie die zugrunde liegenden Untersuchungen; f. die Definition der Kriterien für Erfolg, Teilerfolg und Misserfolg bezüglich Förder- oder Zirkulationsrate bei einer projizierten Absenkung des Reservoirdrucks und Temperatur des Geothermie-Reservoirs im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs; g. das detaillierte Bohr-, Komplettierungs- und Testprogramm; h. die Leistung der projektierten Anlage und die Energieproduktion (thermisch und elektrisch); i. die projektierte Energienutzung und deren Machbarkeit für den Erfolgsund Teilerfolgsfall; j. die geplanten Abnehmerinnen und Abnehmer von Strom und Wärme; k. die geplante Verwendung der Bohrungen im Misserfolgsfall; l. die geplanten Massnahmen zur Erfassung der Gefahren und der Risiken für Gesundheit, Arbeits- und Betriebssicherheit und Umwelt, insbesondere Trinkwasserressourcen, und die geplanten Massnahmen für die Minderung dieser Risiken auf ein Niveau, das möglichst gering und vernünftigerweise praktikabel ist; m. die Innovationen, die geplant sind, um die Geothermie in der Schweiz wettbewerbsfähig und zuverlässig zu machen; n. den Stellenwert des Projektes in Bezug auf die Erkundung des Untergrunds der Schweiz nach Geothermie-Reservoiren; o. die vorgesehene juristische Form und Name oder Firma der Betreibergesellschaft; p. die Finanzierung und die Verwaltungskosten des Projekts in der Erkundungs-, Errichtungs- und Ausbauphase sowie während des Betriebs und des gesamten Rückbaus. 3.2 Prüfung des Gesuchs Das Expertengremium prüft und beurteilt das Gesuch anhand der Auskünfte nach Ziffer 3.1 und insbesondere hinsichtlich: 38

45 Energieverordnung AS 2017 a. der prognostizierten Förder- oder Zirkulationsrate bei einer projizierten Absenkung des Reservoirdrucks und der Temperatur des Geothermie- Reservoirs im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs; b. des technischen Stands der geplanten Arbeiten und des Innovationsgehalts; c. der Machbarkeit der geplanten Energienutzung; d. des Innovationsgehalts des Projekts; e. des Mehrwerts für die Erkundung des Untergrunds der Schweiz nach Geothermie-Reservoiren; und f. des Managements der Risiken für die Gesundheit, die Arbeits- und Betriebssicherheit und die Umwelt Beurteilt das Expertengremium das Projekt positiv, so gibt es dem BFE insbesondere eine Empfehlung ab über: a. die anzunehmenden Erfolgs-, Teilerfolgs- und Misserfolgskriterien bezüglich Förder- oder Zirkulationsrate bei einer projizierten Absenkung des Reservoirdrucks und Temperatur des Geothermie-Reservoirs im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs; b. die Fristen für die Projektetappen; c. die Höhe der zu gewährenden Garantie; d. die Einsetzung einer unabhängigen Fachperson als Projektbegleiterin oder als Projektbegleiter. 3.3 Vertrag Kann die Geothermie-Garantie gewährt werden, so werden im Vertrag nach Artikel 24 Absatz 4 insbesondere folgende Punkte geregelt: a die von der Gesuchstellerin oder dem Gesuchsteller zu erreichenden Meilensteine und die einzuhaltenden Termine; b. die Informationspflicht der Gesuchstellerin oder des Gesuchstellers gegenüber dem BFE namentlich bezüglich der Finanzrapporte, der Schlussabrechnungen und allfälligen Änderungen des Projekts; c. Umfang, Bedingungen und Fälligkeiten der Geothermie-Garantie; d. vorbehaltlich kantonaler Monopole die unentgeltliche Übertragung der Anlage auf den Bund und die Einräumung eines Kaufrechts am Grundstück zugunsten des Bundes, wenn ein Projekt nicht weiterverfolgt und auch nicht anderweitig genutzt wird; e. die Offenlegung aller finanzieller Daten, die zur Berechnung allfälliger Verluste oder Gewinne nach Artikel 27 notwendig sind; f. Gründe, die zur Vertragsauflösung führen; g. weitere Auflagen. 3.4 Projektdurchführung und Projektabschluss Die Gesuchstellerin oder der Gesuchsteller führt die vereinbarten Erkundungs- und Errichtungsarbeiten durch. 39

46 Energieverordnung AS Die Projektbegleiterin oder der Projektbegleiter begleitet das Projekt während der Erkundungs- und Errichtungsarbeiten. Sie oder er evaluiert die Ergebnisse und erstattet dem Expertengremium regelmässig Bericht Werden die Meilensteine oder die Termine nach Ziffer 3.3 Buchstabe a nicht eingehalten, so erlischt die Geothermie-Garantie Nach Abschluss der Arbeiten evaluiert das Expertengremium die Ergebnisse der Erkundungs- und Errichtungsarbeiten und beurteilt zuhanden des BFE die Ergebnisse in einem Ergebnisbericht. Zudem prüft es die Finanzflüsse, die in Verbindung mit der Auszahlung der Geothermie-Garantie stehen Das BFE stellt auf Gesuch hin fest, ob ein Erfolg, ein Teilerfolg oder ein Misserfolg vorliegt und verfügt gegebenenfalls die Höhe der auszuzahlenden Geothermie-Garantie. Es stützt sich dabei auf die vom Expertengremium empfohlenen Kriterien sowie auf den Ergebnisbericht des Expertengremiums. 3.5 Berechnung des Auszahlungsbetrags Bei einer anteilsmässigen Auszahlung berechnet das BFE die Höhe des auszuzahlenden Betrags aufgrund einer Nettobarwertbetrachtung aller diskontierten Geldzuflüsse und Geldabflüsse Die kalkulatorischen Kapitalzinsen berechnen sich aus der Multiplikation des betriebsnotwendigen Kapitals mit dem kalkulatorischen Zinssatz gemäss Artikel 66 der Energieförderungsverordnung vom Geodaten 4.1 Die Gesuchstellerin oder der Gesuchsteller stellt dem Bundesamt für Landestopografie (swisstopo) und dem Standortkanton jeweils spätestens sechs Monate nach der Erhebung die jeweiligen Geodaten nach den technischen Vorgaben des swisstopo unentgeltlich zur Verfügung. 4.2 Das swisstopo darf diese Geodaten gemäss den Zielsetzungen des Geoinformationsgesetzes vom 5. Oktober und der Landesgeologieverordnung vom 21. Mai nutzen und bearbeiten, die Standortkantone gemäss ihren jeweiligen kantonalen Regelungen. 4.3 Wird die Geothermie-Garantie ausbezahlt, so stellt das swisstopo die primären und prozessierten primären Geodaten der Öffentlichkeit zur Verfügung. 22 SR 23 SR SR

47 Energieverordnung AS 2017 Entschädigung für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftanlagen Anhang 3 (Art und 32) 1 Anforderungen an das Gesuch 1.1 Das Gesuch muss enthalten: a. den Namen der Gesuchstellerin oder des Gesuchstellers; b. die betroffenen Kantone und Gemeinden; c. Angaben über die Zielsetzung der Sanierung sowie die Art, den Umfang und den Standort der Massnahmen; d. Angaben über die Wirtschaftlichkeit der Massnahmen; e. die voraussichtlichen Termine für Beginn und Ende der Umsetzung der Massnahmen; f. die voraussichtlichen anrechenbaren Kosten der Massnahmen; g. Angaben darüber, ob Gesuche um Teilzahlungen an die Massnahmen eingereicht werden, sowie über den voraussichtlichen Zeitpunkt und die voraussichtliche Höhe der Teilzahlungen; h. die notwendigen Bewilligungen, insbesondere Bau-, Rodungs-, Fischerei- und Wasserbaubewilligungen. 1.2 Die Bewilligungen nach Ziffer 1.1 Buchstabe h müssen nicht vorliegen für die Entschädigung der Kosten von: a. mehrjährigen und aufwendigen Projektierungen; b. Vorstudien, die notwendig sind, da es keinen etablierten Stand der Technik gibt; oder c. Planungen von Sanierungsmassnahmen, die sich als unverhältnismässig erweisen. 2 Kriterien zur Beurteilung des Gesuchs Die zuständige kantonale Behörde und das BAFU beurteilen das Gesuch hinsichtlich: a. der Erfüllung der Anforderungen nach den Artikeln 39a und 43a GSchG 25 sowie nach Artikel 10 BGF 26 ; b. der Wirtschaftlichkeit der Massnahmen. 25 SR SR

48 Energieverordnung AS Anrechenbare Kosten 3.1 Anrechenbar sind nur Kosten, die tatsächlich entstanden sind und unmittelbar für die wirtschaftliche und zweckmässige Ausführung der Massnahmen nach den Artikeln 39a und 43a GSchG sowie Artikel 10 BGF erforderlich sind. Dazu gehören insbesondere die Kosten für: a. Planung und Erstellung von Pilotanlagen; b. Landerwerb; c. Planung und Ausführung der Massnahmen; insbesondere die Erstellung der notwendigen Anlagen; d. Durchführung der Wirkungskontrolle; e. Dotierung des für den Betrieb einer Anlage zur Sicherstellung der freien Fischwanderung erforderlichen Wassers, soweit dieses nicht als Restwasser abgegeben werden muss. 3.2 Nicht anrechenbar sind insbesondere: a. Steuern; b. Kosten für den Unterhalt von Anlagen; c. Kosten für Massnahmen, die dem Inhaber einer Wasserkraftanlage bereits anderweitig entschädigt werden; d. wiederkehrende Kosten, soweit diese später als 40 Jahre nach der Umsetzung der Massnahmen anfallen. 42

49 Energieverordnung AS 2017 Grossforschungsanlagen, für welche die Rückerstattung des Netzzuschlags beantragt werden kann Anhang 4 (Art. 37 Abs. 2) 1 Endverbraucherinnen und Endverbraucher nach Artikel 39 Absatz 3 des Gesetzes können die Rückerstattung des Netzzuschlags beantragen, den sie für den Betrieb folgender Grossforschungsanlagen bezahlt haben: 1.1 Grossforschungsanlagen des Paul Scherrer Instituts High Intensity Proton Accelerator (einschliesslich Neutronenquelle SINQ, Ultra Cold Neutron Source UCN und Myonenquelle SμS); Swiss Light Source (SLS); Free Electron Laser (SwissFEL). 1.2 Grossforschungsanlage der Eidgenössischen Technischen Hochschule Lausanne TCV Tokamak (Tokamak à Configuration Variable) 43

50 Energieverordnung AS 2017 Berechnung der Bruttowertschöpfung Anhang 5 (Art. 43 Abs. 1 und 3) 1 Berechnung der Bruttowertschöpfung bei ordentlicher Revision Bei Unternehmen, die der ordentlichen Revision nach Artikel 727 Absatz 1 OR unterliegen (Art. 43 Abs. 1), berechnet sich die Bruttowertschöpfung wie folgt: a. nach der Entstehungsrechnung: Erlöse aus Lieferungen und Leistungen + Subventionen, Spenden, Gelder öffentliche Hand Erlösminderungen = Nettoerlös aus Lieferungen und Leistungen + aktivierte Eigenleistungen +/ Bestandesänderungen an unfertigen und fertigen Erzeugnissen, sowie an unverrechneten Lieferungen und Leistungen + andere betriebliche Erträge = Bruttoproduktionswert Waren-, Material- und Dienstleistungsaufwand übrige betriebliche Aufwendungen = Bruttowertschöpfung b. nach der Verteilungsrechnung (Kontrollrechnung): +/ Jahresergebnis + Personalaufwand + Abschreibungen +/ Finanzergebnis +/ ausserordentlicher Aufwand / ausserordentlicher Ertrag +/ Steuern = Bruttowertschöpfung 44

51 Energieverordnung AS Berechnung der Bruttowertschöpfung bei eingeschränkter Revision und bei Opting-out (Verzicht) 2.1 Bei Unternehmen, die der ordentlichen Revision nach Artikel 727 Absatz 1 OR nicht unterliegen (Art. 43 Abs. 3), berechnet sich die Bruttowertschöpfung wie folgt: a. bei Abrechnung mit Vorsteuerabzug (effektive Methode): Bruttoumsatz Mehrwertsteuer = Nettoumsatz Vorleistungen (anrechenbare Vorsteuer Normalsatz) + Ausland Dienstleistungsbezüge + Ausland Wareneinfuhr + Subventionen + Spenden, Dividenden, Schadenersatz Investitionen (Basis Jahresrechnung) = Total Vorleistungen ohne Investitionen Nettoumsatz Total Vorleistungen ohne Investitionen = Bruttowertschöpfung (Näherung) b. bei Abrechnung mit Saldobesteuerung: Bruttoumsatz Bruttoumsatz Umsatzanteil 1. Saldosteuersatz (Normalsatz 1. Saldosteuersatz) + Bruttoumsatz Umsatzanteil 2. Saldosteuersatz (Normalsatz 2. Saldosteuersatz) = theoretische Vorsteuer Vorleistungen (theoretische Vorsteuer Normalsatz) + Ausland Dienstleistungsbezüge + Ausland Wareneinfuhr + Subventionen + Spenden, Dividenden, Schadenersatz Investitionen (Basis Jahresrechnung) = Total Vorleistungen ohne Investitionen Bruttoumsatz Total Vorleistungen ohne Investitionen = Bruttowertschöpfung (Näherung) 45

52 Energieverordnung AS Sowohl für den Mehrwertsteuersatz als auch für den Saldosteuersatz sind die für das Geschäftsjahr, für das die Rückerstattung beantragt wird, geltenden Sätze massgebend. 46

53 Energieverordnung AS 2017 Berechnung der Rückerstattungsbeträge Anhang 6 (Art. 46 Abs. 2, Art. 47 Abs. 2) 1 Berechnung des Rückerstattungsbetrags bei teilweiser Rückerstattung des Netzzuschlags Der Rückerstattungsbetrag bei teilweiser Rückerstattung nach Artikel 39 Absatz 2 des Gesetzes wird anhand der folgenden Formel berechnet: Rückerstattungsbetrag in Franken = [(S 5 %) a + M] Z S: Stromintensität in Prozent (Verhältnis zwischen Elektrizitätskosten und Bruttowertschöpfung) a: 14 (Steigung der Geraden zwischen der teilweisen Rückerstattung von 30 Prozent bei einer Stromintensität von 5 Prozent und der vollständigen Rückerstattung bei einer Stromintensität von 10 Prozent) M: 30 Prozent (Mindestsatz) [(S 5 %) a + M]: Rückerstattungssatz in Prozent (RS) Z: Im betreffenden Geschäftsjahr entrichteter Netzzuschlag 2 Berechnung der Beträge bei monatlicher Auszahlung Die Beträge bei monatlicher Auszahlung werden anhand der folgenden Formel berechnet: Monatlicher Betrag in Franken = Z 35 SM AG RS AG 80 % : 12 Z 35 : Zum Zeitpunkt der Auszahlung jeweils geltender Netzzuschlag nach Artikel 35 Absatz 1 in Franken pro kwh SM AG : Strommenge im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr in kwh RS AG : Rückerstattungssatz im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr in Prozent. Bei vollständiger Rückerstattung nach Artikel 39 Absatz 1 des Gesetzes beträgt der Rückerstattungssatz 100 Prozent. Bei teilweiser Rückerstattung nach Artikel 39 Absatz 2 des Gesetzes ist der Rückerstattungssatz nach Ziffer 1 massgebend. 47

54 Energieverordnung AS 2017 Aufhebung und Änderung anderer Erlasse I Die Energieverordnung vom 7. Dezember wird aufgehoben. Anhang 7 (Art. 78) II Die nachstehenden Erlasse werden wie folgt geändert: 1. Verordnung vom 9. Mai über die Miete und Pacht von Wohn- und Geschäftsräumen Art. 6b Bezug von Elektrizität im Rahmen eines Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch Der Vermieter kann im Rahmen eines Zusammenschlusses gemäss Artikel 17 EnG die Kosten nach Artikel 16 EnV als Nebenkosten in Rechnung stellen. 2. Gewässerschutzverordnung vom 28. Oktober Art. 41g Abs. 2 zweiter Satz 2 Das BAFU prüft im Hinblick auf das Gesuch nach Artikel 30 Absatz 1 der Energieverordnung vom 30 (EnV), ob die Kriterien nach Anhang 3 Ziffer 2 EnV erfüllt sind. Art. 42c Abs. 3 zweiter Satz 3 Das BAFU prüft im Hinblick auf das Gesuch nach Artikel 30 Absatz 1 EnV 31, ob die Kriterien nach Anhang 3 Ziffer 2 EnV erfüllt sind. 27 AS , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , SR SR SR 31 SR 48

55 Energieverordnung AS Verordnung vom 24. November zum Bundesgesetz über die Fischerei Art. 9c Abs. 2 zweiter Satz 2 Das Bundesamt prüft im Hinblick auf das Gesuch nach Artikel 30 Absatz 1 der Energieverordnung vom 33 (EnV), ob die Kriterien nach Anhang 3 Ziffer 2 EnV erfüllt sind. 32 SR SR 49

56 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK November 2017 Ausführungsbestimmungen zum neuen Energiegesetz vom 30. September 2016 Totalrevision der Energieverordnung Erläuterungen

57 Totalrevision der Energieverordnung Inhaltsverzeichnis 1. Ausgangslage Energiestrategie Totalrevision des Energiegesetzes Energiegesetz vom 30. September Teilrevisionen weiterer Bundesgesetze Anpassungsbedarf auf Verordnungsstufe Grundzüge der Vorlage Herkunftsnachweis und Stromkennzeichnung Raumplanung im Zusammenhang mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien Nationales Interesse Koordination auf Bundesebene (Guichet Unique) Abnahme- und Vergütungspflicht Eigenverbrauch Wettbewerbliche Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen Geothermie-Garantien und Geothermie-Erkundungsbeiträge Entschädigung bei Wasserkraftwerken Netzzuschlag Rückerstattung Netzzuschlag Gebäude Energieverbrauch in Unternehmen Förderung Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Verhältnis zum europäischen Recht Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen Erläuterungen zu den Anhängen... 33

58 Totalrevision der Energieverordnung 1. Ausgangslage 1.1 Energiestrategie 2050 Nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima im Jahr 2011 haben Bundesrat und Parlament den schrittweisen Ausstieg der Schweiz aus der Kernenergie beschlossen. Dieser Entscheid sowie weitere tiefgreifende Veränderungen im nationalen und internationalen Energieumfeld bedingen einen Umbau des Schweizer Energiesystems. Um die rechtlichen Rahmenbedingungen diesen Entwicklungen optimal anzupassen, verabschiedete der Bundesrat am 4. September 2013 die Botschaft zum ersten Massnahmenpaket zur Energiestrategie 2050 (Revision des Energierechts) und zur Volksinitiative Für den geordneten Ausstieg aus der Atomenergie (Atomausstiegsinitiative) (BBl ) zuhanden des Parlaments. Die Stossrichtungen der bisherigen Energiepolitik des Bundes werden mit Ausnahme des Bereichs der Kernenergie mit neuen Zielsetzungen weiterverfolgt. So soll der Energie- und Stromverbrauch gesenkt, der Anteil erneuerbarer Energien erhöht, der Zugang zu internationalen Energiemärkten sichergestellt, die elektrischen Netze um- und ausgebaut, die Energieforschung gestärkt, die Vorbildfunktion der öffentlichen Hand gefördert und die internationale Zusammenarbeit intensiviert werden. 1.2 Totalrevision des Energiegesetzes Am 30. September 2016 hat das Parlament das totalrevidierte Energiegesetz (EnG) verabschiedet (BBl ). Das Stimmvolk hat die Vorlage am 21. Mai 2017 angenommen. Damit sollen die vorhandenen Energieeffizienzpotenziale konsequent erschlossen und die Potenziale der Wasserkraft sowie der neuen erneuerbaren Energien (Sonne, Wind, Geothermie, Biomasse) ausgeschöpft werden. Mit der Totalrevision des EnG erfolgen auch Anpassungen in elf weiteren Bundesgesetzen Energiegesetz vom 30. September 2016 Eine Reihe von Massnahmen soll den Ausbau der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien vorantreiben bzw. die bestehende Produktion sichern. Das totalrevidierte EnG bringt insbesondere folgende Neuerungen: - Einspeisevergütungssystem (Art. 19 ff. EnG): Die Stromproduktion aus Sonnen- oder Windenergie sowie aus Geothermie und Biomasse steht noch in der technologischen Entwicklung. Da die Produktionskosten zur Zeit noch höher sind als der Preis, zu dem der Strom verkauft werden kann, können Betreiber solcher Anlagen seit 2009 eine Einspeisevergütung (KEV) beanspruchen. Deren Finanzierung erfolgt über den Netzzuschlag. Dieser wird von den Netzbetreibern bezahlt, aber auf die Stromkonsumenten überwälzt (Art. 35 Abs. 1 EnG). Durch eine Erhöhung des Zuschlags stehen dem Einspeisevergütungssystem mehr Mittel zur Verfügung. Weil die meisten Produzenten ihren Strom neu direkt am Markt verkaufen müssen, wird die Einspeisevergütung gegenüber der heutigen KEV marktnäher. Die Produzenten haben so einen Anreiz, den Strom dann zu verkaufen, wenn er knapp ist und einen höheren Preis erzielt. Das Fördersystem wird ausserdem befristet: Förderbeiträge für neue Anlagen können nur noch fünf Jahre nach Inkrafttreten des neuen Gesetzes bewilligt werden (Art. 38 Abs. 1 Bst. a EnG). - Investitionsbeiträge (Art. 24 ff. EnG): Bereits bisher konnten Betreiber von kleinen Photovoltaikanlagen (unter einer Leistung von 30 kw) einen einmaligen Beitrag an die Investitionskosten der Anlage beantragen. Diese sogenannte Einmalvergütung deckt höchstens 30 Prozent der Investitionskosten einer vergleichbaren Anlage (Referenzanlage). Neu können auch grössere Photovoltaikanlagen davon profitieren, der Bundesrat legt die entsprechende Leistungsgrenze in der Verordnung fest (Art. 24 Abs. 1 Bst. a EnG). Ein ähnliches System wird für neue grosse Wasserkraft- 1

59 Totalrevision der Energieverordnung anlagen (Leistung von mehr als 10 MW), neue Kehrichtverbrennungs- und Abwasserreinigungsanlagen (KVA und ARA) sowie neue Holzkraftwerke von regionaler Bedeutung geschaffen. Auch erhebliche Erweiterungen oder Erneuerungen solcher Anlagen erhalten Investitionsbeiträge. Die Finanzierung erfolgt über den Netzzuschlag (Art. 35 Abs. 2 Bst. d EnG). Für Investitionsbeiträge (inkl. Einmalvergütungen) können längstens bis im Jahr 2030 Verpflichtungen eingegangen werden (Art. 38 Abs. 1 Bst. b Ziff. 1 und 2 EnG). - Unterstützung der bestehenden Grosswasserkraft (Art. 30 EnG): Momentan sind die Preise im europäischen Stromhandel ausserordentlich tief. Die Preise sind derart eingebrochen, dass sie die Gestehungskosten der meisten schweizerischen Wasserkraftwerke nicht mehr decken. Da die Wasserkraft aber ein wichtiges Standbein der schweizerischen Stromversorgung ist, werden gemäss neuem EnG nicht nur neue Anlagen gefördert, sondern auch bereits bestehende Anlagen finanziell unterstützt. Demnach kann für denjenigen Strom aus Schweizer Grosswasserkraft (aus Anlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW), der am Markt unter den Gestehungskosten verkauft werden muss, eine Marktprämie beansprucht werden. Diese ist limitiert (1,0 Rp./kWh) und die insgesamt verfügbaren Mittel sind begrenzt. Die Massnahme ist auf fünf Jahre befristet (Art. 38 Abs. 2 EnG) und wird über den Netzzuschlag finanziert (Art. 35 Abs. 2 Bst. e EnG). - Netzzuschlag (Art. 35 EnG): Der Maximalbetrag des Netzzuschlags wird mit dem neuen EnG von bisher 1,5 Rp./kWh auf 2,3 Rp./kWh erhöht (Art. 35 Abs. 3 EnG). Aus dem Netzzuschlagsfonds werden das Einspeisevergütungssystem (Art. 19 ff. EnG), die Einmalvergütungen (Art. 25 EnG), die Investitionsbeiträge (Art. 26 und 27 EnG), die Marktprämie für die Grosswasserkraft (Art. 30 EnG), die wettbewerblichen Ausschreibungen für Stromeffizienz (Art. 32 EnG), die Geothermie- Erkundungsbeiträge und die Risikogarantien für Geothermie-Projekte (Art. 33 EnG), die Gewässersanierungsmassnahmen (Art. 34 EnG), die noch laufenden Verpflichtungen aus den bisherigen Vergütungsinstrumenten (KEV und Mehrkostenfinanzierung [MKF]) sowie die jeweiligen Vollzugskosten finanziert. - Nationales Interesse (Art. 12 f. EnG): Der Schutz von Natur und Landschaft steht in manchen Fällen in Konflikt mit ihrer Nutzung für die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien. Wenn Planungs- und Entscheidbehörden oder Gerichte im Rahmen einer Interessenabwägung zwischen den Schutz- und Nutzungsinteressen entscheiden müssen, sollen künftig beide Anliegen Schutz und Nutzen den Status eines nationalen Interesses geniessen und so gleichwertig gegeneinander abgewogen werden können. - Bewilligungsverfahren (Art. 14 EnG): Bewilligungsverfahren für neue Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sollen künftig verkürzt und vereinfacht werden Teilrevisionen weiterer Bundesgesetze Effizienzgewinne in den Bereichen Verkehr und Gebäude sollen erreicht werden durch Revisionen des Bundesgesetzes vom 23. Dezember 2011 über die Reduktion der CO2-Emissionen (CO2-Gesetz; SR ) sowie des Bundesgesetzes vom 14. Dezember 1990 über die direkte Bundessteuer (DBG; SR ) und des Bundesgesetzes vom 14. Dezember 1990 über die Harmonisierung der direkten Steuern der Kantone und Gemeinden (StHG; SR ). Folgende Massnahmen stehen im Zentrum: - Emissionsvorschriften für Fahrzeuge: Der Verkehr ist für mehr als einen Drittel des Gesamtenergieverbrauchs und der CO2-Emissionen in der Schweiz verantwortlich. Die im Rahmen der Totalrevision des EnG erfolgte Änderung des CO2-Gesetzes verschärft die bestehenden Emissionsvorschriften. So sollen neu in Verkehr gesetzte Personenwagen bis Ende 2020 durchschnittlich nur noch 95 g CO2/km ausstossen (Art. 10 Abs. 1 CO2-Gesetz). Die Vorschriften werden zudem 2

60 Totalrevision der Energieverordnung auf Lieferwagen und leichte Sattelschlepper ausgeweitet. Diese sollen bis Ende 2020 durchschnittlich noch 147 g CO2/km ausstossen (Art. 10 Abs. 2 CO2-Gesetz). Beide Massnahmen erfolgen in Übereinstimmung mit dem EU-Recht. - Gebäudeprogramm: In der Schweiz fallen rund 40 Prozent des Energieverbrauchs und rund ein Drittel der CO2-Emissionen im Gebäudebereich an. Bund und Kantone wollen mit dem Gebäudeprogramm den Energieverbrauch im Schweizer Gebäudepark und den CO2-Ausstoss senken. Dafür richten sie finanzielle Beiträge an energetische Sanierungen von Gebäuden aus. Das Programm wird einerseits über einen Teil der Erträge der CO2-Abgabe auf Brennstoffen, anderseits über kantonale Leistungen finanziert. Mit der im Rahmen der Totalrevision des EnG erfolgten Änderung des CO2-Gesetzes stehen inskünftig mehr Mittel aus der CO2-Abgabe für das Gebäudeprogramm zur Verfügung (Art. 34 CO2-Gesetz), womit dieses verstärkt wird. - Direkte Nutzung der Geothermie: Ein kleiner Teil der CO2-Abgabe wird neu für die Förderung der direkten Nutzung geothermischer Wärme aus natürlichen Heiss- und Warmwasservorkommen eingesetzt (Art. 34 Abs. 2 CO2-Gesetz). - Steuerliche Anreize im Gebäudebereich: Investitionen in energetische Gebäudesanierungen können bereits heute von den Einkommenssteuern abgezogen werden. Mit der im Rahmen der Totalrevision des EnG erfolgten Änderung des Steuerrechts werden neu die Rückbaukosten für einen Ersatzneubau abzugsfähig. Diese sind, so wie die energetischen Investitionskosten, neu in den zwei nachfolgenden Steuerperioden abziehbar, sofern die Aufwendungen im Jahr, in dem sie angefallen sind, steuerlich nicht vollständig berücksichtigt werden können. Damit sollen mehr Gesamtsanierungen anstelle von Teilsanierungen, die heute steuerlich attraktiver sind, realisiert werden. - Kernenergie: Im Kernenergiegesetz vom 21. März 2003 (KEG, SR 732.1) wird ein Verbot neuer Kernkraftwerke verankert. Unter neuem Recht werden Rahmenbewilligungen für die Erstellung neuer Kernkraftwerke sowie für grundlegende Änderungen an bestehenden Kernkraftwerken nicht mehr erteilt (Art. 12a und 106 Abs. 1bis KEG). Die bestehenden Kernkraftwerke dürfen wie bis anhin solange in Betrieb sein, als sie sicher sind. Ob die Bedingungen für den sicheren Betrieb erfüllt sind, entscheidet das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat (ENSI). Im Weiteren enthält das KEG neu ein Verbot der Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente bzw. der Ausfuhr zu diesem Zweck (Art. 9 KEG). Das vom Parlament bereits früher beschlossene Moratorium für die Ausfuhr abgebrannter Brennstäbe zur Wiederaufarbeitung wird durch das unbefristete Verbot ersetzt. 1.3 Anpassungsbedarf auf Verordnungsstufe Aufgrund der Änderungen auf Gesetzesstufe müssen folgende Verordnungen angepasst werden: - Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 (EnV; SR ) - Verordnung über die Landesgeologie vom 21. Mai 2008 (Landesgeologieverordnung, LGeolV; SR ) - Verordnung über die Reduktion der CO2-Emissionen vom 30. November 2012 (CO2-Verordnung; SR ) - Verordnung des eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) über den Nachweis der Produktionsart und der Herkunft von Elektrizität vom 24. November 2006 (Herkunftsnachweis-Verordnung, HKNV; SR ) - Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich vom 22. November 2006 (GebV-En; SR ) - Kernenergieverordnung vom 10. Dezember 2004 (KEV; SR ) - Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008 (StromVV; SR ) 3

61 Totalrevision der Energieverordnung Im Rahmen einer Totalrevision der EnV entstehen nebst der eigentlichen EnV zwei neue Verordnungen: In der neuen Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) werden Regelungen betreffend die Verwendung der Mittel aus dem Netzzuschlag für die Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien zusammengefasst. Dies betrifft die Bereiche Einspeisevergütungssystem, Einmalvergütung, Investitionsbeiträge und Unterstützung von bestehenden Grosswasserkraftanlagen. In der neuen Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) werden bisher in der EnV enthaltene Regelungen betreffend Anlagen, Fahrzeuge und Geräte zusammengefasst. Die restlichen Bestandteile bleiben in der EnV. Die Details zu den einzelnen Teilrevisionen können den jeweiligen erläuternden Berichten entnommen werden. 2. Grundzüge der Vorlage Da die Themenkomplexe betreffend die Verwendung der Mittel des Netzzuschlags für die Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien und die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte in separaten Verordnungen geregelt werden, verbleiben nach der Totalrevision in der neuen EnV Bestimmungen über: den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung (2. Kapitel); die Raumplanung im Zusammenhang mit dem Ausbau erneuerbarer Energien (3. Kapitel); die Einspeisung netzgebundener Energie und den Eigenverbrauch (4. Kapitel); die wettbewerblichen Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen, die Geothermie-Garantien und -Erkundungsbeiträge und die Entschädigung für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftwerken (5. Kapitel); den Netzzuschlag (6. Kapitel); die sparsame und effiziente Energienutzung in Gebäuden und Unternehmen (7. Kapitel); die Förderung (8. Kapitel), und die internationale Zusammenarbeit (9. Kapitel), die Untersuchung der Wirkungen und die Datenbearbeitung (10. Kapitel) sowie den Vollzug (11. und 12. Kapitel). 2.1 Herkunftsnachweis und Stromkennzeichnung Das totalrevidierte EnG (Art. 9) regelt die Grundsätze zum Herkunftsnachweis (HKN) und zur Stromkennzeichnung ausführlicher und verbindlicher als das geltende Recht. Dies führt zu Anpassungen auf Verordnungsstufe. Bisher mussten für die Stromkennzeichnung zwar prioritär Herkunftsnachweise verwendet werden. Es war jedoch auch möglich nicht überprüfbare Energieträger (sogenannten Graustrom) auszuweisen, wenn keine Nachweise vorhanden waren. Neu müssen für die Stromkennzeichnung immer Herkunftsnachweise verwendet werden. Die Angabe von nicht überprüfbaren Energieträgern ist nicht mehr zulässig. Wer Endkunden mit Strom beliefert, muss also immer auch die entsprechende Menge an Herkunftsnachweisen entwerten. Damit ist die Zuständigkeit für die Kennzeichnung und die Beschaffung von Herkunftsnachweisen eindeutig geregelt. Die bisherige Informationspflicht für Weiterverteiler wird damit hinfällig. Neu wird zudem explizit geregelt, dass auch der Verbrauch von Bahnstrom und die Verluste durch (Pump-)Speicherung kennzeichnungspflichtig sind. Für Netzverluste bleibt es weiterhin dem Netzbetreiber überlassen, ob er diese kennzeichnen will oder nicht. Um sicherzustellen, dass genügend Nachweise vorhanden sind, wird die Verwendung von Ersatznachweisen bei Herkunftsländern und Technologien, für die keine regulären HKN ausgestellt werden, ermöglicht. Hintergründe zu diesen neuen Bestimmungen finden sich im Bericht des Bundesrates 4

62 Totalrevision der Energieverordnung Stromkennzeichnung: Vollständige Deklarationspflicht mit Herkunftsnachweisen 1 vom 13. Januar Die HKN-Erfassungspflicht gilt neu nicht nur für Anlagen, die Strom ins Netz einspeisen, sondern grundsätzlich für alle ans Netz angeschlossenen Anlagen, auch wenn diese den produzierten Strom vollständig vor Ort selber verbrauchen. Dadurch werden alle grösseren Anlagen zur Stromerzeugung in der Schweiz im HKN-System erfasst. Aus Gründen der Verhältnismässigkeit bleiben die bisherigen Ausnahmen für Anlagen mit einer Anschlussleistung von höchstens 30 kva oder einem jährlichen Betrieb von maximal 50 Stunden bestehen. 2.2 Raumplanung im Zusammenhang mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien Nationales Interesse Neu liegen die Nutzung erneuerbarer Energien und ihr Ausbau im nationalen Interesse (Art. 12 EnG). Bedürfnisse der Energiegewinnung sind im Grundsatz anderen Interessen von nationaler Bedeutung gleichgestellt, insbesondere auch dem Schutzniveau, das Objekte im Bundesinventar der Landschaften und Naturdenkmäler von nationaler Bedeutung (BLN) geniessen. Dadurch kann im Einzelfall insbesondere zwischen der ungeschmälerten Erhaltung eines Schutzobjekts von nationaler Bedeutung und der Nutzung zur erneuerbaren Stromproduktion abgewogen werden. Das nationale Interesse wird aber auch die Interessenabwägung zwischen der erneuerbaren Stromproduktion und anderen Bundesinteressen (Landesverteidigung, Zivilluftfahrt, Gewässerschutz usw.) sowie den kantonalen Entwicklungs- und Nutzungskonzepten beeinflussen. Nach Artikel 12 Absatz 2 EnG explizit ausgeschlossen werden hingegen Neuanlagen in Biotopen von nationaler Bedeutung sowie in Wasser- und Zugvogelreservaten von nationaler oder internationaler Bedeutung. Konkret sollen neue und bestehende Anlagen ab einer bestimmten Grösse und Bedeutung den Status des nationalen Interesses erhalten. Der Bundesrat legt dazu technologiespezifische Grössen- und Bedeutungsschwellen fest. Dies wird für die Wasserkraft (inkl. Pumpspeicherung) und Windenergie gemacht, da diese Anlagen die grössten Auswirkungen auf Natur und Landschaft haben. Ob eine Anlage im nationalen Interesse liegt oder nicht, hat sich nach Artikel 12 EnG anhand der Grösse und der Bedeutung einer Anlage zu bestimmen. Die Grösse bezieht sich auf den Beitrag an die Elektrizitätsproduktion in der Schweiz. Von Bedeutung ist eine Anlage dann, wenn sie für die Energielandschaft Schweiz (auch) aus anderen Gründen als ihrer Grösse (Brutto-Energieproduktion) wichtig ist. Dies ist insbesondere dann der Fall, wenn eine Anlage zeitlich flexibel produzieren kann sprich steuerbar ist und das Netz nach Bedarf be- oder entlasten kann. Bei einer steuerbaren Anlage ist das nationale Interesse daher schon bei einem tieferen Schwellenwert für die Elektrizitätsproduktion gegeben als bei einer nicht steuerbaren Anlage. Bei Windenergieanlagen ist zusätzlich von Bedeutung, dass sie in der Schweiz zwei Drittel ihres Ertrags während der Wintermonate liefern Koordination auf Bundesebene (Guichet Unique) Für die Koordination von Stellungnahmen und Bewilligungsverfahren auf Bundesebene bezeichnet der Bundesrat eine Verwaltungseinheit (Art. 14 Abs. 4 EnG), den sog. Guichet Unique. Mit der Änderung der EnV wird diese Koordinationsaufgabe für Windenergieanlagen dem Bundesamt für Energie (BFE) übertragen (Art. 7 EnV). Die Aufgabe des BFE besteht in der Annahme und Qualitätskontrolle der Gesuche und Anfragen, in deren Weiterverteilung und Nachverfolgung und auf der Rücksendung der von den zuständigen Stellen erarbeiteten Antworten und Stellungnahmen. Die Aufgaben, Verant- 1 Bericht des Bundesrates in Erfüllung des Postulates von Ständerätin Verena Diener Lenz vom 12. Dezember 2013 ( 5

63 Totalrevision der Energieverordnung wortlichkeiten und Abläufe des Guichet Unique werden in einem Detailkonzept ausführlich beschrieben. Beim Guichet Unique handelt es sich nicht um eine Leitbehörde im Sinne des Regierungs- und Verwaltungsorganisationsgesetzes vom 21. März 1997 (RVOG; SR ). Es liegt somit nicht in der Kompetenz des BFE, eine konsolidierte Stellungnahme des Bundes zu verfassen bzw. einen konzentrierten Entscheid zu fällen. Sofern noch keine Bearbeitungsfrist vorgegeben ist, erlässt der Bundesrat für die Behandlung von Gesuchen und Anträgen eine Ordnungsfrist von 60 Tagen für die Behandlung von Gesuchen und Anträgen. Bereits bestehende Ordnungsfristen bleiben unverändert. 2.3 Abnahme- und Vergütungspflicht Artikel 15 des revidierten EnG regelt die Abnahme- und Vergütungspflicht der Netzbetreiber für Elektrizität und Biogas. Die Verordnung präzisiert die Vorgaben für die entsprechenden Anschlussbedingungen. Netzbetreiber und Produzenten müssen die Anschlussbedingungen vertraglich festhalten und darin insbesondere die Anschlusskosten, die maximale Einspeiseleistung und die Vergütung regeln. Zudem muss festgehalten werden, ob der Produzent sämtliche Energie ins Netz einspeist oder ob er einen Teil davon vor Ort selber verbraucht. Bei den Bestimmungen zur Vergütung wird entsprechend den gesetzlichen Vorgaben nach Energieträger unterschieden. Elektrizität aus erneuerbaren Energien muss mindestens zu dem Preis vergütet werden, den der Netzbetreiber für die sonstige Beschaffung der Elektrizität bezahlt, sofern entweder die Leistung der Anlage höchstens 3 MW beträgt oder maximal 5000 MWh/Jahr ins Netz eingespeist werden (oder beides). Diese Beschaffung beinhaltet die Kosten für den Bezug bei einem Vorlieferanten wie auch die Gestehungskosten der eigenen Kraftwerke. Als Referenz können die Energietarife in der Grundversorgung beigezogen werden, die sich an ebendiesen Bezugsverträgen und Gestehungskosten zu orientieren haben (Art. 4 Abs. 1 StromVV). Der Grundversorgungstarif und die Mindestvergütung müssen allerdings nicht exakt übereinstimmen, da die Grundversorgung auch Vermarktungskosten und gegebenenfalls den ökologischen Mehrwert beinhaltet. Massgebend für den Vergleich ist der Energietarif für diejenige Kundengruppe, deren Verbrauchsprofile in etwa mit dem Einspeiseprofil der erneuerbaren Elektrizität vergleichbar sind. Gibt es keine solche Kundengruppe, muss auf die tatsächlichen oder hypothetischen Beschaffungskosten für gleichwertige Elektrizität abgestellt werden. Gleichwertig bezieht sich auf die Energiemenge und das Leistungsprofil sowie auf die Steuerund Prognostizierbarkeit der beschafften bzw. eingespeisten Elektrizität. Nicht umfasst von der Vergütungspflicht ist der ökologische Mehrwert der Elektrizität. Dieser muss nur vergütet werden, wenn auch der Herkunftsnachweis übernommen wird. Dazu gibt es allerdings keine Pflicht. Wenn sich Produzent und Netzbetreiber nicht anderweitig einigen, gilt für die Vergütung von Strom aus (teilweise) fossil befeuerten Wärme-Kraft-Koppelungsanlagen (WKK-Anlagen) der stündliche Marktpreis, der an der Schweizer Strombörse jeweils für den Folgetag festgelegt wird. Bei Biogasanlagen gilt ohne anderweitige Einigung die gesetzliche Vorgabe, dass sich die Vergütung an den Kosten orientieren muss, die beim Kauf bei einem Dritten angefallen wären. 2.4 Eigenverbrauch Der Gesetzgeber hatte bereits mit der parlamentarischen Initiative im EnG ausdrücklich das Prinzip festgehalten, dass, wer selber Strom produziert, ihn auch selber verbrauchen darf. Nun hat sich in der Praxis das Bedürfnis gezeigt, dass auch andere Personen in einer gewissen räumlichen Nähe zur Erzeugungsanlage den vor Ort produzierten Strom nutzen können sollen nicht nur der Anlagebetreiber selbst. Das ist schon unter geltendem Recht zulässig und wird teilweise auch praktiziert, indem sich mehrere Endverbraucher zusammenschliessen (Zusammenschluss zum Eigenverbrauch). Dieser Zusammenschluss weist ein besonders hohes Potenzial auf, dezentral produzierte Energie effizient zu nutzen. Intelligente Steuer- und Regelsysteme können hier eingesetzt werden, um Flexibilität 6

64 Totalrevision der Energieverordnung im Verteilnetz zu nutzen und so z.b. den Verbrauch aktiv gemäss dem Dargebot der elektrischen Energie anzupassen. Die Steuerung unterschiedlicher Flexibilitätsquellen wie Verbrauch und Speicher kann durch den Flexibilitätsinhaber, also den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch oder entsprechend durch Dritte erfolgen. Intelligente Gebäudelösungen oder dezentrale Batteriespeicher sind einige von vielen technischen Möglichkeiten, die durch Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch nachgefragt werden können, um den vor Ort produzierten Strom zu nutzen. Gerade die Nutzung dezentraler Speicher erhöht den Eigenverbrauch. Eine solche Nutzung wird durch vereinfachende Massgaben zur Messung von Speichern sowie für einen netzdienlichen Betrieb der Speicher erleichtert, Letzteres durch die neuen Möglichkeiten, die die Revision der Stromversorgungsverordnung bietet. Flexibilitäten wie Speicher können gegen ein Entgelt oder gegen spezielle Tarifvergünstigungen auch durch den Netzbetreiber gesteuert werden können. Es ist notwendig, dass der Zusammenschluss zum Eigenverbrauch gewisse Verantwortlichkeiten bezüglich Abrechnung und Messung des vor Ort produzierten Stroms im Innenverhältnis übernimmt. Insbesondere der Umstand, dass ein Zusammenschluss zum Eigenverbrauch Grundeigentümer, Anlagenbetreiber, Mieter und Pächter umfassen kann, führt zu Fragen. Um Missbräuche zu vermeiden, das Verhältnis zum Netzbetreiber zu klären sowie Ansprüche bzgl. Grundversorgung, Marktzugang und Preisbildung zu regeln, sind für Innen- und Aussenverhältnis des Zusammenschlusses Rahmenbedingungen notwendig. Mieter und Pächter sollen aufgrund ihrer regelmässig schwächeren Verhandlungsposition in einem Zusammenschluss zum Eigenverbrauch mit Grundeigentümern einen gewissen Schutz erfahren. Beim Zusammenschluss von Grundeigentümern besteht indessen kein gesetzlicher Schutzbedarf. Das revidierte EnG sieht für den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch einheitliche spezifische Rechte und Pflichten vor, delegiert aber auch gewisse Kompetenzen an den Bundesrat (Art. 17 und 18 EnG). 2.5 Wettbewerbliche Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen Neben der vorgesehenen Erhöhung der Mittel für die wettbewerblichen Ausschreibungen im Bereich Stromeffizienz ( ProKilowatt ) soll das Förderinstrument auch durch die Aufnahme neuer Fördertatbestände ausgebaut werden (Art. 32 Bst. b und c EnG). Künftig sollen auch Effizienzmassnahmen in der bisher explizit ausgeschlossenen Elektrizitätsproduktion und -verteilung unterstützt werden (inkl. Förderung von Stromproduktion aus nicht anders verwertbarer Abwärme). Diese Effizienzmassnahmen reduzieren die Umwandlungsverluste bei elektrischen Anlagen (z.b. Generatoren, Transformatoren oder Stromzähler). Zwei neue Bestimmungen halten wichtige, in der Umsetzung bereits etablierte Verfahrensschritte der wettbewerblichen Ausschreibungen fest, namentlich für die Berücksichtigung und Auswahl der Eingaben (Art. 20) resp. für die Möglichkeit, Eingaben und Berichte der Projekt- und Programmträger unter Wahrung des Geschäfts- und Fabrikationsgeheimnisses zu publizieren (Art. 22 Abs. 2). 2.6 Geothermie-Garantien und Geothermie-Erkundungsbeiträge Neu wird in Artikel 33 EnG das Förderinstrument Geothermie-Erkundungsbeitrag («Suchen und Finden» von Geothermie-Reservoiren) eingeführt. Dieses ergänzt das bereits heute bestehende Förderinstrument «Geothermie-Garantie». Der Erkundungsbeitrag federt im Voraus das Fündigkeitsrisiko markant ab, wodurch eine höhere Investitionsbereitschaft erzielt wird. Man kann entweder um den Erkundungsbeitrag für das «Suchen und Finden» ersuchen oder um die Geothermie-Garantie. Letztere bleibt bei Inanspruchnahme des Erkundungsbeitrags nur noch für die «Errichtung» erhalten, wobei der Schadenfall mit geringerer Wahrscheinlichkeit eintritt (Errichtung folgt nur nach erfolgreicher Erkundung). Das BFE vollzieht diese Förderinstrumente. Die jeweiligen Verfahren sind in Anlehnung an den Vollzug des bisherigen Förderinstruments der Geothermie-Garantie angelegt. Die Verfahren werden 7

65 Totalrevision der Energieverordnung detailliert in den Anhängen 1 (Geothermie-Erkundungsbeiträge) und 2 (Geothermie-Garantien) geregelt. Mit diesen Förderinstrumenten werden die vom Parlament überwiesenen Motionen «Tiefe Geothermie. Schweizweite geologische Erkundung», eingereicht von Ständerat Felix Gutzwiller, und «Aktionsplan für die Geothermie», eingereicht von Nationalrätin Kathy Riklin, umgesetzt. 2.7 Entschädigung bei Wasserkraftwerken Neu ist nicht mehr die nationale Netzgesellschaft (Swissgrid AG), sondern das Bundesamt für Umwelt (BAFU) für den Entscheid über die Entschädigung bei Wasserkraftwerken (Art. 62 Abs. 2 EnG) und die entsprechenden Zahlungen zulasten des Fonds (Art. 35 Abs. 2 Bst. h EnG) zuständig. Dies hat Änderungen beim Verfahren zur Folge. Materiell ändert sich nichts an der bisherigen Regelung. 2.8 Netzzuschlag Neu wird der Netzzuschlagsfonds vom UVEK verwaltet. Das BFE legt die Anteile der Mittel für die einzelnen Verwendungen gestützt auf die Kriterien gemäss Artikel 36 fest. 2.9 Rückerstattung Netzzuschlag Die Regelungen zur Rückerstattung ändern sich in mehreren Bereichen. Im Gegensatz zum bisherigen Recht sind Endverbraucher, die überwiegend eine ihnen gesetzlich oder vertraglich übertragene öffentlich-rechtliche Aufgabe ausführen, künftig nicht mehr rückerstattungsberechtigt (Art. 39 Abs. 3 EnG). Ob ein Endverbraucher überwiegend öffentlich-rechtliche Tätigkeiten wahrnimmt, wird anhand des Ertrages bestimmt. Wird mehr als die Hälfte des Ertrages mit einer gesetzlich oder vertraglich übertragenen öffentlich-rechtlichen Aufgabe erwirtschaftet, besteht kein Anspruch auf Rückerstattung des Netzzuschlags. Von dieser Regelung ausgenommen sind Endverbraucher, die Grossforschungsanlagen in Forschungseinrichtungen von nationaler Bedeutung betreiben (Art. 39 Abs. 3 zweiter Satz EnG). Bei ihnen ist das Verhältnis der Elektrizitätskosten zur Bruttowertschöpfung (Stromintensität) zur Ermittlung des Anspruchs auf Rückerstattung nicht massgebend. Die übrigen Voraussetzungen für die Rückerstattung, wie der Abschluss einer Zielvereinbarung und die Erreichung des Mindestbetrages für die Rückerstattung von Franken pro Jahr müssen hingegen erfüllt werden. Sind diese Voraussetzungen erfüllt, wird der Netzzuschlag, den diese Endverbraucher für den Betrieb der Grossforschungsanlage bezahlt haben, vollständig rückerstattet. Die Grossforschungsanlagen in Forschungseinrichtungen von nationaler Bedeutung, für welche die Rückerstattung des Netzzuschlags beantragt werden kann, werden benannt und im Anhang 4 der EnV aufgelistet. Die Pflicht zur Investition von mindestens 20 Prozent der Rückerstattungssumme in additionale Massnahmen entfällt mit der Inkraftsetzung des neuen EnG. Die betreffenden Verordnungsbestimmungen werden entsprechend angepasst. Der Netzzuschlag und grundsätzlich auch die Kosten für den Betrieb und Unterhalt von eigenen Arealnetzen können in Zukunft in die Elektrizitätskosten einbezogen werden. Im Weiteren wird die Härtefallregelung gestrichen: Das EnG sieht vor, dass der Bundesrat für Endverbraucher mit einer Stromintensität von weniger als 5 Prozent unter bestimmten Voraussetzungen eine teilweise Rückerstattung vorsehen kann (Art. 42 EnG). Die ursprüngliche Härtefallregelung sah für Endverbraucher mit einer Stromintensität von weniger als zehn, aber mehr als acht Prozent unter bestimmten Voraussetzungen eine Teilrückerstattung vor. Seit 2014 erhalten Endverbraucher bereits ab einer Stromintensität von 5 Prozent eine Teilrückerstattung. Endverbraucher, die vor 2014 einen Härtefall geltend machen konnten, sowie solche mit einer Stromintensität von mindestens 5 Prozent können heute eine Teilrückerstattung beantragen und sind nicht mehr auf eine Härtefallbestimmung angewiesen. Deshalb wird die Bestimmung zur Härtefallregelung gestrichen. 8

66 Totalrevision der Energieverordnung 2.10 Gebäude Mit der Revision des EnG sowie von Artikel 34 des CO2-Gesetzes wird das Gebäudeprogramm verstärkt. Die bisherigen Teile A Gebäudehülle und B Kantonale Programme des Gebäudeprogramms werden zusammengelegt und die gesamten Mittel aus der CO2-Teilzweckbindung für das Gebäudeprogramm in Form von Globalbeiträgen an die kantonalen Programme ausbezahlt (Art. 34 CO2-Gesetz). Entsprechend werden insbesondere die Artikel 16a, 16b und 17 aus der bisherigen EnV sowie der 1. Abschnitt des 9. Kapitels der CO2-Verordnung revidiert. Die Massnahmen, für die Globalbeiträge gewährt werden können, werden gemäss Artikel 34 Absatz 1 CO2-Gesetz auf weitere Fördertatbestände ausgeweitet. Die Kantone können künftig unterstützt durch Globalbeiträge des Bundes wirksame Massnahmen in den Bereichen Gebäudehülle, vermehrte Nutzung erneuerbarer Energien und Abwärme und Ersatz ortsfester elektrischer Widerstandsheizungen, Stromeffizienzmassnahmen sowie Aus- und Weiterbildungs-, Informations- und Beratungsmassnahmen für Architekten, Planer, Installateure sowie Gebäudebesitzer fördern. Mit dem neuen Artikel 55 EnV wird dieser Ausweitung Rechnung getragen. Mitnahmeeffekte sollen durch hohe Anforderungen im harmonisierten Fördermodell der Kantone (HFM 2015) und Anpassungen der EnV ausgeschlossen werden. Explizit ausgeschlossen wird eine Doppelförderung insbesondere mittels Einmalvergütung, wettbewerblichen Ausschreibungen und Aus- und Weiterbildungsmassnahmen des Programms EnergieSchweiz (Art. 55 Abs. 2 Bst. c EnV). Bauliche Massnahmen sollen nur über Globalbeiträge gefördert werden, wenn die Fördergesuche vor Baubeginn eingereicht wurden (Art. 57 Abs. 1 EnV). Für Massnahmen bei öffentlichen Bauten und Anlagen des Bundes und der Kantone (Art. 57 Abs. 2 Bst. a EnV) sowie für Anlagen, die fossile Energien verbrauchen (Art. 57 Abs. 2 Bst. b EnV), dürfen keine Globalbeiträge verwendet werden. In Artikel 58 wird die Bestimmung zum Gebäudeenergieausweis mit Beratungsbericht gemäss Artikel 52 Absatz 3 des EnG insbesondere bezüglich Ausnahmeregelungen konkretisiert. Die Ausnahmeregelungen orientieren sich am HFM Damit wird sichergestellt, dass die Kantone ihre auf 2017 bereits ans HFM 2015 angepassten Förderprogramme nicht nochmals anpassen müssen. Anpassungen hinsichtlich der Berichterstattung (Art. 59 EnV) sowie der Kontrolle (Art. 60 EnV) erfolgen auf Empfehlung der eidgenössischen Finanzkontrolle (EFK). Dadurch soll die Qualität des dem HFM 2015 zugrundeliegenden Wirkungsmodells sichergestellt und das Controlling verbessert werden Energieverbrauch in Unternehmen Bezüglich Energieverbrauch in Unternehmen werden keine neuen Regelungen eingeführt. Vielmehr werden die bestehenden Regelungen und die bestehende Praxis fortgeführt und präzisiert. Die Kantone können im Rahmen des Vollzugs ihrer Vorschriften über Zielvereinbarungen mit Grossverbrauchern (Art. 46 Abs. 3 EnG) Zielvereinbarungen des Bundes verwenden. Soweit die Ausgestaltung bzw. das System der Zielvereinbarung nicht ohnehin auf Bundesebene gesetzlich geregelt ist, zieht der Bund die Kantone bei der Erarbeitung der generellen Anforderungen der Zielvereinbarungen mit ein Förderung Die Förderbestimmungen bleiben im Wesentlichen unverändert, die vorgenommenen geringfügigen Präzisierungen resultieren aus den bisherigen Vollzugserfahrungen. 9

67 Totalrevision der Energieverordnung 3. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Die Änderungen auf Verordnungsstufe haben keine besonderen finanziellen, personellen und weiteren Auswirkungen auf Kantone und Gemeinden. Auf Ebene Bund ist für den Vollzug der vorgesehenen Regelungen mit einem höheren finanziellen und personellen Aufwand zu rechnen. Aufgrund der Änderungen in den Bereichen Guichet Unique, Rückerstattung Netzzuschlag sowie Geothermie ist mit finanziellen Mehrbelastungen in der Höhe von 350'000 Franken pro Jahr zu rechnen. Davon können 250'000 Franken haushaltsneutral über den Netzzuschlagsfonds finanziert werden. Zu einem Mehrbedarf in personeller Hinsicht kommt es aufgrund der Parlamentsbeschlüsse im Bereich der Geothermie. Zur Umsetzung dieser Beschlüsse werden zusätzlich personelle Ressourcen von insgesamt 100 Stellenprozenten notwendig. Dank interner Kompensierung kann für den weiteren Zusatzbedarf an Personalressourcen auf zusätzliche Stellenprozente verzichtet werden. Dieser Zusatzbedarf besteht in den Bereichen Nationales Interesse / Raumplanung / Windenergieanlagen (100 Stellenprozente), Bewilligungsverfahren / Guichet unique (100 Stellenprozente), wettbewerbliche Ausschreibungen (100 Stellenprozente; über den Netzzuschlagsfonds finanziert), Verwaltung Netzzuschlagsfonds (300 Stellenprozente; über den Netzzuschlagsfonds finanziert), Rückerstattung Netzzuschlag für stromintensive Betriebe und Zielvereinbarungen (200 Stellenprozente; über den Netzzuschlagsfonds finanziert) und Monitoring (200 Stellenprozente). 4. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Die Auswirkungen ergeben sich im Wesentlichen aus den vom Parlament beschlossenen Änderungen auf Gesetzesstufe. Was die vom Bundesrat beantragten Massnahmen betrifft, sind die erwarteten Auswirkungen in der Botschaft vom 4. September 2013 (BBl ) beschrieben. Die Erhöhung des Netzzuschlags von 1,5 Rp./kWh auf die im Gesetz vorgesehene Obergrenze von 2,3 Rp./kWh führt zu einer Erhöhung des Strompreises um 0,8 Rp./kWh. Ausser den stromintensiven Unternehmen sind alle Endverbraucher davon betroffen. Bei einem durchschnittshaushalt (4 500 kwh/jahr) führt dies zu einer Erhöhung der Abgabe von 67,50 auf 103,50 Franken pro Jahr. Insgesamt erhöhen sich die Stromkosten dadurch um ca. 360 Mio. Franken pro Jahr. Die Änderungen rein auf Verordnungsstufe haben keine grösseren Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft. Punktuell gibt es Veränderungen für einzelne Akteure, beispielsweise wenn ein Netzbetreiber im Rahmen des Grundversorgungsauftrags die Gestehungskosten der eigenen Kraftwerke auch anteilsmässig den unabhängigen Produzenten zugutekommen lassen muss. 5. Verhältnis zum europäischen Recht Mit der vorliegenden Totalrevision der EnV werden die Bereiche, die Schnittstellen zum europäischen Recht haben, in eigene Verordnungen verschoben (vgl. diesbezüglich die entsprechenden Ausführungen in den Erläuterungen zur EnFV und zur EnEV). In den in der EnV verbleibenden Regelungsbereichen bestehen keine Verpflichtungen der Schweiz gegenüber der EU. 10

68 Totalrevision der Energieverordnung 6. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen 2. Kapitel: Herkunftsnachweis und Stromkennzeichnung 1. Abschnitt: Herkunftsnachweis Art. 2 Pflicht Neu zuständig für das Herkunftsnachweiswesen sowie die Stromkennzeichnung ist die Vollzugstelle nach Artikel 64 EnG. In Absatz 1 wird der Grundsatz, dass im Allgemeinen jede Produktionsanlage bei der Vollzugsstelle zu registrieren und die produzierte Elektrizität mittels Herkunftsnachweisen (HKN) zu erfassen ist, festgehalten. Aus Gründen der Verhältnismässigkeit sind in Absatz 2 Buchstaben a c drei Ausnahmen zu den Pflichten von Absatz 1 vorgesehen. In Buchstabe d werden zudem Anlagen von der Pflicht ausgenommen, die aus Gründen der nationalen Sicherheit der Geheimhaltung unterstehen. Art. 3 Entwertung In diesem Artikel werden die Sachverhalte festgehalten, die zur Entwertung des Herkunftsnachweises führen. Bei der Speicherung (Abs. 2), insbesondere in Pumpspeicherkraftwerken, müssen HKN nur für den Anteil der Energie, der durch die Speicherung verloren geht, entwertet werden. Für den Anteil der Energie, der zwischengespeichert wird beispielsweise in Form von Wasser im höher gelegenen Speichersee müssen keine HKN entwertet werden. Diese Regelung ist konsistent mit dem bereits geltenden Grundsatz, dass der Strom bei Pumpspeicherung seine ursprüngliche Herkunft behält. Der Eigentümer des Herkunftsnachweises hat die Entwertung vorzunehmen und gemäss Absatz 3 umgehend der Vollzugsstelle zu melden. 2. Abschnitt: Stromkennzeichnung Art. 4 Die Stromkennzeichnung muss für jede an Endkunden gelieferte kwh vorgenommen werden (Abs. 1). Das pflichtige Unternehmen kann wie bisher zwischen der Kennzeichnung mittels Lieferantenmix oder Produktemix wählen (Abs. 2). Ebenfalls wie bisher muss das pflichtige Unternehmen jährlich den Lieferantenmix und die gesamthaft an Endverbraucher gelieferte Elektrizitätsmenge des vergangenen Jahres auf veröffentlichen (Abs. 3). Es steht dem Unternehmen frei, diese Angaben zusätzlich anderweitig zu veröffentlichen. Aus Gründen der Verhältnismässigkeit sind in Absatz 4 sehr kleine Lieferanten von der Veröffentlichungspflicht ausgenommen, nicht jedoch von der Kennzeichnungspflicht gegenüber den Endkundinnen und Endkunden. Die De-minimis-Grenze ist bei 500 MWh pro Jahr angesetzt, was in etwa dem Verbrauch von 100 Haushalten entspricht. Da die Grenze nur sehr kleine Lieferanten betrifft, die nicht im freien Markt tätig sind, besteht keine Gefahr einer Wettbewerbsverzerrung. Absatz 5 legt die Verteilung des ökologischen Mehrwerts aus dem Einspeisevergütungssystem fest (siehe auch Anhang 1 Ziff. 1.4 der Verordnung des UVEK über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung). 3. Abschnitt: Technische Anforderungen, Verfahren und Meldepflicht Art. 5 Technische Anforderungen und Verfahren Das UVEK regelt die technischen Anforderungen an den Herkunftsnachweis sowie die verschiedenen Verfahren (z.b. Erfassung der Anlage, Ausstellung des HKN, etc.) wie bisher in einer Departementsverordnung: Die Verordnung des UVEK über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung, kurz HKSV, ersetzt die bisherige Herkunftsnachweisverordnung vom 24. November 2006 (HKNV, SR ). Neu werden in dieser Departementsverordnung auch die Anforderungen der Stromkennzeichnung geregelt, in der neuen EnV gibt es dazu keinen Anhang mehr. 11

69 Totalrevision der Energieverordnung Das UVEK orientiert sich namentlich bei den Regelungen zum Herkunftsnachweissystem stark an der EU und namentlich an den Publikationen und Entscheiden der Association of Issuing Bodies (AIB). Diese Organisation, in welcher praktisch alle europäischen Länder vertreten sind, kümmert sich länderübergreifend um die Betreuung und Entwicklung eines einheitlichen Herkunftsnachweissystems. Die Schweiz war in der AIB bisher durch die Swissgrid vertreten, neu wird die Vollzugsstelle (Art. 64 EnG) Einsitz in die AIB nehmen. Art. 6 Meldepflicht Die Auszahlung der Einspeiseprämie nach Artikel 19 ff. EnG erfolgt auf Basis der Daten im HKN-System. Damit die Anlage- und Produktionsdaten auch für Anlagen ohne Pflicht zum Herkunftsnachweis und zur Lastgangmessung vorhanden sind, muss der Netzbetreiber diese Daten der Vollzugsstelle melden. 3. Kapitel: Guichet Unique und nationales Interesse 1. Abschnitt: Guichet Unique Art. 7 Gemäss Absatz 1 ist das BFE bei Windkraftanlagen die zuständige Verwaltungseinheit, um die administrative Koordination von Stellungnahmen und Bewilligungsverfahren auf Bundesebene sicherzustellen. Bei den übrigen Technologien besteht gegenwärtig kein Bedarf für eine Koordinierung auf Bundesebene. Die Verfahren der Vorprüfung und Prüfung kantonaler Richtplaninhalte im Bereich erneuerbare Energien werden hingegen unverändert durch das Bundesamt für Raumentwicklung (ARE) geleitet (vgl. Art. 10 RPV [SR 700.1]), wobei die betroffenen Bundesstellen einbezogen werden. Nach Absatz 2 haben die zuständigen Bundesstellen für das Einreichen der Stellungnahmen und Bewilligungen an den Guichet Unique zwei Monate Zeit, sofern für sie in einem anderen Bundeserlass nicht bereits eine entsprechende Frist vorgegeben ist (z.b. Art. 66 Abs. 1 bis der Verordnung über die Infrastruktur der Luftfahrt vom 23. November 1994 [VIL; SR ]). 2. Abschnitt: Nationales Interesse Art. 8 Wasserkraftanlagen von nationalem Interesse Die bei Wasserkraftanlagen 2 für das Erreichen des nationalen Interesses massgebenden Kriterien sind für Neuanlagen und bestehende Wasserkraftanlagen verschieden hoch ausgestaltet, da der Eingriff in die Landschaft bei bestehenden Anlagen ungleich kleiner und daher das nationale Interesse bereits bei kleineren Anlagen zu bejahen ist. Ab einer bestimmten Grösse liegt eine Anlage per se im nationalen Interesse. Ausgehend von einem vom Bundesrat angestrebten Bruttozubau (ohne Pumpspeicherkraftwerke, inklusive Berücksichtigung der Restwassersanierung und der Sanierung Wasserkraft) bei Wasserkraft von 4600 GWh bis 2050 ergibt sich ein notwendiger jährlicher Zubau von 118 GWh. Für Wasserkraftanlagen scheint für das Erreichen des nationalen Interesses eine Schwelle, die knapp 20 Prozent des jährlichen Zubauziels entspricht, angemessen 3. Damit befindet sich der Wert auch im Bereich von Schwellenwerten für das Erreichen des nationalen Interesses in anderen Bereichen (z.b. Förderstrategie Abwärmenutzung 20 Prozent des jeweiligen Jahresprogramm-Ziels 4 oder Hartschotterversorgung 10 Prozent des 2 Der Anlagenbegriff lehnt sich an die im Einspeisevergütungssystem sowie bei den Investitionsbeiträgen vorgesehenen Definitionen an, wonach eine Anlage dann als selbstständige Einrichtung gilt, wenn sie über alle notwendigen technischen Einrichtungen für einen unabhängigen Betrieb verfügt. 3 Siehe Studie Kriterien für nationales Interesse des BFE (

70 Totalrevision der Energieverordnung schweizerischen Bruttobedarfs an Hartschotter 5 ). Eine Neuanlage ist damit ab einer Produktion von 20 GWh pro Jahr (Abs. 1 Bst. a), eine erweiterte oder erneuerte Anlage ab 10 GWh pro Jahr (Abs. 2 Bst. a) im nationalen Interesse gemäss Artikel 12 EnG. Steuerbare Anlagen können die Elektrizität bedarfsgerecht erzeugen, was eine gezielte Be- resp. Entlastung des Netzes ermöglicht und somit einen wichtigen Beitrag zur Sicherstellung der Netzstabilität leisten kann. Solche bedarfsgerecht steuerbaren Anlagen fallen daher bereits bei kleinerer Grösse als nicht steuerbare Anlagen unter das nationale Interesse. Die Steuerbarkeit bestimmt sich anhand der Anzahl Stunden Stauinhalt bei maximaler Leistung (Ausbauwassermenge). Als voll steuerbar gilt eine Anlage, wenn die Ausbauwassermenge für 800 Stunden Vollbetrieb ausreicht. Eine so steuerbare Neuanlage ist ab einer Produktion von 10 GWh pro Jahr im nationalen Interesse (Abs. 1 Bst. b). Bei erweiterten oder erneuerten steuerbaren Anlagen ist das nationale Interesse ab einer Grösse von 5 GWh pro Jahr und einer Ausbauwassermenge für 400 Stunden Vollbetrieb (Abs. 2 Bst. b) gegeben. Zwischen nicht (Abs. 1 und 2 jeweils Bst. a) und vollständig steuerbaren (Abs. 1 und 2 jeweils Bst. b) Anlagen wird der massgebende Schwellenwert linear interpoliert (Abs. 3). Für neue sowie erweiterte oder erneuerte Pumpspeicherkraftwerke, die ohnehin bedarfsgerecht produzieren können, bestimmt sich das nationale Interesse ausschliesslich anhand der Leistungsgrösse; ab einer installierten Leistung von 100 MW liegt ein Pumpspeicherkraftwerk im nationalen Interesse. Art. 9 Windkraftanlagen von nationalem Interesse Gemäss Artikel 12 EnG sind bei der Festlegung des nationalen Interesses die Grösse und Bedeutung von Anlagen massgebend. Als Kriterium für die Grösse wird die jährliche Energieproduktion verwendet. Die Bedeutung von Windenergieanlagen für den Strommarkt ergibt sich aus deren Eigenschaft, sie wenn nötig rasch vom Netz nehmen zu können und vor allem aus der Tatsache, dass in der Schweiz zwei Drittel der Windstromproduktion während der Wintermonate anfallen. Keine andere erneuerbare Energie hat ihren Produktionsschwerpunkt im Winterhalbjahr. Windenergie ist darum ein wesentlicher Baustein der erneuerbaren Stromversorgung. Heute auf dem Markt befindlichen einzelnen Windkraftturbinen bzw. -anlagen kann aufgrund ihrer beschränkten Energieproduktion, das nationale Interesse in der Regel nicht zugesprochen werden. In den meisten Fällen werden an günstigen Standorten aber mehrere Windkraftanlagen im Verbund einem Windpark geplant und gebaut, weshalb für die Bestimmung des nationalen Interesses mehrere Windturbinen zusammen in Betracht gezogen werden können. Eine solche Gesamtbetrachtung ist nach Absatz 1 dann zulässig, wenn die Windkraftanlagen innerhalb eines im kantonalen Richtplan festgelegten Windenergiegebietes erstellt werden oder wenn für sie ein gemeinsamer Umweltverträglichkeitsbericht erstellt wird. Damit in einem Windpark ein optimaler Energienutzungsgrad erzielt werden kann, müssen die Anlagen in der Hauptwindrichtung in einem Abstand von rund zehn Rotordurchmessern platziert werden. Anlagen in der Schweiz besitzen Rotoren mit einem Durchmesser von 90m und mehr. Daraus ergeben sich in einem Windpark Abstände zwischen den Anlagen in Hauptwindrichtung von rund 1000m. Die 16 Windenergieanlagen des Windparks Mt. Crosin sind beispielsweise auf einer Länge von knapp zehn Kilometern verteilt. Der vom Gesetzgeber angestrebte Zubau im Bereich der Windenergienutzung beträgt GWh pro Jahr im Jahr Für Windkraftanlagen oder Windkraftparks ist daher für das Erreichen des nationalen Interesses eine Schwelle von 20 GWh pro Jahr angemessen, was einen wesentlichen Beitrag von gut 15% an das jährliche Zubauziel von 130 GWh pro Jahr bedeutet (Art. 9 Abs. 2)

71 Totalrevision der Energieverordnung 4. Kapitel: Einspeisung netzgebundener Energie und Eigenverbrauch 1. Abschnitt: Pflicht zur Abnahme- und zur Vergütung von Energie nach Artikel 15 EnG Allgemein ist festzuhalten, dass die Abnahme und Vergütung von Energie auf einem privatrechtlichen Vertrag zwischen dem Netzbetreiber und dem Produzenten beruht und das EnG (und darauf basierend die EnV) im Sinne einer Minimalregelung nur dann zur Anwendung kommt, wenn sich die Parteien nicht anderweitig einigen können. Art. 10 und 11 Anschlussbedingungen und abzunehmende und zu vergütende Energie Der bisherige Artikel 2 EnV wird neu in zwei Artikel aufgeteilt. Artikel 10 und 11 regeln die Anschlussbedingungen für die in Artikel 15 EnG vorgesehenen Energien sowie die Abnahme und Messung der zu vergütenden Energie. Inhaltlich bleiben die Bestimmungen weitgehend gleich wie im bisherigen Recht. Neu werden die Mindestbestandteile des Netzanschlussvertrags festgelegt. Redundante Bestimmungen zur Einhaltung der Messmittelverordnung und zur Berechnung von Messwerten werden gestrichen, die Kostentragung für die Messsysteme ist neu in Art. 13a StromVV geregelt. Zudem wird festgelegt, dass es keine Rolle spielt, ob die zu vergütende Energie der Eigenerzeugungsanlage vor der Einspeisung zuerst lokal zwischengespeichert wird oder nicht. Energie, welche zuvor aus dem Verteilnetz des Netzbetreibers bezogen wurde und in das Verteilnetz zurückgespeist wird, muss hingegen nicht vergütet werden. Wird ein Teil der Elektrizität als Regelenergie an Swissgrid verkauft, gilt die Vergütungspflicht nur für die restliche Energie (siehe dazu auch Art. 26 StromVV). Art. 12 Vergütung Die im EnG für die Vergütung für Elektrizität aus erneuerbaren Energien vorgesehenen vermiedenen Kosten des Netzbetreibers für die Beschaffung gleichwertiger Energie entsprechen den Bezugskosten für die Beschaffung der Elektrizität bei Dritten und/oder den Gestehungskosten, wenn er die Elektrizität (auch) selber produziert. Die Gleichwertigkeit bestimmt sich allein mit Bezug auf die technischen Eigenschaften der Elektrizität als solche: Die Energiemenge, das Leistungsprofil und die Steuer- und Prognostizierbarkeit der Produktion sind damit die relevanten Faktoren. Die Herkunft der Elektrizität (erneuerbar / nicht-erneuerbar) spielt hingegen keine Rolle (Abs. 1). Ob die Höhe der Vergütung diese Kriterien grundsätzlich erfüllt, lässt sich anhand der Elektrizitätstarife, die ein Netzbetreiber seinen Kunden in Rechnung stellt, summarisch kontrollieren, da namentlich in der Grundversorgung die Tarife ebenfalls den Gestehungskosten entsprechen müssen (Art. 4 Abs. 1 StromVV). Dadurch kann beispielsweise die Vergütung für eine Photovoltaikanlage auf einem Einfamilienhaus anhand des Energietarifs, den der Endverbraucher in ebendiesem Einfamilienhaus bezahlt, grundsätzlich auf ihre Richtigkeit hin überprüft werden. Die Vergütung und der Energietarif müssen aber nicht exakt übereinstimmen, da der Energietarif auch Vertriebskosten, ökologische Mehrwerte und Deckungsdifferenzen beinhalten kann. Im Streitfall wird der Netzbetreiber seine Beschaffungskosten der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom) unterbreiten müssen. Aufgrund der neuen Vorgaben im EnG wird in Absatz 2 festgelegt, dass die Vergütung für die Elektrizität aus fossil und teilweise fossil befeuerten WKK-Anlagen dem stündlichen Preis am Spotmarkt im Day-ahead-Handel entspricht. Ob die Abrechnung stundenscharf erfolgt oder aufgrund eines mit der stündlichen Einspeisung gewichteten Durchschnittspreises, ist unerheblich, da beide Ansätze zum gleichen Ergebnis führen. 14

72 Totalrevision der Energieverordnung Art. 13 Anlagenleistung Soweit für die Abnahme- und Vergütungspflicht nach Artikel 15 EnG Anlagegrössen bzw. leistungen massgebend sind, werden diese bei der Photovoltaik anhand der normierten Gleichstrom-Spitzenleistung (Gleichstrom-Spitzenleistung), bei Wasserkraftwerken anhand der mittleren mechanischen Bruttoleistung gemäss Artikel 51 des Bundesgesetzes vom 22. Dezember 1916 über die Nutzbarmachung der Wasserkräfte (Wasserrechtsgesetz, WRG [SR ]) und bei den übrigen Technologien anhand der Anschlussleistung der jeweiligen Nennleistung des Generators bestimmt. 2. Abschnitt: Eigenverbrauch Art. 14 Ort der Produktion Nebst dem Grundstück, auf welcher die Produktionsanlage liegt, gelten auch umliegende Grundstücke als Ort der Produktion. Hierbei müssen diese Grundstücke aneinander angrenzen und mindestens eines dieser Grundstücke muss an das Grundstück mit der Produktionsanlage angrenzen. Ein Zusammenschluss kann sich so nicht über öffentlichen Grund (z.b. eine Strasse) oder über ein Privatgrundstück, dessen Grundeigentümer am Zusammenschluss nicht teilnehmen will, erstrecken. Der Vollständigkeit und Klarheit halber hält Absatz 3 fest, dass nur die Elektrizität als am Ort der Produktion verbraucht gilt, die zwischen der Produktionsanlage und dem Eigenverbraucher bzw. den Eigenverbrauchern nicht durch das Verteilnetz des Netzbetreibers fliesst (vgl. dazu auch den Bericht vom 8. Januar 2013 der Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrates zur parlamentarischen Initiative , BBl Ziff ). Eigenverbraucher auf umliegenden Grundstücken werden über einen einzigen Messpunkt gemessen (Art. 18 Abs. 1 EnG). Dies bedeutet in der Regel auch, dass sie hinter dem gleichen Netzanschlusspunkt angeschlossen sind. Bei der Bestimmung des Ortes der Produktion bzw. seines Umfangs (und somit der Frage, wer alles an einem Zusammenschluss teilnehmen darf) besteht ein Spannungsfeld zwischen Energie- und Stromversorgungsrecht, zwischen Eigenverbraucherinteressen und allfällig entgegenstehenden leitungsbaulichen Interessen. Die Leitungssituation (Notwendigkeit der Nutzung des Verteilnetzes) vor dem Zusammenschluss kann den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch im Einzelfall limitieren oder zunächst gar verunmöglichen. Unzulässig wäre es aber, wenn das Recht auf Eigenverbrauch und auf Zusammenschluss zum Eigenverbrauch durch einen entsprechenden Leitungsbau des Netzbetreibers in grundsätzlicher Weise untergraben würde. Grundsätzlich sind Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch durch den Verteilnetzbetreiber wie ein Endverbraucher zu behandeln (Artikel 18 Absatz 1 EnG). Für sie gilt somit die Anschlusspflicht nach Artikel 5 des Stromversorgungsgesetzes (StromVG; SR 734.7). Der Netzbetreiber darf deswegen den Wechsel der Anschlüsse nicht verweigern und muss die notwendigen Anpassungen des Anschlusses vornehmen. Die allfällig anfallenden Kosten beim Zusammenschluss werden neu durch Artikel 3 Absatz 2 bis StromVV geregelt. Art. 15 Voraussetzung für den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch Absatz 1 schliesst den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch dann aus, wenn der Verbrauch im Verhältnis zur Eigenstromproduktion klein ist und sich daher der administrative und technische Aufwand für den Zusammenschluss nicht lohnt. Massgebend ist diesbezüglich im Zeitpunkt des Zusammenschlusses die Leistung der Produktionsanlage oder der Produktionsanlagen in Bezug auf die Anschlussleistung der betroffenen Endverbraucher: Dieses Verhältnis muss mindestens 10 % betragen

73 Totalrevision der Energieverordnung Art. 16 Teilnahme von Mieterinnen und Mietern und Pächterinnen und Pächtern am Zusammenschluss Nach Absatz 1 stellt ein Grundeigentümer den Mieterinnen und Mietern und Pächterinnen und Pächtern ihre Stromkosten verbrauchsabhängig in Rechnung. Hierbei darf er ihnen die im Rahmen der Eigenproduktion anfallenden Kosten sowie die Kosten für die extern aus dem Verteilnetz bezogene Elektrizität in Rechnung zu stellen. Die Kosten für die extern bezogene Energie umfassen die gesamten Kosten (Energieteil, Netznutzungsentgelte und Abgaben und Leistung an Gemeinwesen), es darf auf ihnen aber kein Aufschlag erhoben werden. Die Kosten der Eigenproduktion innerhalb des Zusammenschlusses ergeben sich aus den Kosten der Investition und des angemessenen Zinssatzes, den Abwicklungskosten (Verwaltung, Messung und Datenbereitstellung) abzüglich der durch die Einspeisung erzielten Erlöse. Das Kriterium der Verbrauchsabhängigkeit soll Transparenz bewirken und Anreize zu einer effizienten Energienutzung setzen, indem jeder Mieterin bzw. jedem Mieter nur im Umfang der von ihr oder ihm bezogenen Elektrizität und nicht irgendwie pauschalisierte Kosten auferlegt werden können; auch eine Einpreisung von Kosten in die Miete ist dadurch nicht zulässig. Die im Rahmen des Zusammenschlusses durch die Mieter zu entrichtenden Elektrizitätskosten sind nebenkostenfähig im Sinne von Artikel 257a Absatz 1 des Obligationenrechts (OR; SR 220) und können entsprechend in Rechnung gestellt werden (vgl. auch Artikel 6b der Verordnung über die Miete und Pacht von Wohn- und Geschäftsräumen [VMWG; SR ]). Können deshalb, weil für den Zusammenschluss auch andere Organisationsformen denkbar sind, z.b. in Form einer Genossenschaft, und daher auch andere Abrechnungsmöglichkeiten möglich sein sollen. Absatz 2 hält fest, dass die anrechenbaren Kapitalkosten der Anlage einen angemessenen Satz für die Verzinsung und Amortisation nicht überschreiten dürfen. In der Praxis wird man sich hier wohl an die paritätischen Lebensdauertabelle, die vom Schweizerischen Hauseigentümerverband und vom Schweizerischen Mieterverband ausgearbeitet wurden, anlehnen, da sie für verschiede Einrichtungen und Geräte in Mietobjekten die Lebensdauer bestimmt. Für den angemessenen Zinssatz sei zudem auf die VMWG und die dortigen Bestimmungen zu wertsteigernden Investitionen hingewiesen (Art. 14 VMWG). Da die Kosten der intern produzierten und verbrauchten Elektrizität zu einem Teil abhängig sind von dem Tarif, den der Grundversorger im Rahmen seiner Abnahme- und Vergütungspflicht anbietet, dieser in Zukunft durchaus variieren und unter Umständen unter die Gestehungskosten sinken könnte, müssen Mieterinnen und Mieter vor allzu grossen Preissteigerungen geschützt werden. Sie dürfen nicht das gesamte Risiko der Grundeigentümerin bzw. des Grundeigentümers tragen bzw. müssen nicht ungerechtfertigte Preissteigerungen in Kauf nehmen. Absatz 3 hält daher für die Kosten der intern produzierten und verbrauchten Elektrizität fest, dass für diese pro Kilowattstunde nicht mehr in Rechnung gestellt werden darf, als was das extern bezogene Stromprodukt pro kwh kostet. Für den Fall, dass die Netznutzungsentgelte über einen Leistungstarif vom Netzbetreiber erhoben werden, sind diese Kosten so umzurechnen, dass sie pro kwh ausgewiesen werden können. Während für den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch nach aussen das StromVG gilt (Art. 18 Abs. 1 EnG), richtet sich das interne Verhältnis nach dem Privatrecht. Streitigkeiten aus dem Rechtsverhältnis zwischen Grundeigentümerinnen bzw. Grundeigentümern und Mieterinnen und Mietern bzw. Pächterinnen und Pächtern sind durch Zivilgerichte zu beurteilen (Art. 62 Abs. 4 Bst. b EnG). Grundeigentümerinnen bzw. Grundeigentümer, die unter sich eine andere Regelung getroffen haben und nachgängig Mieterinnen und Mieter oder Pächterinnen und Pächter aufnehmen, müssen dann bei diesen für die Einhaltung der Regelungen der Absätze bis 3 sorgen. Absatz 4 schreibt vor, dass mindestens die Vertretung des Zusammenschlusses gegen aussen (Bst. a), die internen Abläufe und Modalitäten (Bst. b) und das Stromprodukt, das aus dem Netz bezogen wird (Bst. c), im Zeitpunkt des Zusammenschlusses schriftlich festzuhalten sind. Hier bietet sich an, dies im Rahmen des Mietvertrags festzuhalten. Die internen Abläufe (Messung, Datenbereitstel- 16

74 Totalrevision der Energieverordnung lung, Abrechnung, etc.) können Grundeigentümerinnen bzw. Grundeigentümer ohne weiteres fremdvergeben, z. B. an einen Dienstleister. Die Grundeigentümerin bzw. der Grundeigentümer bleibt jedoch für die bestimmungsgemässe Umsetzung der Vorgaben verantwortlich. Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer müssen die betroffenen Mieterinnen und Mieter bzw. Pächterinnen und Pächter verständlich und in angemessener Frist über die Folgen des Zusammenschlusses informieren. Absatz 5: Mieterinnen und Mieter bzw. Pächterinnen und Pächter können sich dem Zusammenschluss zum Eigenverbrauch nur dann vorbehaltslos verweigern, wenn sie im Zeitpunkt des Zusammenschlusses bereits Mieter oder Pächter in der betreffenden Liegenschaft sind (Art. 17 Abs. 3 erster Satz EnG). Erstmieter einer Liegenschaft haben somit kein Wahlrecht und auch Nachmieter müssen an einem im Zeitpunkt des Einzugs bestehenden Zusammenschluss teilnehmen. Als Ausgleich dazu ist ein nachträglicher Austritt bzw. ein Wechsel in die Grundversorgung für Mieterinnen und Mieter bzw. Pächterinnen und Pächter dann möglich, wenn die Grundeigentümerin bzw. der Grundeigentümer ihren bzw. seinen Pflichten bei der Versorgung mit Elektrizität nicht nachkommt (Art. 17 Abs. 3 zweiter Satz EnG) oder insbesondere die Vorgaben der Absätze 1 bis 3 nicht einhält (Art. 18 Abs. 2 Bst. a EnG). Allein der Umstand, dass der Elektrizitätspreis innerhalb des Zusammenschlusses höher ist als ein allfälliger Bezug beim Netzbetreiber (je nach Gestehungskosten innerhalb des Zusammenschlusses), stellt keinen Fall einer nicht angemessenen Versorgung dar; eine solche liegt beispielsweise dann vor, wenn übermässig viele Stromunterbrüche erfolgen, Stromunterbrüche von übermässig langer Dauer und zudem nicht fremdverschuldet sind. Weiter ist ein Austritt aus dem Zusammenschluss gemäss Artikel 17 Absatz 3 letzter Satz EnG dann möglich, wenn ein Endverbraucher die Schwelle von 100 MWh Verbrauch erreicht und damit netzzugangsberechtigt wird. Im Streitfall haben gemäss Artikel 62 Absatz 4 EnG die Zivilgerichte zu beurteilen, ob die Voraussetzungen für das nachträgliche Austreten aus dem Zusammenschluss vorliegen oder nicht. Nach Absatz 7 müssen Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer trotz ihrer Rolle als Versorger abweichend von den Vorschriften der Stromversorgungsgesetzgebung weder die internen Stromtarife veröffentlichen noch eine Kostenträgerrechnung führen. Art. 17 Einsatz von Stromspeichern im Eigenverbrauch Stromspeicher können gemäss Absatz 1 dann eingesetzt bzw. ans Netz angeschlossen werden, wenn sie keine störenden technischen Einwirkungen auf den Netzanschlusspunkt verursachen. Kosten zur Behebung allfälliger störender technischer Einwirkungen auf den Netzanschluss- bzw. Verknüpfungspunkt gehen zu Lasten der Endverbraucher bzw. Produzenten, die den Stromspeicher einsetzen. Zudem dürfen keine höheren technischen Anforderungen an den Anschluss von Speichern im Eigenverbrauch gestellt werden als an den Anschluss von Endverbrauchern oder Erzeugern: Wenn beispielsweise Endverbraucher oder Erzeuger immer dann einphasig angeschlossen werden, wenn ihre maximal mögliche Bezugs- bzw. Einspeiseleistung unter einer bestimmten Leistungsgrenze liegt, so ist es nicht zulässig, anderes für Speicher zu fordern (Abs. 2). Stromspeicher, die entweder nur Strom aus dem Verteilnetz beziehen oder nur Strom an dieses abgeben können, müssen zudem über kein separates Messgerät verfügen (Abs. 3). Gebäude sind grundsätzlich dreiphasig am Verteilnetz angeschlossen. Dies bedeutet, dass am Messpunkt drei Phasen zusammenlaufen. Ein Speicher kann nur dann sinnvoll eingesetzt werden, wenn er immer weiss, wie die Elektrizitätsflüsse auf den anderen beiden Phasen bzw. wie der Elektrizitätsfluss zwischen dem Ort der Produktion und dem Verteilnetz aussieht. Beispiel: Ist der gesamte Verbrauch am Ort der Produktion tiefer als die Eigenproduktion, soll der Speicher ein Signal erhalten, dass Elektrizität aus der Produktionsanlage gespeichert werden kann; ist der Verbrauch hingegen höher als die Produktion, soll er ein Signal erhalten, Elektrizität abzugeben. Damit der Speicher entsprechend eingesetzt werden kann, muss der Messpunkt somit nach Absatz 4 phasensaldierend betrieben werden. Diese Pflicht obliegt grundsätzlich dem Netzbetreiber als dem für das Messwesen und die Informationsprozesse Verantwortlichen (Art. 8 StromVV). 17

75 Totalrevision der Energieverordnung Art. 18 Verhältnis zum Netzbetreiber Nach Absatz 1 haben die Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer dem Netzbetreiber je drei Monate im Voraus mitzuteilen, wenn sie einen Zusammenschluss mit Mieterinnen und Mietern oder Pächterinnen und Pächtern gründen oder auflösen wollen und ob und wenn ja wie sie einen Speicher einsetzen. Letzteres umfasst insbesondere die Information, über eine Umstellung der Betriebsart, z.b. von einem unidirektionalen Speicherbetrieb gemäss Artikel 17 Absatz 3 hin zu einem Speicherbetrieb, der es erlaubt, den Speicher über das Verteilnetz zu laden und zu entladen. Bei der Meldung müssen sie dem Netzbetreiber zudem die teilnehmenden Mieterinnen und Mietern oder Pächterinnen und Pächtern sowie den Vertreter des Zusammenschlusses mitteilen. Tritt jemand nach Artikel 16 Absatz 4 aus dem Zusammenschluss aus, haben die Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer dies dem Netzbetreiber unverzüglich mitzuteilen. Der Netzbetreiber muss die betreffende Endverbraucherin oder den betreffenden Endverbraucher dann innert drei Monaten in die Grundversorgung aufnehmen (Abs. 2). Die Netzbetreiber müssen zudem gemäss Absatz 3 dann die Versorgung der am Zusammenschluss Teilnehmenden übernehmen, wenn die Versorgung mit Elektrizität innerhalb des Zusammenschlusses nicht mehr funktioniert. Da dafür grundsätzlich die Grundeigentümerin bzw. der Grundeigentümer verantwortlich ist bzw. wäre (Art. 17 Abs. 2 EnG), hat sie bzw. er die entsprechenden Kosten des Netzbetreibers zu tragen (Abs. 4). Der guten Ordnung halber sei noch ausgeführt, dass die Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer Träger der Rechte und Pflichten gemäss der Niederspannungs-Installationsverordnung vom 7. November 2001 (NIV; SR ) bleiben und beispielswiese die entsprechenden Sicherheitsnachweise einzureichen haben. 5. Kapitel: Wettbewerbliche Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen, Geothermie- Erkundungsbeiträge und Geothermie-Garantien sowie Entschädigung für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftwerken 1. Abschnitt: Wettbewerbliche Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen Art. 19 Ausschreibungen und Teilnahmebedingungen Absatz 1 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 4 Absatz 1 bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell weitgehend unverändert. Da nach Artikel 32 EnG bis zu einem gewissen Grad neu auch Effizienzmassnahmen in der bisher ausgeschlossenen Elektrizitätsproduktion und -verteilung (inkl. Förderung der Produktion von Strom aus nicht anders verwertbarer Abwärme) unterstützt werden können, wird jedoch das Wort verbrauchsseitig gestrichen. Zudem soll klargestellt werden, dass im Rahmen der wettbewerblichen Ausschreibungen Effizienzmassnahmen im Bereich Elektrizität unterstützt werden. Absatz 2 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 4 bis Absatz 1 bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. In Absatz 3 wird zur Klarstellung festgehalten, dass kein Anspruch auf Verlängerung eines Projekts oder eines Programms besteht. Sodann sieht Absatz 4 explizit vor, dass ein Projekt oder Programm nur einmal pro Ausschreibungsjahr an den wettbewerblichen Ausschreibungen teilnehmen kann. Art. 20 Berücksichtigung und Auswahl Absatz 1 sieht vor, dass für Förderbeiträge nur Projekte und Programme berücksichtigt werden, die (a) die Bedingungen für die Teilnahme am Ausschreibungsverfahren erfüllen und (b) ohne Förderbeitrag nicht realisiert würden. In Buchstabe b wird das bisher in Artikel 4 Absatz 4 enthaltene Prinzip der «Additionalität» verankert: Was ohnehin realisiert wird oder würde, soll nicht auch noch mit einem Förderbeitrag unterstützt werden. 18

76 Totalrevision der Energieverordnung Um den Wettbewerbscharakter der wettbewerblichen Ausschreibungen sicherzustellen, wird in Absatz 2 festgelegt, dass die Projekte und Programme mit dem besten Verhältnis zwischen beantragtem Förderbeitrag und der diesem Beitrag anrechenbaren Stromeinsparung (Kostenwirksamkeit in Rp./kWh) einen Förderbeitrag erhalten. Art. 21 Auszahlung und Rückforderung Absatz 1 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 4 ter bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell weitgehend unverändert. Die wichtigste Anpassung stellt die Präzisierung dar, wonach der Förderbeitrag nicht oder nur anteilig ausbezahlt wird, wenn die Effizienzmassnahmen zum festgelegten Zeitpunkt nicht oder nur teilweise umgesetzt sind. Absatz 2 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 4 ter Absatz 2 bis auf eine kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Absatz 3 hält neu explizit fest, wie das BFE nachträglich Kürzungen vornimmt, und zwar indem es den Förderbeitrag ganz oder im Verhältnis der angestrebten zu den tatsächlich erzielten Stromeinsparungen zurückfordern kann, sollten die Massnahmen nach erfolgter Zahlung nicht vollständig umgesetzt oder sich die Umsetzung als mangelhaft herausstellen. Absatz 4 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 4 ter Absatz 3 bis auf eine kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Art. 22 Publikation Absatz 1 sieht vor, dass das BFE Angaben zu den wettbewerblichen Ausschreibungen über (a) der Anzahl der geförderten Programme und Projekte, (b) die bei Programmen und Projekten erwartete und realisierte Stromeinsparung und (c) die pro eingesparte Kilowattstunde eingesetzten Fördermittel (Kostenwirksamkeit) jährlich publiziert. Neu wird sodann in Absatz 2 festgehalten, dass das BFE die von Projekt- und Programmträgern eingereichten Eingaben sowie die verfassten Zwischen- und Schlussberichte unter Wahrung des Geschäfts- und Fabrikationsgeheimnisses publizieren kann. 2. Abschnitt: Geothermie-Erkundungsbeiträge und Geothermie-Garantien Art. 23 Anspruchsvoraussetzungen und Gesuch Nebst den Geothermie-Garantien sind neu auch Geothermie-Erkundungsbeiträge vorgesehen. Letztere sollen die Einstiegshürde von Geothermie-Projekten (unsichere Fündigkeitsaussichten und hohe Kosten) senken. Die Voraussetzungen, welche die Projekte erfüllen müssen, damit Geothermie-Erkundungsbeiträgen bzw. Geothermie-Garantien geleistet werden können, werden in den Anhängen 1 bzw. 2 geregelt. Gemäss Absatz 3 muss ein Gesuch den Anforderungen nach Anhang 1 Ziffer 3.1 o- der 4.2 (Geothermie-Erkundungsbeiträge) beziehungsweise Anhang 2 Ziffer 3.1 (Geothermie-Garantie) entsprechen. Weiter muss es den Nachweis enthalten, dass die Gesuche der für das Projekt notwendigen Bewilligungen und Konzessionen bei den zuständigen Behörden vollständig eingereicht wurden. Dadurch soll sichergestellt werden, dass die Gesuchsprüfung durch das BFE und die weiteren für das Projekt durchzuführenden Bewilligungs- und Konzessionsverfahren zeitgleich stattfinden können. Schliesslich muss zum Zeitpunkt der Einreichung des Gesuchs für einen Geothermie-Erkundungsbeitrag oder für eine Geothermie-Garantie die Finanzierung des Projekts gesichert sein. Die Finanzierung gilt dann als gesichert, wenn vorbehältlich des ersuchten Beitrags bzw. der ersuchten Garantie die für die Durchführung des Projekts notwendigen Finanzmittel vorliegen oder verbindlich oder allenfalls vorbehältlich der Zusage der Garantie oder des Beitrags sichergestellt sind. Dadurch wird sichergestellt, dass die öffentlichen Mittel erst dann gebunden werden, wenn eine hohe Wahrscheinlichkeit der Ausführung des Projekts besteht. 19

77 Totalrevision der Energieverordnung Art. 24 Prüfung des Gesuchs und Entscheid Das für die Beurteilung von Geothermie-Projekten notwendige Wissen ist sehr spezifisch und es gibt zudem nur sehr wenig Erfahrung in diesem Bereich. Aus diesem Grund zieht das BFE nach Absatz 1 ein Expertengremium aus unabhängigen Fachleuten bei, welches das Gesuch bzw. das Projekt prüft und dem BFE eine Empfehlung abgibt. Zudem kann der Standortkanton eine Vertreterin oder einen Vertreter in das Expertengremium entsenden, um ein koordiniertes Vorgehen zwischen den parallel laufenden kantonalen Verfahren betreffend die notwendigen Bewilligungen und Konzessionen und dem Prüfverfahren zur Leistung eines Geothermie-Erkundungsbeitrags bzw. einer Geothermie-Garantie auf Bundesebene, zu gewährleisten. Geht es um die materielle Prüfung des Projekts, so hat die Kantonsvertreterin oder der Kantonsvertreter aufgrund der vorhandenen Interessenkonflikte (Kanton als Konzessionsgeber, Bewilligungsbehörde und Aufsichtsbehörde sowie gelegentlich auch direkter oder indirekter Projektpartner) gemäss Absatz 2 keine Stimme. Dies gilt insbesondere für die Erarbeitung der Empfehlung zuhanden des BFE. Das Verfahren wird in den Anhängen 1 und 2 eingehend geregelt. Gemäss Absatz 4 sind die jeweils zu erbringenden Leistungen und Gegenleistungen im Rahmen der Gewährung eines Geothermie-Erkundungsbeitrags oder einer Geothermie-Garantie auf Grund der Komplexität, der fallspezifischen Inhalte und der mehrjährigen Bindung zwischen Gesuchstellerin bzw. Gesuchsteller und Bund vertraglich zu regeln. Art. 25 Reihenfolge der Berücksichtigung Werden mehr Förderanträge gestellt als Mittel zur Verfügung stehen und liegen keine Umstände oder Hinweise vor, dass ein Projekt die Voraussetzung offensichtlich nicht erfüllt, wird es in die Warteliste aufgenommen (Abs. 1) Stehen wieder Mittel zur Verfügung, werden die Gesuche vorab bearbeitet, die am weitesten fortgeschritten sind. So wird ein Anreiz geschaffen, Projekte auch dann voranzutreiben, wenn gerade keine Gelder zur Verfügung stehen. Sind zwei Projekte gleichauf, wird zuerst jenes berücksichtigt, welches das Gesuch auf eine Garantie oder einen Beitrag früher eingereicht hat (Abs. 2). Art. 26 Auszahlung der Geothermie-Garantie Die Geothermie-Garantie wird naturgemäss nur dann ausbezahlt, wenn das Projekt in einem Teiloder Misserfolg endet. Von einem Misserfolg ist u.a. dann auszugehen, wenn weder Temperatur noch Fliessrate für eine Strombereitstellung genügen. Ein Teilerfolg liegt beispielsweise dann vor, wenn sich ein Reservoir zwar durch eine genügend hohe Temperatur auszeichnet, aber nicht über die notwendige Fliessrate verfügt oder umgekehrt. In diesem Fall wird die Geothermie-Garantie anteilsmässig ausbezahlt. Ebenfalls zu einer anteilsmässigen Auszahlung kann es dann kommen, wenn in einem Misserfolgsfall mit einer anderweitigen Nutzung des Vorhabens ein Gewinn erzielt wird, was beispielsweise dann der Fall ist, wenn Wärme abgesetzt bzw. genutzt werden kann. Das Expertengremium gibt bereits bei der Empfehlung zum Gesuch eine Einschätzung ab, anhand welcher Kriterien bei einem bestimmten Projekt voraussichtlich von einem Erfolg, Teilerfolg oder Misserfolg auszugehen ist (Anhang 2 Ziffer Buchstabe a). Weiter gibt es dem BFE nach dem Abschluss der Arbeiten eine Empfehlung bezüglich einer allfälligen Auszahlung der Geothermie-Garantie ab (Anhang 2 Ziffer 3.4.5). Art. 27 Rückforderung Für die allfällige Rückforderung von Garantien und Beiträgen gilt grundsätzlich das Subventionsgesetz vom 5. Oktober 1990 (SuG, SR 616.1). Erkundungsbeiträge sollen zusätzlich auch dann zurückgefordert werden können, wenn das Projekt erfolgreich war und damit Gewinne erwirtschaftet werden, die die Subventionierung im Nachhinein als unnötig erscheinen lassen (Abs. 2). 20

78 Totalrevision der Energieverordnung Endet ein Projekt in einem Misserfolg, kann es trotzdem sinnvoll bzw. wünschenswert sein, wenn die Bohrungen und die Anlage anderweitig genutzt werden. Da eine anderweitige Nutzung gemäss Artikel 29 SuG die Rückerstattungspflicht auslösen würde, wird eine solche in Absatz 3 daher auf den Fall, in dem mit der anderweitigen Nutzung ein Gewinn erzielt wird, eingeschränkt: Nur in diesem Fall kann das BFE die anteilsmässige oder vollständige Rückzahlung verfügen. So können gemachte Bohrungen auch ohne wirtschaftlichen Zweck beispielswiese im Rahmen von Forschungsprojekten genutzt werden, ohne dass die Garantie rückerstattet werden muss. Damit eine allfällige Rückforderung geprüft werden kann, ist das BFE über geplante Umnutzungen oder Veräusserungen vorab zu informieren (Abs. 4). 3. Abschnitt: Entschädigung für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftanlagen Art. 28 bis 34 Die Bestimmungen zur Entschädigung für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftwerken wurden mit Blick auf den Übergang der Zuständigkeit von der nationalen Netzgesellschaft auf das BAFU und dem Umstand, dass der Netzzuschlagfonds neu beim Bund angesiedelt ist, soweit nötig angepasst. Andere Änderungen im Vergleich zum bisherigen Recht namentlich materieller Natur wurden nicht vorgenommen. 6. Kapitel: Netzzuschlag 1. Abschnitt: Erhebung und Verwendung Art. 35 Erhebung Nach der gesetzlichen Übergangsbestimmung von Artikel 72 Absatz 6 beträgt der Netzzuschlag ab dem ersten Jahr nach Inkrafttreten des neuen EnG 2,3 Rappen/kWh; tritt das Gesetz nach dem 1. Juli eines Jahres in Kraft, gilt diese gesetzliche Anordnung nicht im Folgejahr, sondern erst ein Jahr später. Weiter legt die Übergangsbestimmung fest, dass der Netzzuschlag solange auf dieser Höhe bleibt, bis der Mittelbedarf infolge des Auslaufens der Förderinstrumente nach Artikel 38 abnimmt; danach legt der Bundesrat die Netzzuschlagshöhe wieder bedarfsgerecht fest. Absatz 1 kommt somit nur dann zum Tragen, wenn Artikel 72 Absatz 6 aufgrund seines zeitlichen Anwendungsbereichs nicht bzw. nicht mehr gilt. Die Verordnungsbestimmung kommt also zunächst nur während des Jahres des Inkrafttretens selbst zum Tragen. Zweitens kommt sie dann wieder zum Tragen, wenn der Mittelbedarf infolge des Auslaufens der Förderinstrumente nach Artikel 38 EnG abnimmt. Ab diesem Zeitpunkt legt der Bundesrat den Netzzuschlag wieder bedarfsgerecht fest, wobei ihm das UVEK gemäss Absatz 3 Antrag zu stellen hat. Aufgrund des unbestrittenen Mittelbedarfs wird der Zuschlag in Absatz 1 auf 2,3 Rappen/kWh festgelegt. Wie bereits nach der bisher geltenden EnV ist der Netzzuschlag vierteljährlich zu erheben (Abs. 2). Art. 36 Verwendung Absatz 1 beantwortet die Frage, nach welchem Verteilschlüssel die aus der Erhebung des Netzzuschlags generierten Mittel für die verschiedenen im EnG vorgesehenen Förderinstrumente einzusetzen sind. Um die notwendige Flexibilität zu gewährleisten, wird die Zuteilung nicht in der Verordnung fix festgeschrieben, sondern im Vollzug anhand sachlicher Kriterien vorgenommen. Auf Basis der Gesamtliquidität des Netzzuschlagsfonds ist in erster Linie die Eignung der jeweiligen Instrumente zu berücksichtigen, einen Beitrag zur Verwirklichung des Gesetzeszwecks (Art. 1 EnG) und zur Erreichung der Richtwerte gemäss den Artikeln 2 und 3 EnG (Ausbau der Elektrizität aus erneuerbaren Energien und Senkung des Energieverbrauchs) zu leisten. Mit anderen Worten kommt es auf den Wirkungsgrad der Instrumente an. Dieser ist indes nicht abstrakt, sondern unter Berücksichtigung der konkret eingehenden oder für die Zukunft erwarteten Gesuche ( Mittelbedarf ) zu berücksichtigen. Diese Flexibilität 21

79 Totalrevision der Energieverordnung soll gewissermassen zu einem Wettbewerb unter den Systemen führen und mithin dafür sorgen, dass die Mittel des Netzzuschlagsfonds möglichst effektiv eingesetzt werden. Zudem hat jede Verwendungsart auch die, bei welchen gemäss Absatz 2 die gesetzlichen Höchstanteile ausgeschöpft werden für ihre eigenen, konkret anfallenden Vollzugskosten aufzukommen und muss die Kosten für die Rückerstattung des Netzzuschlags nach Artikel 39 des Gesetzes entsprechend ihrem Anteil an den Mitteln tragen. Absatz 2 widmet sich der Ausschöpfung der gesetzlichen Höchstanteile, die das EnG bei bestimmten Verwendungsarten für die Verwendung der Netzzuschlagsmittel vorsieht. Solche Höchstanteile sind für die wettbewerblichen Ausschreibungen, die Geothermie-Erkundungsbeiträge und Geothermie-Garantien, für die Entschädigung für ökologische Gewässersanierungen nach der Gewässerschutz- und Fischereigesetzgebung, für die Investitionsbeiträge für neue und erneuerte Grosswasserkraftanlagen (jeweils 0,1 Rp./kWh) sowie für die Marktprämie für Elektrizität aus Grosswasserkraftanlagen (0,2 Rp./kWh) vorgesehen. Bei den Entschädigungen für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftanlagen, den Investitionsbeiträgen für Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW und der Marktprämie gilt es, diese Höchstanteile unter Vorbehalt genügend eingegangener oder erwarteter Gesuche auszuschöpfen. Diese Instrumente werden bei der Mittelverwendung mithin bevorzugt behandelt. 2. Abschnitt: Rückerstattung Art. 37 Anspruchsberechtigung Artikel 37 Absatz 1 der Verordnung bestimmt, dass anhand des Ertrages des betreffenden Endverbrauchers zu ermitteln ist, ob dieser überwiegend eine ihm gesetzlich oder vertraglich übertragene öffentlich-rechtliche Aufgaben wahrnimmt. Ist dies der Fall, so hat der Endverbraucher keinen Anspruch auf Rückerstattung (Artikel 39 Absatz 3 erster Satz EnG). Als Ausnahme dazu erhalten Endverbraucher des öffentlichen oder privaten Rechts, die überwiegend eine ihnen gesetzlich oder vertraglich übertragene öffentlich-rechtliche Aufgabe wahrnehmen, unabhängig von ihrer Stromintensität den Netzzuschlag rückerstattet, den sie für den Betrieb von Grossforschungsanlagen in Forschungseinrichtungen mit nationaler Bedeutung bezahlt haben (Artikel 39 Absatz 3 zweiter Satz EnG). In Absatz 2 delegiert der Bundesrat seine Kompetenz, die Grossforschungsanlagen zu bezeichnen, für welche die Rückerstattung des Zuschlags beantragt werden kann, an das UVEK weiter. Das UVEK bezeichnet die entsprechenden Grossforschungsanlagen in Anhang 4. Art. 38 Massgeblicher Zeitraum Artikel 38 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 3l inhaltlich unverändert. Art. 39 Zielvereinbarung Artikel 39 Absatz 1 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 3m Absatz 1 bis auf kleine redaktionelle Anpassungen unverändert. In Absatz 2 wird einzig der Satz "Die Zielvereinbarung wird mit dem Bund abgeschlossen." gestrichen, da dies bereits von Artikel 40 Buchstabe a EnG vorgegeben wird. Das jährlich einzuhaltende Energieeffizienzziel der Zielvereinbarung folgt grundsätzlich einem linearen Pfad zwischen dem Ausgangswert zu Beginn und dem Zielwert am Ende der Laufzeit der Zielvereinbarung. Um Missverständnisse auszuräumen, wird dieser in der Praxis bereits umgesetzte Grundsatz neu explizit in Absatz 3 festgehalten. Davon kann nur in begründeten Fällen abgesehen werden. Absatz 4, welcher festlegt, wann die Zielvereinbarung eingehalten ist, entspricht dem bisherigen Artikel 3m Absatz 3 Buchstabe a. Mit Inkrafttreten des revidierten EnG entfällt die Pflicht zur Investition von mindestens 20 Prozent des Rückerstattungsbetrags in zusätzliche Massnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz. Der bishe- 22

80 Totalrevision der Energieverordnung rige Artikel 3m Absatz 3 Buchstabe b, welcher vorgab, dass die Endverbraucherin oder der Endverbraucher diese Investition tätigen muss, damit die Zielvereinbarung als eingehalten gilt, wird entsprechend gestrichen. Absatz 4 des bisherigen Artikels 3m wird aus demselben Grund gestrichen. Zudem wird der bisherige Artikel 3m Absatz 3 Buchstabe c gestrichen, da die Berichterstattung gemäss Artikel 40 Buchstabe b EnG neu nicht mehr als Teil der Zielvereinbarung, sondern neu als separate Voraussetzung für die Rückerstattung des Netzzuschlags definiert ist. Art. 40 Berichterstattung Artikel 40 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 3n bis auf kleine redaktionelle Anpassungen weitgehend unverändert. Die einzige materielle Änderung stellt die Streichung von Absatz 2 Buchstabe e dar, welcher sich auf die nicht mehr bestehende Pflicht zur Investition von mindestens 20 Prozent des Rückerstattungsbetrags bezieht. Art. 41 Anpassung der Zielvereinbarung Neu prüft das BFE die Anpassung der Zielvereinbarung bereits, wenn die Energieeffizienz des Endverbrauchers oder der Endverbraucherin um mindestens 10 Prozent unter oder über dem für das betreffende Jahr festgelegten Energieeffizienzziel liegt. Erfahrungsgemäss waren die 30 Prozent gemäss dem bisherigen Artikel 3o zu hoch angesetzt. Ansonsten übernimmt Artikel 41 den Inhalt des bisherigen Artikels 3o bis auf kleine redaktionelle Anpassungen unverändert. 3. Abschnitt: Verfahren zur Rückerstattung Art. 42 Gesuch Die Absätze 1 und 2 des Artikels 42 entsprechen weitgehend dem bisherigen Artikel 3o ter. Neu ist gemäss Absatz 2 Buchstabe b mit dem Gesuch der Bericht der Revisionsstelle zur ordentlichen oder eingeschränkten Revision einzureichen. Eine Bestätigung einer zugelassenen Revisionsexpertin oder eines zugelassenen Revisionsexperten, dass die Bruttowertschöpfung richtig ermittelt wurde, ist neu hingegen nur noch von Unternehmen einzureichen, die einen Abschluss nach einem anerkannten Standard zur Rechnungslegung erstellen müssen (vgl. Art. 43 Abs. 2). Der neue Absatz 3 enthält eine Ausnahmeregelung für Endverbraucherinnen und Endverbraucher nach Artikel 39 Absatz 3 zweiter Satz EnG, welche die Rückerstattung des Netzzuschlags, den sie für den Betrieb einer Grossforschungsanlage nach Anhang 4 bezahlt haben, beantragen. Diese Endverbraucherinnen und Endverbraucher haben in ihrem Gesuch um Rückerstattung den Nachweis der für den Betrieb der betreffenden Grossforschungsanlage bezogenen Strommenge und des dafür entrichteten Netzzuschlags zu erbringen. Der neue Absatz 4 stelle klar, dass das BFE zusätzlich zu den gemäss den zwei vorhergehenden Absätzen einzureichenden Nachweisen und Unterlagen weitere Nachweise und Unterlagen verlangen kann. Dies war bereits bisher aufgrund der nicht abschliessenden Aufzählung der mit dem Gesuch einzureichenden Nachweise und Unterlagen gemäss Artikel 3o ter Absatz 2 möglich. Art. 43 Bruttowertschöpfung Artikel 43 regelt im Gegensatz zum bisherigen Artikel 3o quater nur noch die Ermittlung der Bruttowertschöpfung. Die Ermittlung der Elektrizitätskosten wird neu im separaten Artikel 44 geregelt. Absatz 1 übernimmt weitgehend den Inhalt des bisherigen Artikels 3o quater Absatz 3. Er enthält den bereits geltenden Grundsatz, dass für die Ermittlung der Bruttowertschöpfung die ordentlich geprüfte Jahresrechnung des nach Artikel 957 Absatz 1 OR zur Buchführung und Rechnungslegung pflichtigen Endverbrauchers als Grundlage dient. Im Weiteren verweist Absatz 1 für die Berechnung der Bruttowertschöpfung auf Ziffer 1 des Anhangs 5, welche den Inhalt des bisherigen Artikels 3o quater Absatz 1 ersetzt und neu die exakte Berechnung der Bruttowertschöpfung bei ordentlicher Revision festlegt. 23

81 Totalrevision der Energieverordnung Absatz 2 entspricht dem bisherigen Artikel 3o quater Absatz 4 und regelt die Ermittlung der Bruttowertschöpfung bei Unternehmen, die zur Erstellung eines Abschlusses nach einem anerkannten Standard zur Rechnungslegung verpflichtet sind. Diese Unternehmen müssen zusätzlich durch eine zugelassene Revisionsexpertin oder einen zugelassenen Revisionsexperten bestätigen lassen, dass die Bruttowertschöpfung richtig berechnet wurde. Absatz 3 entspricht weitgehend dem bisherigen Artikel 3o quater Absatz 5 und regelt die Berechnung der Bruttowertschöpfung bei Unternehmen, die nicht der ordentlichen Revision nach Artikel 727 Absatz 1 OR unterliegen. Er verweist auf Ziffer 2 des Anhangs 5, welche neu die exakte Berechnung der Bruttowertschöpfung bei eingeschränkter Revision und Opting-Out festlegt. Art. 44 Elektrizitätskosten, Strommenge und Netzzuschlag Artikel 44 Absatz 1 legt neu explizit fest, was in der Vollzugspraxis bereits entsprechend umgesetzt wird, nämlich dass die Elektrizitätskosten, die bezogene Strommenge und der dafür entrichtete Netzzuschlag im betreffenden Geschäftsjahr auf der Grundlage von Rechnungsbelegen zu ermitteln sind. Absatz 2 übernimmt weitgehend den Inhalt des bisherigen Artikels 3o quater Absatz 2. Neu wird bei der Bestimmung der Elektrizitätskosten der Netzzuschlag eingeschlossen. Der bisherigen Regelung entsprechend, müssen die Elektrizitätskosten der Endverbraucherin oder dem Endverbraucher von einem Dritten in Rechnung gestellt werden. Bezüglich der Kosten für die Stromlieferung gilt dies uneingeschränkt. Produziert die Endverbraucherin oder der Endverbraucher selber Elektrizität, so sind die entsprechenden Produktionskosten nicht Teil der Elektrizitätskosten im Sinne dieser Bestimmung. Die Kosten für die Netznutzung sind in der Regel ebenfalls über Rechnungsbelege zu ermitteln. Absatz 3 regelt neu die Situation, in der eine Endverbraucherin oder ein Endverbraucher die eingekaufte Elektrizität, welche er selber verbraucht, über ein eigenes Arealnetz verteilt. In diesem Fall gelten die beim Arealnetzbetreiber im Zusammenhang mit der Arealnetznutzung anfallenden Kosten für Netzbetrieb und Netzunterhalt also jene Kosten, die der Endverbraucherin oder dem Endverbraucher ohne eigenes Arealnetz vom Netzbetreiber in Rechnung gestellt würden ebenfalls zu den Elektrizitätskosten. Damit soll sichergestellt werden, dass Arealnetzbetreiber gegenüber jenen Endverbrauchern ohne Arealnetz nicht benachteiligt werden. In jedem Fall von den Elektrizitätskosten ausgenommen sind Kosten, welche für Hausinstallationen sowie für anlagespezifische Installationen anfallen. Absatz 4 legt neu explizit fest, dass die Kosten für die bezogene Elektrizität, welche nicht verbraucht, sondern an andere Endverbraucherinnen oder Endverbraucher weiterverkauft wird, nicht als Elektrizitätskosten gelten. Dies entspricht der bereits geltenden Vollzugspraxis. Art. 45 Prüfung des Gesuchs Artikel 45 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 3o quinques bis auf kleine redaktionelle Anpassungen unverändert. Art. 46 Jährliche Auszahlung Artikel 46 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 3o sexies bis auf kleine redaktionelle Anpassungen unverändert. Heisst das BFE das Rückerstattungsgesuch gut, so zahlt es den Rückerstattungsbetrag nach Eintritt der Rechtskraft der Verfügung aus. Art. 47 Monatliche Auszahlung Artikel 47 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 3o septies Absätze 1 5 bis auf kleine redaktionelle Anpassungen unverändert. Die Auszahlung erfolgt ebenfalls nach Eintritt der Rechtskraft der gutheissenden Verfügung. Absatz 6 des bisherigen Artikels 3o septies wird zum Teil gestrichen und zum Teil in Artikel 48 Absatz 1 verschoben. Gestrichen wird der Teil, der festhält, dass die monatlich ausbezahlten Beträge an den definitiven Rückerstattungsbetrag angerechnet werden und eine allfällige Differenz zugunsten der 24

82 Totalrevision der Energieverordnung Endverbraucherin oder des Endverbrauchers ausbezahlt wird. Dieser Grundsatz ist bereits in Artikel 46 Absatz 1 enthalten, weshalb man hier auf eine Wiederholung verzichten kann. Art. 48 Rückzahlung unberechtigterweise erhaltener Rückerstattungsbeträge Artikel 48 Absatz 1 entspricht dem Teil des bisherigen Artikels 3o septies Absatz 6, der nicht gestrichen wird. Dieser hält fest, dass Endverbraucherinnen und Endverbraucher, denen gestützt auf Artikel 48 mehr ausbezahlt wurde als sie im betreffenden Geschäftsjahr eigentlich Anspruch hätten, die unberechtigterweise erhaltenen Rückerstattungsbeträge zurückzahlen müssen. Der Inhalt der Absätze 2 und 3 wird bis auf kleine redaktionelle Änderungen weitgehend unverändert aus dem bisherigen Artikel 3o octies übernommen. Art. 49 Beizug Dritter Artikel 49 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 3o novies bis auf kleine redaktionelle Anpassungen unverändert. 7. Kapitel: Sparsame und effiziente Energienutzung in Gebäuden und Unternehmen Art. 50 Gebäude Artikel 50 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 11a Absätze 1 und 4 materiell unverändert. Er enthält in Absatz 1 den Grundsatz, wonach sich die Kantone beim Erlass der Vorschriften im Gebäudebereich (Art. 45 Abs. 3 EnG) an den unter den Kantonen harmonisierten Anforderungen orientieren, wie beispielsweise den Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich (MuKEn). Absatz 2 präzisiert sodann, dass insbesondere die Totalsanierung des Heizungs- und des Warmwassersystems (Bst. a) und die energetische Sanierung von Gebäuden, sofern diese in Nahwärmenetze eingebunden sind, die Abrechnung pro Gebäude erfolgt und an einem oder mehreren Gebäuden die Gebäudehülle zu über 75 Prozent saniert wird (Bst. b), als wesentliche Erneuerungen nach Artikel 45 Absatz 3 Buchstabe c EnG gelten. Art. 51 Unternehmen Mit dem Zweck, die Energieeffizienz in Unternehmen zu steigern, schliessen sowohl der Bund als auch die Kantone Zielvereinbarungen mit Unternehmen ab. Verwenden die Kantone bei der Umsetzung des Grossverbraucherartikels (Art. 46 Abs. 3 EnG) Zielvereinbarungen des Bundes, mit welchen sich das Unternehmen auch gegenüber dem Bund zur Steigerung der Energieeffizienz verpflichtet, so zieht der Bund die Kantone bei der Erarbeitung der generellen Anforderungen solcher Zielvereinbarungen mit ein, wenn die generellen Anforderungen nicht bereits auf Bundesebene gesetzlich geregelt sind. Die Anliegen der Kantone sollen soweit wie möglich Berücksichtigung finden. Wer eine solche Zielvereinbarung verwenden will, erarbeitet mit einem nach Artikel 49 Absatz 1 Buchstabe a beauftragten Dritten einen Vorschlag für die Zielvereinbarung. Das BFE ist zuständig für die Prüfung des Vorschlags für eine Zielvereinbarung und die Prüfung der Einhaltung der abgeschlossenen Zielvereinbarung. Damit kann sichergestellt werden, dass einerseits für alle Unternehmen mit einer entsprechenden Zielvereinbarung schweizweit die gleichen Bedingungen gelten und andererseits die Unternehmen nur einen Ansprechpartner haben und damit Doppelspurigkeiten bei den Unternehmen und bei der Verwaltung vermieden werden können. Gemäss Absatz 3 kann das BFE die Aufgaben nach Absatz 2 auf Antrag eines Kantons auch dann übernehmen, wenn Zielvereinbarungen des Bundes ausschliesslich dem Vollzug des kantonalen Grossverbrauchermodells dienen. Absatz 4 sieht vor, dass das BFE geeignete Dritte mit den Aufgaben nach Absatz 2 beauftragen kann (vgl. Art. 67 Abs. 1 Bst. d EnG). 25

83 Totalrevision der Energieverordnung 8. Kapitel: Förderung 1. Abschnitt: Massnahmen Art. 52 Information und Beratung Die Bestimmung orientiert sich am bisherigen Artikel 12 Absatz 1. Die Normierung erfolgt neu in zwei Absätzen, wobei die Aktivitäten, welche der Bund im Bereich der Information und Beratung unterstützen kann, unter Berücksichtigung der bisherigen Praxis und der Möglichkeiten, welche die digitalen Medien eröffnen, etwas ausführlicher und offener bezeichnet sind. Art. 53 Aus- und Weiterbildung Der bisherige Artikel 13 wird hier materiell unverändert beibehalten. Die Beiträge des Bundes gemäss Absatz 1 Buchstabe a können sowohl finanzieller als auch nichtfinanzieller Natur sein. Art. 54 Pilot- und Demonstrationsanlagen sowie Pilot- und Demonstrationsprojekte Die Voraussetzungen für die Förderung von Pilot- und Demonstrationsanlagen sowie Pilot- und Demonstrationsprojekten (Abs. 1 Bst. a und b) orientieren sich an den bisherigen Legaldefinitionen von Artikel 1 Buchstaben l und m EnV. Die Voraussetzungen wurden aber etwas abstrakter gefasst, um den Entwicklungen in Wissen- und Gesellschaft in diesem Bereich gerecht zu werden. So ist etwa bei den Pilotanlagen und -projekten nicht mehr von Anlagen, Fahrzeugen und Geräten, sondern von Energiesystemen, -methoden oder -konzepten die Rede. Auch wurde der Anwendungsbereich bzw. der Zweck dieser Anlagen und Projekte auf die Erfassung wirtschaftlicher oder gesellschaftlicher Daten erweitert. Der Begriff des Leuchtturmprojekts (Abs. 2) ist nun ebenfalls definiert. Die Umschreibung orientiert sich an der bisherigen Praxis und soll gewährleisten, dass dieser Status nur Anlagen und Projekten mit der erforderlichen Ausstrahlungskraft zuerkannt wird. 2. Abschnitt: Globalbeiträge Art. 55 Allgemeine Voraussetzungen Diese allgemeinen Voraussetzungen, welche bei der Ausrichtung von Globalbeiträgen an Massnahmen im Bereich der Information und Beratung, der Aus- und Weiterbildung sowie der Energie- und Abwärmenutzung stets zu beachten sind, entstammen weitgehend dem bisherigen Recht. Im Unterschied zur bisherigen Regelung (vgl. Art. 15a Abs. 1 und Abs. 1 bis sowie Art. 16 Abs. 1) werden diese Grundvoraussetzungen nicht mehr separat, das heisst für jeden Förderbereich einzeln, sondern an einer Stelle, sprich in einem einzigen Artikel normiert. Mit dem Erfordernis der Bereitstellung eines finanziellen Kredits für das Programm gemäss Absatz 2 Buchstabe b ist gemeint, dass ein Kanton nur für jene Massnahmen Globalbeiträge des Bundes zugesprochen erhält, für welche er auch selbst Beiträge zu sprechen bereit ist. Stellt ein Kanton beispielweise nur für ein Programm zur Information und Beratung (Art. 47 EnG) einen Kredit bereit, dürfen die erhaltenen Globalbeiträge des Bundes nicht zugleich auch für ein Programm zur Förderung der Energie- und Abwärmenutzung (Art. 50 EnG) verwendet werden. Dasselbe gilt, wenn ein Kanton den finanziellen Kredit im Bereich der Energie- und Abwärmenutzung auf sog. indirekte Massnahmen (z.b. Information, Sensibilisierung) beschränkt. In diesem Fall bleiben auch die Globalbeiträge des Bundes auf derartige Massnahme beschränkt. Solange die Globalbeiträge des Bundes aus der CO2-Teilzweckbindung alimentiert werden, ist anzumerken, dass das Erfordernis der Bereitstellung eines finanziellen Kredits nur für den Erhalt eines Ergänzungsbeitrages besteht; für den Erhalt des Sockelbeitrages stellt ein kantonaler Kredit kein Erfordernis dar (vgl. Art. 34 Abs. 3 Bst. b CO2-Gesetz). 26

84 Totalrevision der Energieverordnung Neu ist in Absatz 2 Buchstabe c ausdrücklich festgehalten, dass keine Mehrfachförderung durch Bundesmittel stattfinden darf. So ist es beispielsweise untersagt, dass ein Projekt, welches bereits von einer Einspeisevergütung profitiert, zusätzlich noch aus Mitteln der Globalbeiträge des Bundes gefördert wird und beispielsweise für eine Massnahme zur Energie- und Abwärmenutzung einen Förderbeitrag zugesprochen erhält. Die bis anhin vorgesehene Möglichkeit zur gemeinsamen Durchführung von Globalbeitragsprogrammen durch mehrere Kantone (vgl. Art. 16 Abs. 3 aenv) entfällt im neuen Recht, zumal eine solche aus vollzugstechnischen Gründen nie stattfinden konnte. Art. 56 Globalbeiträge an kantonale Programme zur Information und Beratung sowie zur Ausund Weiterbildung Der bisherige Artikel 16a Absatz 2 wird hier materiell unverändert beibehalten. Unter Objekt- und Prozessberatungen (Bst. d) und Analysen (Bst. e) werden insbesondere Machbarkeitsstudien im Gebäudebereich, Erstellung von Gebäudeenergieausweisen mit Beratungsberichten, Energiecoaching bei Gebäudesanierungen, Qualitätssicherungs- und Betriebsoptimierungsmassnahmen im Gebäudebereich verstanden. Art. 57 Globalbeiträge an kantonale Programme zur Förderung der Energie und Abwärmenutzung Die Vorgabe von Absatz 1 soll zur Verringerung von Mitnahmeeffekten beitragen; sie wurde bisher im Rahmen des harmonisierten Fördermodells der Kantone (HFM) umgesetzt. Absatz 2 sorgt einerseits dafür, dass die Globalbeiträge vor allem für Massnahmen von Privatpersonen eingesetzt werden (Bst. a), so wie dies in Artikel 52 Absatz 3 erster Satz EnG vorgegeben ist. Weiter gewährleistet die Bestimmung (Bst. b), dass das Ziel der Reduktion des Verbrauchs fossiler Energien einer der zentralen Eckpfeiler der Energie- und Klimapolitik des Bundes auch in den kantonalen Förderprogrammen zum Tragen kommt. So ist es etwa untersagt, dass fossile WKK-Anlagen, kondensierende Ölkessel oder Gas-Wärmepumpen von den Globalbeiträgen profitieren. Absatz 3 wurde unverändert aus dem bisherigen Recht entnommen (Art. 16 Abs. 1 aenv). Art. 58 Gebäudeenergieausweis mit Beratungsbericht Nach Artikel 52 Absatz 3 EnG kann der Bundesrat Ausnahmen vom Erfordernis zur Erstellung eines ordentlichen Gebäudeenergieausweises mit Beratungsbericht (GEAK Plus) vorsehen. So ermöglicht Absatz 2 den Kantonen in Fällen, in denen kein GEAK Plus erstellt werden kann, auf alternative Gebäudeenergieausweise abzustellen. Vorausgesetzt ist indes, dass diese Ausweise nach den einschlägigen, anerkannten technischen Normen erstellt werden. Damit sind insbesondere die sog. SIA-Normen des Schweizerischen Ingenieur- und Architektenvereins gemeint. So kann z.b. anstelle eines berechneten Energieausweises (GEAK) für die Bestimmung der Energieeffizienzkategorie die Variante des gemessenen Energieausweises gemäss SIA-Merkblatt 2031 Energieausweis für Gebäude eingesetzt werden. Dieses Merkblatt beruht seinerseits auf der Norm SIA 380/1 Thermische Energie im Hochbau sowie auf den europäischen Normen in diesem Bereich, im speziellen auf SN EN und SN EN Die in Absatz 3 bezeichneten Ausnahmen vom GEAK Plus-Erfordernis wurden in Anlehnung an das harmonisierte Fördermodell der Kantone (HFM) sowie die Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich (MuKEn, Stand 2014) festgesetzt, sodass die Kantone die bezüglichen Förderprogramme in dieser Hinsicht nicht erheblich anpassen müssen. Die Ausnahmen beziehen sich auf bauliche Massnahmen, die nicht zusammen mit anderen Massnahmen gefördert werden, für die das Vorliegen eines GEAK Plus eine Beitragsvoraussetzung ist. Die Vorgabe zur Erstellung eines ordentlichen Gebäudeenergieausweises mit Beratungsbericht (GEAK Plus) kann somit nicht umgangen werden, indem 27

85 Totalrevision der Energieverordnung beispielsweise zusätzlich zu einem Förderbeitrag ab Franken an die Sanierungen der Wärmedämmung noch ein Beitrag an die Erreichung eines Minergie-Zertifikates oder die Installation einer thermischen Solarkollektoranlage gewährt wird. Bei einem Förderbeitrag ab Franken an die Sanierungen der Wärmedämmung heisst das, dass in jedem Fall ein Gebäudeenergieausweis mit Beratungsbericht (GEAK Plus) erforderlich ist. Hinsichtlich des in Buchstabe a festgesetzten Schwellenwerts von Franken ist zudem klar festzuhalten, dass diese Vorgabe nicht dadurch umgangen werden darf, dass ein Bauherr sein Projekt in mehrere Anträge unterteilt (vgl. Art. 2 Abs. 2 des Zivilgesetzbuchs [ZGB; SR 210]). Eine solche Zerstückelung des Projekts wird als ein einziger Antrag behandelt. Art. 59 Berichterstattung Absatz 1 fasst den Normgehalt der bisherigen Artikel 16b Absatz 2 Satz 1 und Artikel 17 Absatz 4 erster Satz zusammen. Absatz 2 wurde unverändert aus dem bisherigen Recht (Art. 15b Abs. 2 zweiter Satz aenv) entnommen. Absatz 3 erweitert den materiellen Gehalt des bisherigen Artikel 17 Absatz 4 um die Angaben der Stichproben (Bst. c), welche die Kantone im Bereich der Energie- und Abwärmenutzung gemäss Artikel 60 Absatz 3 vor Ort durchführen müssen. Nach Absatz 4 ist das BFE befugt, Anforderungen an den Inhalt und die Form der Daten festzusetzen, welche ihm von den Kantonen anlässlich der jährlichen Berichterstattung übermittelt werden. Dies soll dem BFE eine möglichst optimale und einheitliche Beurteilung der Wirksamkeit der Massnahmen erlauben. Absatz 5 entspricht dem bisherigen Artikel 17 Absatz 5. Absatz 6 schafft die erforderliche Rechtsgrundlage zur statistischen Bearbeitung und gewährleistet, dass die Daten in Zukunft an die Konferenz der kantonalen Energiedirektoren weitergeleitet werden können. Art. 60 Kontrolle Die Bestimmungen dieses Artikels sind neu. Sie gehen auf eine Empfehlung der eidgenössischen Finanzkontrolle zurück. Von zentraler Bedeutung ist, dass die Kantone die ihnen gewährten Globalbeiträge eigenverantwortlich einsetzen und die korrekte Verwendung der Globalbeiträge durch Kontrollen gewährleisten (Abs. 1) und dem Bund darüber in der jährlichen Berichterstattung Auskunft geben (Abs. 2). Im Bereich ihrer Programme zur Förderung der Energie- und Abwärmenutzung müssen sie dazu Stichproben vor Ort durchführen (Abs. 3). Auch das BFE kann die gesetzeskonforme Verwendung der Globalbeiträge mittels Stichproben prüfen (Abs. 4), sei es direkt vor Ort oder anhand der Berichterstattung, der Finanzbuchhaltung (Staatsrechnung) oder deren Revision. Stellt sich heraus, dass die gesprochenen Mittel nicht korrekt verwendet wurden, haben die kantonalen Behörden die Mittel nach Artikel 28 f. SuG zurückzufordern. Kommt ein Kanton diesen Pflichten nicht gehörig nach und werden die Globalbeiträge in der Folge nicht korrekt verwendet, fordert der Bund den betreffenden Betrag zurück oder rechnet ihn an die Globalbeitragsgewährung der Folgejahre an. 3. Abschnitt: Finanzhilfen an Einzelprojekte Die Förderung von Einzelprojekten im Bereich der Forschung (vgl. Art. 49 Abs. 1 EnG) ist nicht Gegenstand dieses Abschnitts der Energieversorgung, da sich diese nach dem Bundesgesetz vom 14. Dezember 2012 über die Förderung der Forschung und der Innovation (FIFG, SR 420.1) richtet (Art. 51 Abs. 3 EnG). 28

86 Totalrevision der Energieverordnung Art. 61 Finanzhilfen an Pilot- und Demonstrationsanlagen und -projekte sowie an Feldversuche und Analysen Die Absätze 1 und 2 entsprechen der Regelung des bisherigen Artikels 14 Absatz 2 und 3. Zu berücksichtigen ist, dass Pilot- und Demonstrationsanlagen bzw. Pilot- und Demonstrationsprojekte neu auch einen ausländischen Standort haben bzw. im Ausland durchgeführt werden können. Absatz 3 schliesst eine Lücke des bisherigen Rechts und legt fest, anhand welcher Kriterien die Höhe der Finanzhilfen im Einzelfall festzusetzen ist. Art. 62 Finanzhilfen zur Energie- und Abwärmenutzung Diese Bestimmung entspricht dem bisherigen Artikel Abschnitt: Verfahren Art. 63 Inhalt der Gesuche Die Absätze 1 und 2 übernehmen den materiellen Gehalt des bisherigen Artikels 18. Absatz 3 gibt dem BFE die Möglichkeit, die erforderlichen Unterlagen genauer zu bezeichnen. Art. 64 Einreichung der Gesuche Die Absätze 1 und 2 orientieren sich mit einigen redaktionellen Änderungen am Normgehalt des bisherigen Artikels 19. Bei der Förderung von Pilot- und Demonstrationsanlagen sowie Pilot- und Demonstrationsprojekten richtet sich die Eingabefrist nach dem Beginn der Ausführung des beabsichtigten Projekts (Abs. 2). Für die Förderung von Massnahmen im Bereich der Information und Beratung, der Aus- und Weiterbildung sowie im Bereich der Energie- und Abwärmenutzung ist die Eingabefrist nicht explizit geregelt. Das BFE ist jedoch befugt, die weiteren Eingabemodalitäten, darunter insbesondere die Eingabeform und die fehlenden Eingabefristen, festzulegen (Abs. 3). Art. 65 Auswahl mittels wettbewerblicher Verfahren Die Auswahl mittels wettbewerblicher Verfahren kann dazu beitragen, dass diejenigen Anlagen und Projekte gefördert werden, welche auf ihrem Gebiet den mutmasslich grössten Beitrag an die Verwirklichung der Energiepolitik des Bundes leisten. Die Ausschreibung des Verfahrens soll so erfolgen, dass möglichst viele Eingaben eingereicht werden und diese alle Informationen enthalten, welche für die Beurteilung der Qualität der Eingabe erforderlich sind. Art. 66 Stellungnahme der Kantone Diese Bestimmung entspricht dem bisherigen Artikel 19 Absatz 3. Art. 67 Entscheid Absatz 1 orientiert sich am bisherigen Artikel 20 Absatz 1 Sätze 1 und 2. Die Ordnungsfrist, welche das BFE bei der Beurteilung der Gesuche zu beachten hat, wurde um einen Monat verlängert, da sich die vormals geltende Zweimonatsfrist aufgrund des hohen Bearbeitungsaufwands oft als zu knapp erwies. Im Gegensatz zum bisherigen Recht (Art. 19 Abs. 1 S. 3) ist nicht mehr ausdrücklich festgehalten, dass auch bei Erfüllung der gesetzlichen Voraussetzungen kein Rechtsanspruch auf Ausrichtung von Globalbeiträgen oder Finanzhilfen an Einzelprojekte besteht. Da Gesetz- und Verordnungsgeber hinsichtlich der Unterstützung durch den Bund ausschliesslich Kann-Vorschriften erlassen haben, ergibt sich dadurch jedoch keine Änderung der Rechtslage. Absatz 2 enthält den materiellen Gehalt des bisherigen Artikels 20 Absatz 2. Absatz 3 schwächt die Pflicht zur Orientierung der Kantone gegenüber dem bisherigen Artikel 20 Absatz 4 ab, indem der Entscheid nur noch kommuniziert werden muss, wenn er für den betreffenden Kanton von wesentlicher Bedeutung ist. 29

87 Totalrevision der Energieverordnung Absatz 4 entspricht dem bisherigen Artikel 20 Absatz Kapitel: Internationale Zusammenarbeit Art. 68 Diese Bestimmung gewährleistet, dass die der Energieforschung dienenden Kooperationsvereinbarungen mit ausländischen Partnern weiterhin auf Departementsstufe bzw. bei internationalen Verträgen von beschränkter Tragweite auf Amtsstufe geschlossen werden können. Rechtsgrundlage hierfür bildet Artikel 48a Absatz 1 des Regierungs- und Verwaltungsorganisationsgesetzes vom 21. März 1997 (RVOG; SR ). Die Vollzugsstelle ist für die Herkunftsnachweise zuständig und vertritt daher gemäss Absatz 3 die Schweiz in den entsprechenden internationalen Gremien. 10. Kapitel: Untersuchung der Wirkungen und Datenbearbeitung Art. 69 Monitoring Auch unter bisherigem Recht wurde ein Monitoring durchgeführt (vgl. Art. 20 aeng). Der Inhalt der Analyse wird in der Verordnung mittels einer beispielhaften Aufzählung umschrieben (Abs. 1). Mithin kommt dem BFE bei der genauen Auswahl der Beobachtungsgegenstände eine gewisse Freiheit zu. Dasselbe gilt mit Bezug auf die zu beschaffenden Daten. Was an Daten erforderlich ist, richtet sich nach den vom BFE beobachteten Themenfeldern des Monitorings, einschliesslich der Evaluationen gemäss Buchstabe h. Dazu gehören beispielsweise Daten zum Energie- und Stromverbrauch, zur Produktion von erneuerbaren Energien, zu Energiepreisen und ausgaben, zur Netzentwicklung, zum Einsatz und zur Verbreitung von Smart Metern sowie Steuer- und Regelsystemen, zum Umfang und Anteil des Eigenverbrauchs beim Elektrizitätsverbrauch, zur Versorgungssicherheit, zu Emissionen, usw. Absatz 3 soll gewährleisten, dass sog. Doppelerhebungen möglichst vermieden werden und es auch zu keiner Zweckentfremdung der erhobenen Daten kommt. Insbesondere ist es anderen Amtsstellen nicht möglich, unter Berufung auf das Monitoring in Eigenregie Daten zu erheben. Hingegen kann das BFE ebenfalls zur Entlastung der betroffenen Datenlieferanten mit Stellen gemäss Artikel 56 Absatz 1 EnG Vereinbarungen darüber treffen, dass diese Stellen Daten für das Monitoring erheben. Dies bietet sich beispielsweise bei der ElCom an, die u.a. von den Unternehmen der Energieversorgung anderweitig Daten erheben muss und in diesem Rahmen allfällige Daten zum Einsatz von Smart Metern oder zum Eigenverbrauch für das BFE miterheben könnte. Die Datenbeschaffung orientiert sich somit am Verhältnismässigkeitsprinzip, so wie es auch in Artikel 4 des Bundesstatistikgesetzes vom 9. Oktober 1992 (BStatG; SR ) zum Ausdruck kommt. Art. 70 Bearbeitung von Personendaten Hierbei handelt es sich um die Ausführungsbestimmung zu Artikel 58 Absatz 3 EnG. Die Bestimmung gilt nicht nur für das Monitoring, sondern auch für die anderen Vollzugsaufgaben. Ohnehin zu beachten sind die Anforderungen nach dem Bundesgesetz über den Datenschutz vom 19. Juni 1992 (DSG; SR 235.1). Es sind deshalb insbesondere die angemessenen organisatorischen und technischen Massnahmen gegen Verlust, Verfälschung, Zerstörung und unbefugtes Bearbeiten von Personendaten zu treffen. Zu beachten ist weiter, dass mit dieser Bestimmung keineswegs gemeint ist, dass Personendaten stets während zehn Jahren aufbewahrt werden müssen. Je nachdem kann sich für gewisse Personendaten auch eine kürzere Aufbewahrungspraxis entwickeln. Zudem kann für gewisse Datentypen spezialgesetzlich auch eine abweichende Aufbewahrungsdauer vorgesehen sein. 30

88 Totalrevision der Energieverordnung 11. Kapitel: Vollzug Art. 71 Das BFE vollzieht diese Verordnung, soweit nicht eine andere Bundesbehörde, eine kantonale Behörde, die Vollzugsstelle nach Artikel 64 EnG oder die ElCom mit dem Vollzug betraut ist (Abs. 1). Namentlich bei der Förderung von Energieeffizienzprojekten im Mobilitätsbereich kommt es vor, dass Projekte den Zuständigkeitsbereich und die Ziele mehrerer Bundesämter betreffen und dafür u. U. mehr Verkehr- als Energie-Know-How notwendig ist. Damit solche Projekte von demjenigen Bundesamt unterstützt werden können (sowohl finanziell als auch von der Abwicklung her), welches jeweils über das vordringliche Fachwissen Mobilität oder Energie verfügt, sieht Absatz 2 vor, dass auch andere Bundesämter als das BFE Förderungen gemäss den Artikeln 53 bis 55 gewähren können. Damit die Kohärenz und die Einheitlichkeit im EnG-Förderbereich trotzdem gewahrt werden kann, bedarf die Förderung durch ein anderes Bundesamt der vorgängigen Zustimmung des BFE. 12. Kapitel: Vollzugsstelle Art. 72 Budgetantrag Die voraussichtlichen Vollzugskosten sind gestützt auf einen Leistungskatalog und auf Basis der Erfahrungswerte aus dem Vorjahr und der je nach Verwendungsart spezifisch festgesetzten Mengenund Zahlengerüste zu budgetieren. Sowohl für das Budget als auch den Leistungskatalog kann das BFE der Vollzugsstelle mittels Richtlinien entsprechende Vorgaben machen (vgl. Art. 77). Die Frist zur Vorlegung des Budgetantrags (Abs. 4) wurde so gewählt, dass einerseits dem BFE genügend Zeit für Genehmigung bzw. für die definitive Festsetzung des Budgets verbleibt, der Vollzugsstelle andererseits aber auch bereits genügend Erfahrungswerte vorliegen, um die erforderlichen Mittel angemessen einzuschätzen. Art. 73 Genehmigung und Leistungsauftrag Die definitive Festsetzung des Budgets erfolgt grundsätzlich im gegenseitigen Einvernehmen. Können sich die Vollzugsstelle und das BFE aus zeitlichen Gründen oder aufgrund inhaltlicher Differenzen nicht rechtzeitig einigen, macht das BFE von seiner Vollzugskompetenz Gebrauch und legt das Budget und den weiteren Inhalt des Leistungsauftrages, vor allem den Leistungskatalog, einseitig durch Verfügung fest. Absatz 3 verwirklicht den Grundsatz der sog. clausula rebus sic stantibus, wonach der Inhalt des Auftrags bei einer wesentlichen Änderung der Verhältnisse anzupassen ist. Art. 74 Abrechnung der Vollzugskosten Die Frist für die Vorlage der Abrechnung der Vollzugskosten (Abs. 1) wurde so gewählt, dass der Entscheid des BFE über die Genehmigung der Schlussabrechnung für das Vorjahr vor Ablauf der Frist zur Einreichung des Budgetantrags (vgl. Art. 72 Abs. 1) für das Folgejahr vorliegt. Der Verordnungsgeber verzichtete darauf, dem BFE genaue Kriterien für den Entscheid zur Genehmigung vorzugeben. Das BFE verfügt mithin über einen gewissen Spielraum. Im Übrigen kann es auch bei der Abrechnung von seinen Befugnissen als Aufsichtsinstanz Gebrauch machen und eine allfällige Korrektur vornehmen, wenn dies vor dem Hintergrund der gesetzlichen Vorgaben und des der Vollzugsstelle erteilten Leistungsauftrags notwendig erscheint. Neben oder soweit opportun statt den unmittelbaren Folgen hinsichtlich der von der Vollzugsstelle geschuldeten Fondseinlage bzw. des ihr zustehenden Zuschusses aus dem Netzzuschlagsfonds (Abs. 2), kann eine solche Korrektur auch prospektive Wirkung entfalten, indem sie im Rahmen der Festsetzung des Budgets des Folgejahres berücksichtigt wird. 31

89 Totalrevision der Energieverordnung Art. 75 Rechnungslegung Die Rechnungslegungspflicht der Vollzugsstelle soll den interessierten Kreisen, insbesondere dem BFE einen Einblick in die Vermögens-, Finanzierungs- und Ertragslage der Vollzugsstelle gewähren. Wie dies bisher im Rahmen des Vollzugs durch die nationale Netzgesellschaft der Fall war, ist die Vollzugsstelle gehalten, neben der Rechnungslegung gemäss OR (Art e) auch einen Abschluss nach den «Fachempfehlungen zur Rechnungslegung» (Swiss GAAP FER) zu erstellen (Abs. 2), welche als sog. anerkannter Standard zur Rechnungslegung (Art. 1 Bst. c der Verordnung über die anerkannten Standards zur Rechnungslegung vom 21. November 2012 [VASR; SR ]) dem Grundsatz von true and fair view stärker verpflichtet sind. Dieser Abschluss ist von der Revisionsstelle, einem staatlich beaufsichtigten Revisionsunternehmen gemäss Artikel 7 Absatz 1 des Revisionsaufsichtsgesetz vom 16. Dezember 2005 (SR ), im Rahmen einer ordentlichen Revision zu prüfen (vgl. Art. 64 Abs. 4 EnG). Dies erhöht die Transparenz der Darstellung und gibt dem BFE die Möglichkeit, die Angaben der Vollzugsstelle vertiefter zu prüfen. Art. 76 Berichterstattung Im Rahmen seiner Finanzberichterstattung ist das BFE gehalten, insbesondere über die im Bereich des Einspeisevergütungssystems und der Einmalvergütungen erfolgten Auszahlungen Auskunft zu geben. Aus diesem Grund ist das BFE darauf angewiesen, von der Vollzugsstelle die entsprechenden Angaben zu erhalten. Da bis Ende des Kalenderjahres weitere Auszahlungen erfolgen, handelt es sich dabei teilweise um geschätzte, noch nicht definitive Angaben, welche von der Revisionsstelle daher nicht geprüft werden müssen. Art. 77 Richtlinien Damit das BFE seine Aufsichtsfunktion wirksam wahrnehmen kann, erlässt es für das Budget, den Leistungskatalog, die Abrechnung und die Berichterstattung Richtlinien zu Inhalt und Struktur. Dadurch kann es einerseits effektive Fördervorgaben machen, andererseits die Mittelverwendung kontrollieren und schliesslich gebotene Änderungen in den Vollzug einfliessen lassen. 13. Kapitel: Schlussbestimmungen Art. 79 Übergangsbestimmung zur Stromkennzeichnung Die Stromkennzeichnung nach Artikel 4 wird jeweils für das vergangene Jahr gemacht. Die neuen Bestimmungen dieser Verordnung kommen somit erstmals für das Lieferjahr 2018, für welches die Stromkennzeichnung im 2019 vorgenommen werden muss, zur Anwendung. Die Stromkennzeichnung im 2018 für das Lieferjahr 2017 erfolgt somit noch nach bisherigem Recht. Für bereits bestehende mehrjährige Lieferverträge ist es bis und mit Lieferjahr 2020 zulässig, die Stromkennzeichnung nach bisherigem Recht durchzuführen. Art. 80 Übergangsbestimmung zur Rückerstattung des Netzzuschlags Endverbraucherinnen und Endverbraucher des öffentlichen oder privaten Rechts, die überwiegend eine ihnen gesetzlich oder vertraglich übertragene öffentlich-rechtliche Aufgabe wahrnehmen, haben ab Inkrafttreten des EnG keinen Anspruch auf Rückerstattung des Netzzuschlags mehr (Art. 39 Abs. 3 erster Satz EnG). Haben diese Endverbraucherinnen und Endverbraucher mit dem Bund eine Zielvereinbarung nach bisherigem Recht abgeschlossen, so müssen sie die mit der Zielvereinbarung eingegangene Verpflichtung ab Inkrafttreten des EnG nicht mehr einhalten. Art. 81 Inkrafttreten Die neue Energieverordnung tritt gleichzeitig mit den geänderten Gesetzesbestimmungen am 1. Januar 2018 in Kraft. 32

90 Totalrevision der Energieverordnung 7. Erläuterungen zu den Anhängen Anhang 1: Geothermie-Erkundungsbeiträge Ziff. 1 Prospektion und Exploration Bei den Erkundungsbeiträgen wird, wie in der Ressourcenindustrie üblich, unterschieden zwischen der Prospektion einerseits und der Exploration andererseits. Im Rahmen der Prospektion wird eine vermutete Geothermie-Ressource grossflächig durch erdwissenschaftliche Methoden indirekt charakterisiert, um die Erfolgswahrscheinlichkeit einer späteren Fündigkeit zu erhöhen (Ziff. 1.2). In einem zweiten Schritt erfolgt die Exploration mit dem Ziel, durch eine Explorationsbohrung den endgültigen Nachweis einer vermuteten Geothermie-Ressource zu erbringen und deren Ertragspotenzial zu bestimmen (Ziff. 1.3). Ziff. 2 Anrechenbare Investitionskosten Auch bei den anrechenbaren Investitionskosten wird unterschieden zwischen solchen für die Prospektion (Ziff. 2.1) und solchen für die Exploration (Ziff. 2.2). Gemäss dem Einleitungssatz sind die aufgezählten Investitionskosten nur insoweit anrechenbar, als dass sie tatsächlich entstanden und für die jeweilige Zweckerreichung der Massnahmen unmittelbar notwendig sind. Diese Massnahmen müssen weiter wirtschaftlich und zweckmässig ausgeführt werden; überdimensionierte oder anderweitig in Qualität oder Umfang unnötige Massnahmen ( Goldstandard ) sind nicht angemessen und deren Kosten daher nicht anrechenbar. Ebenfalls nicht anrechenbar sind die Kosten, welche im Rahmen von behördlichen Abläufen im Zusammenhang mit der Erkundung anfallen, wie beispielsweise Kosten für eine Umweltverträglichkeitsprüfung im Sinne von Art. 10a Umweltschutzgesetz (USG; SR ) (Ziff. 2.3). Ziff. 3 und 4 Verfahren Auf Grund der oben erwähnten Aufteilung der Erkundung in die Prospektion und die Exploration sind auch zwei entsprechende Beiträge mit je einem separaten Verfahren vorgesehen. Das Gesuch um einen Prospektionsbeitrag muss unter anderem Auskunft geben über den Stand des heutigen Wissens im Erkundungsgebiet mittels einer Aufarbeitung aller bestehenden Geodaten, Analysen und Interpretationen in Form eines vollständigen Berichts (Ziff. 3.1 Bst. a). Ein Gesuch auf einen Explorationsbeitrag kann nur eingereicht werden, wenn vorgängig eine Prospektion durchgeführt wurde (Ziff. 4.1). Im Übrigen kann für das Gesuch, das Expertengremium, den Vertrag sowie die Projektführung und den Projektabschluss sinngemäss auf die Erläuterungen zu Anhang 2 verwiesen werden. Ziff. 5 Geodaten Private, die geothermische Erkundungen durchführen, sollen das Privileg haben, die gewonnenen Informationen während kurzer Zeit für die Einreichung eines Gesuchs für eine Nutzungs-Bewilligung bzw. Nutzungs-Konzession exklusiv nutzen zu können. Während dieser Zeit sind die Daten als geschützt zu betrachten und deshalb der Öffentlichkeit nicht zugänglich zu machen (Art. 10g Abs. 2 USG i.v.m. Art. 7 Abs. 1 Bst. g des Öffentlichkeitsgesetzes vom 17. Dezember 2004 [BGÖ; SR 152.3]). Deshalb sollen die swisstopo zur Verfügung gestellten Daten erst nach Ablauf von 24 Monaten seit Abschluss der Prospektion und nach Ablauf von 12 Monaten seit Abschluss der Exploration veröffentlicht werden. Die unterschiedlichen Fristen gründen auf dem zeitlichen Mehraufwand nach erfolgter Prospektion, eine Explorations- und Errichtungskampagne zu planen, die notwendigen behördlichen Bewilligungen zu erhalten und die Finanzierung zu sichern. Für die Bestimmungen zur Natur der Geodaten in Ziffer 5.1 und 5.2 kann sinngemäss auf die Ausführungen zu Anhang 2 Ziffer 4 verwiesen werden. 33

91 Totalrevision der Energieverordnung Anhang 2: Geothermie-Garantien Ziff. 1 Mindestanforderungen Für Projekte, für die um eine Geothermie-Garantie ersucht wird, gelten die gleichen Mindestanforderungen wie im Rahmen der Einspeisevergütung für Elektrizität aus Geothermie-Anlagen. Ziff. 2 Anrechenbare Investitionskosten Im Vergleich zum bisherigen Recht umfassen die anrechenbaren Kosten zusätzlich die Prospektionskosten zur indirekten Charakterisierung des Reservoirs mittels erdwissenschaftlicher Messmethoden sowie zur Bestimmung der obertägigen Bohrstandorte und der unterirdischen Bohrlandepunkte (Bst. a). Diese Charakterisierung bzw. Bestimmung hat durch neue Primär- und Sekundärdaten zu erfolgen; eine Prospektion, die auf bereits bestehenden Daten basiert, gilt nicht als anrechenbarer Aufwand. Primärdaten (Rohdaten) unterscheiden sich von Sekundärdaten darin, dass sie weder interpretiert noch analysiert sind. Da für ein vollständiges Gesuch ein konkretes Erschliessungskonzept des Untergrunds vorliegen muss, welches aber erst nach der Prospektionsphase vorliegen kann, können die angemessenen Prospektionskosten in Abweichung von Artikel 26 SuG nach Abschluss der Arbeiten geltend gemacht werden. Die übrigen anrechenbaren Investitionskosten (Bst. b i) entsprechen jenen des bisherigen Rechts. Gemäss dem Einleitungssatz sind die aufgezählten Investitionskosten nur insoweit anrechenbar, als dass sie tatsächlich entstanden und für die jeweilige Zweckerreichung der Massnahmen unmittelbar notwendig sind. Diese Massnahmen müssen weiter wirtschaftlich und zweckmässig ausgeführt werden; überdimensionierte oder anderweitig in Qualität oder Umfang unnötige Massnahmen ( Goldstandard ) sind nicht angemessen und deren Kosten daher nicht anrechenbar. Kosten, welche aufgrund von behördlichen Abläufen im Zusammenhang mit der Erkundung und der Errichtung anfallen, wie beispielsweise Kosten für eine Umweltverträglichkeitsprüfung im Sinne von Art. 10a USG, sind nicht anrechenbar. Ziff. 3.1 Gesuch Das Gesuch muss neben den technischen, ökonomischen, rechtlichen, umweltschutzrelevanten und organisatorischen neu auch explizit den sicherheitsrelevanten Belangen Rechnung tragen sowie im Sinne der Innovation und der Technologieentwicklung den Mehrwert für die Erkundung von geothermischen Ressourcen in der Schweiz mittels der geplanten Innovationen, aufzeigen. Die Eigenschaften des Projekts, über welche das Gesuch Auskunft geben muss, werden aus dem bisherigen Recht übernommen und entsprechend ergänzt. Im Vergleich zum bisherigen Recht entfällt bei den technischen Erfolgskriterien der Chemismus der erwarteten Stoffe in deren Flüssig- oder Dampfphasen. Es wird neu lediglich die Förder- oder Zirkulationsrate bei einer projizierten Absenkung des Reservoirdrucks sowie die Temperatur des Geothermiereservoirs im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs als technisches Erfolgskriterium in Betracht gezogen. Ziff. 3.2 Prüfung des Gesuchs Die Beurteilung des Gesuchs ist ein intensiver Prozess, der profunde Kenntnisse in verschiedenen Fachdisziplinen (Erdwissenschaften, Bohringenieurwesen, Produktionsingenieurwesen, Reservoir-Ingenieurwesen, Sicherheitswesen, Ökonomie, Projektmanagement) sowie der jeweiligen kantonalen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen erfordert. Zudem geht es bei den einzelnen Projekten um sehr hohe Garantie-Beträge. Aus diesen Gründen wird für die Prüfung eines Gesuchs ein Expertengremium beigezogen, das dem BFE eine Empfehlung über die Gewährung einer Geothermie-Garantie abgibt. 34

92 Totalrevision der Energieverordnung Ziff. 3.3 Vertrag Unter anderem werden die jeweils zu erbringenden Leistungen und Gegenleistungen im Rahmen der Gewährung einer Geothermie-Garantie auf Grund der Komplexität, der fallspezifischen Inhalte und der mehrjährigen Bindung zwischen Gesuchsteller und BFE vertraglich geregelt. Bei nicht erfolgreichen Projekten, die nicht weitergeführt und auch nicht anderweitig genutzt werden, wird im Vertrag vorbehaltlich kantonaler Monopole, wie beispielsweise kantonale Bergregale, die unentgeltliche Übertragung der Anlagen an den Bund sowie ein Kaufrecht des Bundes am Grundstück vorgesehen, damit das Projekt einer anderweitigen Nutzung zugeführt werden kann (z.b. Forschung). Ziff Projektdurchführung und Projektabschluss Nach Abschluss der Arbeiten wird das Projekt vom Expertengremium evaluiert (Ziff ). Die Geothermie-Garantie wird nur bei Vorliegen eines nachgewiesenen (teilweisen) Misserfolges auf Gesuchs hin (anteilsmässig) ausbezahlt (Ziff ). Ziff Berechnung des Auszahlungsbetrags Im Falle einer anteilsmässigen Auszahlung (gemäss Artikel 26 bei einem Teilerfolg [Bst. a] sowie bei einem Misserfolg, wenn das Projekt anderweitig genutzt und damit ein Gewinn erzielt wird [Bst. b]) berechnet das BFE die Höhe des auszuzahlenden Betrags aufgrund einer Nettobarwertbetrachtung aller diskontierten Geldzuflüsse und Geldabflüsse. Für den für die Berechnung der kalkulatorischen Kapitalzinsen notwendigen kalkulatorischen Zinssatz kann auf Artikel 66 der Energieförderungsverordnung verwiesen werden. Ziff. 4 Geodaten Wenn Private erdwissenschaftliche Erkundungen auf eigene Rechnung und eigenes Risiko durchführen, so stehen diesen auch die Rechte an den gewonnenen geologischen Daten und Informationen zu; vorbehalten bleiben Regelungen der kantonalen Gesetzgebung über die Nutzung des Untergrunds, welche eine Verpflichtung zur Datenlieferung an den Kanton beinhalten. Wenn der Bund bei einem Misserfolg oder Teil-Misserfolg eine Garantieleistung ausbezahlt, so soll er damit auch die Rechte zur Nutzung der gewonnenen geologischen Informationen für die Zwecke der Landesgeologie erwerben. Daneben soll auch der Standortkanton die Geodaten unentgeltlich erhalten und gemäss den jeweiligen kantonalen Gesetzen nutzen und bearbeiten können. Nach dem Übereinkommen über den Zugang zu Informationen, die Öffentlichkeitsbeteiligung an Entscheidungsverfahren und den Zugang zu Gerichten in Umweltangelegenheiten (Aarhus-Konvention; SR ) bzw. gemäss Artikel 7 Absatz 8 des Bundesgesetzes vom 7. Oktober 1983 über den Umweltschutz (SR ; USG) handelt es sich bei Prospektions-Daten im Bereich der Geothermie um Umweltinformation, welche grundsätzlich dem Öffentlichkeitsprinzip untersteht (vgl. Art. 10g Abs. 1 und 2 USG). Sobald der Bund im Besitz solcher Daten ist, müssen diese grundsätzlich auch der Öffentlichkeit zur Verfügung gestellt werden. Sekundäre Geodaten, also solche, welche durch Interpretation von primären oder prozessierten primären geologischen Daten gewonnen werden, stellen regelmässig eine geistige Leistung dar; an ihnen bestehen Urheberrechte und sie dürfen auch unter dem Öffentlichkeitsprinzip nicht ohne weiteres veröffentlicht werden (Art. 10g Abs. 2 USG i.v.m. Art. 6 Abs. 2 des Bundesgesetzes vom 17. Dezember 2004 über das Öffentlichkeitsprinzip der Verwaltung [SR 152.3; BGÖ]). Deshalb soll das Bundesamt für Landestopographie swisstopo zwar sämtliche zur Verfügung gestellten Daten intern nutzen, aber der Öffentlichkeit nur primäre und prozessierte primäre Daten zur Verfügung stellen dürfen. Swisstopo stellt diese Daten der Öffentlichkeit dann zur Verfügung, wenn es zu einer Auszahlung der Geothermie-Garantie kommt. 35

93 Totalrevision der Energieverordnung Anhang 4: Grossforschungsanlagen, für welche die Rückerstattung des Netzzuschlags beantragt werden kann In Anhang 4 bezeichnet das UVEK die Grossforschungsanlagen in Forschungseinrichtungen mit nationaler Bedeutung, für welche gemäss Artikel 39 Absatz 3 zweiter Satz EnG eine Rückerstattung des Zuschlags beantragt werden kann. Eine Grossforschungsanlage liegt dann vor, wenn eine Anlage der unmittelbaren Erforschung eines bestimmten Forschungsgegenstandes dient und sie eine räumliche, technische und energietechnische Einheit, in der allfällige Maschinen, Apparate und Geräte funktional miteinander verbunden sind, darstellt. Anhang 5: Berechnung der Bruttowertschöpfung Anhang 5 legt die Berechnung der Bruttowertschöpfung bei ordentlicher Revision (Ziff. 1) sowie bei eingeschränkter Revision und Opting-out (Ziff. 2) mit kleinen redaktionellen Anpassungen fest. Anhang 6: Berechnung der Rückerstattungsbeträge Anhang 6 übernimmt den Inhalt der bisherigen Anhänge 5.1 (Berechnung des Rückerstattungsbetrags bei teilweiser Rückerstattung des Netzzuschlags) und 5.2 (Berechnung der Beträge bei monatlicher Auszahlung) unverändert. Anhang 7: Aufhebung und Änderung anderer Erlasse Ziff. I Da vorliegend eine Totalrevision der Verordnung erfolgt, wird die Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 aufgehoben. Sie wird durch die neue Energieverordnung, die neue Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien und die neue Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte ersetzt. Diese treten gleichzeitig mit den geänderten Gesetzesbestimmungen am 1. Januar 2018 in Kraft. Ziff. II Ziff. 1 Art. 6b Verordnung vom 9. Mai 1990 über die Miete und Pacht von Wohn- und Geschäftsräumen (SR ) Bezug von Elektrizität im Rahmen eines Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch Die gesamten anfallenden Kosten für die Produktion am Ort des Zusammenschlusses als auch für den Bezug von Elektrizität durch den Zusammenschluss sowie die für das Funktionieren des Zusammenschlusses notwendigen Kosten können bei einem Zusammenschluss mit Mieterinnen und Mietern sowie Pächterinnen und Pächtern als Nebenkosten abgerechnet werden. Aufgrund der Natur dieser Kosten ist die Einräumung dieser Möglichkeit geboten. Selbstverständlich sind aber auch andere Abrechnungsarten denkbar, sofern die Anforderungen von Artikel 17 EnV eingehalten werden. 36

94 Totalrevision der Energieverordnung Ziff. 2 und 3 Gewässerschutzverordnung vom 28. Oktober 1998 (SR ) und Verordnung vom 24. November 1993 (SR ) zum Bundesgesetz über die Fischerei Aufgrund der Änderung der Zuständigkeit bei der Entschädigung für Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftwerken und der Änderungen in der Nummerierung der einschlägigen Bestimmungen sind in den Artikeln 41g Absatz 2 und 42c Absatz 3 der Gewässerschutzverordnung sowie in Artikel 9c Absatz 2 der Verordnung zum Bundesgesetz über die Fischerei die Bezeichnung der zuständigen Stelle und die Verweise auf die EnV anzupassen. Andere Änderungen im Vergleich zum bisherigen Recht namentlich materieller Natur wurden nicht vorgenommen. 37

95 [Signature] [QR Code] Stromversorgungsverordnung (StromVV) Änderung vom Der Schweizerische Bundesrat verordnet: I Die Stromversorgungsverordnung vom 14. März wird wie folgt geändert: Art. 3 Abs. 2 bis 2bis Muss ein Netzbetreiber Anschlüsse aufgrund von Eigenverbrauch oder eines Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch wechseln, so werden die ihm verbleibenden Kapitalkosten der nicht mehr oder nur noch teilweise genutzten Anlagen von den Eigenverbrauchern beziehungsweise von den Grundeigentümern des Zusammenschlusses anteilsmässig abgegolten. Art. 7 Abs. 3 Bst. f bis, h und m 3 In der Kostenrechnung müssen alle für die Berechnung der anrechenbaren Kosten notwendigen Positionen separat ausgewiesen werden, insbesondere: f bis. Kosten für intelligente Messsysteme; h. Kosten für notwendige Netzverstärkungen zur Einspeisung von elektrischer Energie aus Anlagen nach den Artikeln 15 und 19 des Energiegesetzes vom 30. September (EnG); m. Kosten für intelligente Steuer- und Regelsysteme einschliesslich der Vergütungen. Art. 8 Abs. 3, 3 bis und 5 3 Die Netzbetreiber stellen den Beteiligten fristgerecht, einheitlich und diskriminierungsfrei die Messdaten und Informationen zur Verfügung, die notwendig sind für: 1 SR SR

96 Stromversorgungsverordnung AS 2017 a. den Netzbetrieb; b. das Bilanzmanagement; c. die Energielieferung; d. die Anlastung der Kosten; e. die Berechnung der Netznutzungsentgelte; f. die Abrechnungsprozesse im Zusammenhang mit dem EnG 3 und der Energieverordnung vom 4 (EnV); g. die Direktvermarktung; und h. den Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen. 3bis Sie dürfen den Bezügern die Leistungen nach Absatz 3 nicht zusätzlich zum Netznutzungsentgelt in Rechnung stellen. Werden Leistungen nach Absatz 3 von Dritten erbracht, so müssen sie diese angemessen entschädigen. 5 Aufgehoben Art. 8a Intelligente Messsysteme 1 Für das Messwesen und die Informationsprozesse sind bei den Endverbrauchern und den Erzeugern intelligente Messsysteme einzusetzen. Diese bestehen aus folgenden Elementen: a. einem elektronischen Elektrizitätszähler beim Endverbraucher oder Erzeuger, der: 1. Wirkenergie und Blindenergie erfasst, 2. Lastgänge mit einer Periode von fünfzehn Minuten ermittelt und mindestens sechzig Tage speichert, 3. über Schnittstellen verfügt, wovon eine zur bidirektionalen Kommunikation mit einem Datenbearbeitungssystem reserviert ist und eine andere für den Endverbraucher oder den Erzeuger, die ihm mindestens ermöglicht, Messwerte im Moment ihrer Erfassung sowie die Lastgänge nach Ziffer 2 abzurufen, und 4. Unterbrüche der Stromversorgung erfasst und protokolliert; b. einem digitalen Kommunikationssystem, das die automatisierte Datenübermittlung zwischen dem Elektrizitätszähler und dem Datenbearbeitungssystem gewährleistet; und c. einem Datenbearbeitungssystem, mit dem die Daten abgerufen werden. 2 Die Elemente eines solchen intelligenten Messsystems funktionieren so zusammen, dass: a. zwecks Interoperabilität verschiedene Typen von Elektrizitätszählern identifiziert und verwaltet werden; 3 SR SR

97 Stromversorgungsverordnung AS 2017 b. der Teil der Software der Elektrizitätszähler nach Absatz 1 Buchstabe a, der keine Auswirkungen auf messtechnische Eigenschaften hat, aktualisiert werden kann; c. den Endverbrauchern und Erzeugern ihre Messdaten, namentlich Lastgangwerte, verständlich dargestellt werden; d. andere digitale Messmittel sowie intelligente Steuer- und Regelsysteme des Netzbetreibers eingebunden werden können; und e. Manipulationen und andere Fremdeinwirkungen am Elektrizitätszähler erkannt, protokolliert und gemeldet werden. 3 Bei Bauten und Anlagen, die dem Bundesgesetz vom 23. Juni über den Schutz militärischer Anlagen unterstehen, müssen keine intelligenten Messsysteme eingesetzt werden. Die ElCom kann zudem befristete und unbefristete Ausnahmen von der Pflicht zum Einsatz eines intelligenten Messsystems oder eines Elements davon gewähren, wenn ein solcher Einsatz in Bezug auf den Aufwand unverhältnismässig wäre. 4 Elektronische Elektrizitätszähler nach Absatz 1 Buchstabe a unterstehen der Messmittelverordnung vom 15. Februar und den entsprechenden Ausführungsvorschriften des Eidgenössischen Justiz- und Polizeidepartements, sofern sie in deren Geltungsbereich fallen. Art. 8b Datensicherheitsprüfung 1 Es dürfen nur intelligente Messsysteme eingesetzt werden, deren Elemente erfolgreich auf die Gewährleistung der Datensicherheit hin geprüft wurden. 2 Die Netzbetreiber und die Hersteller erlassen für diese Prüfung auf der Basis einer Schutzbedarfsanalyse des BFE Richtlinien, die die zu prüfenden Elemente, die Anforderungen an diese und die Art und Weise der Prüfung festlegen. 3 Die Prüfung wird vom Eidgenössischen Institut für Metrologie durchgeführt. Es kann Dritte mit der Erfüllung dieser Aufgabe oder Teilen davon betrauen. Art. 8c Intelligente Steuer- und Regelsysteme für den Netzbetrieb 1 Wenn ein Endverbraucher oder ein Erzeuger zustimmt, dass bei ihm ein intelligentes Steuer- und Regelsystem für den sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzbetrieb zum Einsatz gelangt, vereinbart er mit dem Netzbetreiber insbesondere: a. die Installation des Systems; b. wie das System eingesetzt wird; c. wie der Einsatz des Systems vergütet wird. 2 Die Vergütung nach Absatz 1 Buchstabe c muss auf sachlichen Kriterien beruhen und darf nicht diskriminierend sein. 5 SR SR

98 Stromversorgungsverordnung AS Der Netzbetreiber macht die für einen Vertragsabschluss über Steuerung und Regelung relevanten Informationen, insbesondere die Vergütungsansätze, öffentlich zugänglich. 4 Er gewährt Dritten den diskriminierungsfreien Zugang zu den intelligenten Steuerund Regelsystemen, deren Kapital- und Betriebskosten an die Netzkosten angerechnet werden, sofern durch den Zugang der sichere Netzbetrieb nicht gefährdet wird. 5 Im Hinblick auf die Abwendung einer unmittelbaren erheblichen Gefährdung des sicheren Netzbetriebs darf der Netzbetreiber beim Endverbraucher oder beim Erzeuger auch ohne dessen Zustimmung ein intelligentes Steuer- und Regelsystem installieren. 6 Im Fall einer solchen Gefährdung darf er dieses System auch ohne Zustimmung des Endverbrauchers oder des Erzeugers einsetzen. Ein solcher Einsatz hat Vorrang vor Steuerungen durch Dritte. Der Netzbetreiber informiert die betroffenen Endverbraucher und Erzeuger mindestens jährlich sowie auf Anfrage über die nach diesem Absatz getätigten Einsätze. Art. 8d Umgang mit Daten aus intelligenten Mess-, Steuer- und Regelsystemen 1 Netzbetreiber dürfen die Daten aus dem Einsatz von Mess-, Steuer- und Regelsystemen ohne Einwilligung der betroffenen Person zu folgenden Zwecken bearbeiten: a. Persönlichkeitsprofile und Personendaten in pseudonymisierter Form, einschliesslich Lastgangwerte von fünfzehn Minuten und mehr: für die Messung, Steuerung und Regelung, für den Einsatz von Tarifsystemen sowie für den sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzbetrieb, die Netzbilanzierung und die Netzplanung; b. Persönlichkeitsprofile und Personendaten in nicht pseudonymisierter Form einschliesslich Lastgangwerte von fünfzehn Minuten und mehr: für die Abrechnung der Energielieferung, des Netznutzungsentgelts und der Vergütung für den Einsatz von Steuer- und Regelsystemen. 2 Sie dürfen die Daten aus dem Einsatz von Messsystemen ohne Einwilligung der betroffenen Person folgenden Personen weitergeben: a. Persönlichkeitsprofile und Personendaten in pseudonymisierter oder geeignet aggregierter Form: den Beteiligten nach Artikel 8 Absatz 3; b. die Informationen zur Entschlüsselung der Pseudonyme: den Energielieferanten des betreffenden Endverbrauchers. 3 Die Personendaten und Persönlichkeitsprofile werden nach zwölf Monaten vernichtet, sofern sie nicht abrechnungsrelevant oder anonymisiert sind. 4 Der Netzbetreiber ruft die Daten von intelligenten Messsystemen maximal einmal täglich ab, sofern der Netzbetrieb nicht eine häufigere Abrufung erfordert. 4

99 Stromversorgungsverordnung AS Er gewährleistet die Datensicherheit von Mess-, Steuer- und Regelsystemen. Er beachtet dabei insbesondere die Artikel 8 10 der Verordnung vom 14. Juni zum Bundesgesetz über den Datenschutz sowie allfällige internationale Normen und Empfehlungen anerkannter Fachorganisationen. Art. 13a Anrechenbare Kosten von Mess-, Steuer- und Regelsystemen Als anrechenbare Kosten gelten: a. die Kapital- und Betriebskosten von Messsystemen nach dieser Verordnung; b. die Kapital- und Betriebskosten von Steuer- und Regelsystemen, die im Sinn von Artikel 8c eingesetzt werden, einschliesslich der Vergütung, die dem Endverbraucher oder dem Erzeuger ausgerichtet wird. Art. 15 Abs. 2 Bst. b und c 2 Sie stellt den Netzbetreibern und den am Übertragungsnetz direkt angeschlossenen Endverbrauchern entsprechend der bezogenen elektrischen Energie der Endverbraucher folgende Kosten in Rechnung: b. die Kosten für notwendige Netzverstärkungen zur Einspeisung von elektrischer Energie aus Anlagen nach den Artikeln 15 und 19 EnG 8. c. Aufgehoben Art. 18 Netznutzungstarife 1 Die Netzbetreiber sind verantwortlich für die Festlegung der Netznutzungstarife. 2 Innerhalb einer Spannungsebene bilden Endverbraucher mit vergleichbarem Bezugsprofil eine Kundengruppe. Bei Endverbrauchern in ganzjährig genutzten Liegenschaften mit einer Anschlussleistung bis 30 kva ist nur eine Kundengruppe zulässig. 3 Der Netznutzungstarif muss bei Spannungsebenen unter 1 kv für Endverbraucher in ganzjährig genutzten Liegenschaften mit einem Jahresverbrauch bis zu 50 MWh zu mindestens 70 Prozent ein nichtdegressiver Arbeitstarif (Rp./kWh) sein. 4 Der Netzbetreiber kann den Endverbrauchern nach Absatz 2 zusätzlich andere Netznutzungstarife zur Auswahl stellen. Wird eine Leistungsmessung eingesetzt, so kann er den Endverbrauchern nach den Absätzen 2 und 3 zusätzliche Netznutzungstarife zur Auswahl stellen, die einen tieferen Anteil Arbeitstarif enthalten können. Art. 22 Abs. 3 3 Die Netzverstärkungen, die notwendig werden zur Einspeisung von elektrischer Energie aus Anlagen nach den Artikeln 15 und 19 EnG 9, sind Teil der Systemdienstleistungen der nationalen Netzgesellschaft. 7 SR SR SR

100 Stromversorgungsverordnung AS 2017 Art. 24 Bilanzgruppe für erneuerbare Energien 1 Das BFE bezeichnet nach Anhörung der nationalen Netzgesellschaft den Verantwortlichen der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien. 2 Der Verantwortliche der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien legt in Richtlinien transparente und diskriminierungsfreie Regeln für die Einspeisung von Elektrizität zum Referenzmarktpreis nach den Artikeln 14 Absatz 1 oder 105 Absatz 1 der Energieförderungsverordnung vom 10 (EnFV) fest. Diese Richtlinien müssen vom BFE genehmigt werden. 3 Er erstellt Fahrpläne und stellt diese der nationalen Netzgesellschaft zu. 4 Der Verantwortliche der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien fordert die Kosten für die unvermeidbare Ausgleichsenergie seiner Bilanzgruppe und seine Vollzugskosten beim BFE zulasten des Netzzuschlagsfonds ein. Art. 24a und 24b Aufgehoben Art. 25 Zuordnung der Einspeisepunkte 1 Einspeisepunkte mit einer Anschlussleistung von höchstens 30 kva, über die Elektrizität zum Referenzmarktpreis nach den Artikeln 14 Absatz 1 oder 105 Absatz 1 der EnFV 11 abgenommen wird und die nicht mit einer Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung oder einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind, sowie Einspeisepunkte, über die Elektrizität nach Artikel 73 Absatz 4 EnG abgenommen wird, sind im Umfang der abgenommenen Elektrizität der Bilanzgruppe zugeordnet, welche die festen Endverbraucher in diesem Netzgebiet beliefert. 2 Einspeisepunkte, über die Elektrizität zum Referenzmarktpreis nach den Artikeln 14 Absatz 1 oder 105 Absatz 1 EnFV abgenommen wird und die mit einer Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung oder einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind, sind im Umfang der abgenommenen Elektrizität der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien zugeordnet. Art. 26 Abs. 3 3 Verkauft ein Erzeuger, dessen Anlage Elektrizität nach Artikel 15 EnG oder zum Referenzmarktpreis nach den Artikeln 14 Absatz 1 oder 105 Absatz 1 EnFV einspeist, die physisch gelieferte Elektrizität oder einen Teil davon der nationalen Netzgesellschaft als Regelenergie, so erhält er für diese Elektrizität weder eine Vergütung nach Artikel 15 EnG noch den Referenzmarktpreis nach Artikel 25 Absatz 1 Buchstabe b EnFV. 10 SR 11 SR 6

101 Stromversorgungsverordnung AS 2017 Art. 27 Abs. 4 und 5 4 Die Netzbetreiber konsultieren vor dem Erlass von Richtlinien nach Artikel 3 Absätze 1 und 2, 7 Absatz 2, 8 Absatz 2, 8b, 12 Absatz 2, 13 Absatz 1, 17 und 23 Absatz 2 insbesondere die Vertreter der Endverbraucher und der Erzeuger. Sie veröffentlichen die Richtlinien über eine einzige frei zugängliche Adresse im Internet. Können sich die Netzbetreiber nicht innert nützlicher Frist auf diese Richtlinien einigen oder sind diese nicht sachgerecht, so kann das BFE in diesen Bereichen Ausführungsbestimmungen erlassen. 5 Für den Beizug von privaten Organisationen gilt Artikel 67 EnG 12 sinngemäss. Art. 29 Aufgehoben Gliederungstitel vor Art. 31e 4a. Abschnitt: Übergangsbestimmung zur Änderung vom Art. 31e Einführung intelligenter Messsysteme 1 Bis zehn Jahre nach Inkrafttreten der Änderung vom müssen 80 Prozent aller Messeinrichtungen in einem Netzgebiet den Anforderungen nach den Artikeln 8a und 8b entsprechen. Die restlichen 20 Prozent dürfen bis zum Ende ihrer Funktionstauglichkeit im Einsatz stehen. 2 Innerhalb der Übergangsfrist von Absatz 1 bestimmt der Netzbetreiber, wann er Endverbraucher und Erzeuger mit einem intelligenten Messsystem nach Artikel 8a und 8b ausstatten will. Unabhängig davon sind mit einem solchen Messsystem auszustatten: a. Endverbraucher, wenn sie von ihrem Anspruch auf Netzzugang Gebrauch machen; b. Erzeuger, wenn sie eine neue Erzeugungsanlage an das Elektrizitätsnetz anschliessen. 3 Der Netzbetreiber kann Messsysteme, die elektronische Messmittel mit Lastgangmessung der Wirkenergie, ein Kommunikationssystem mit automatisierter Datenübermittlung und ein Datenbearbeitungssystem aufweisen, aber Artikel 8a und 8b noch nicht entsprechen, bis zum Ende ihrer Funktionstauglichkeit den 80 Prozent nach Absatz 1 zurechnen, wenn sie installiert wurden: a. vor dem Inkrafttreten der Änderung vom ; oder b. nach dem Inkrafttreten dieser Änderung, aber vor dem 1. Januar 2019: bei Endverbrauchern, die von ihrem Anspruch auf Netzzugang Gebrauch machen, oder bei Erzeugern, die eine neue Erzeugungsanlage anschliessen. 12 SR

102 Stromversorgungsverordnung AS Die Kosten der Messeinrichtungen, die Artikel 8a und 8b nicht entsprechen, aber nach den Absätzen 1 und 3 eingesetzt werden dürfen, bleiben anrechenbar. Die Kostentragung bei Lastgangmessungen, die vor dem Inkrafttreten der Änderung vom eingesetzt wurden, richtet sich nach Artikel 8 Absatz 5 des bisherigen Rechts Notwendige Sonderabschreibungen wegen des Ausbaus von noch nicht vollständig abgeschriebenen Messeinrichtungen des Netzbetreibers sind ebenfalls anrechenbare Kosten. Art. 31f Einsatz intelligenter Steuer- und Regelsysteme für den Netzbetrieb Hat der Netzbetreiber bei Endverbrauchern vor Inkrafttreten der Änderung vom intelligente Steuer- und Regelsysteme installiert und eingesetzt, so darf er diese wie bisher so lange einsetzen, bis der Endverbraucher den Einsatz ausdrücklich untersagt. Nicht untersagen kann der Endverbraucher den Einsatz nach Artikel 8c Absatz 6. Art. 31g Netznutzungstarife Die Netznutzungstarife des Tarifjahres 2018 richten sich nach bisherigem Recht. Art. 31h Abnahme und Vergütung von Elektrizität aus Anlagen, die zum Referenz-Marktpreis einspeisen Die Bilanzgruppe für erneuerbare Energien, die übrigen Bilanzgruppen und die Netzbetreiber müssen Elektrizität aus Anlagen, die zum Referenz-Marktpreis nach den Artikeln 14 Absatz 1 oder 105 Absatz 1 EnFV einspeisen, bis zum 31. Dezember 2018 nach bisherigem Recht abnehmen und vergüten. Art. 32 Abs. 4 Aufgehoben II Diese Verordnung tritt am 1. Januar 2018 in Kraft. Im Namen des Schweizerischen Bundesrates Die Bundespräsidentin: Doris Leuthard Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr 13 AS und 6467, , und 4067, , , und 1323, und

103 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK November 2017 Ausführungsbestimmungen zum neuen Energiegesetz vom 30. September 2016 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Erläuterungen

104 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Inhaltsverzeichnis 1. Einleitende Bemerkungen Grundzüge der Vorlage Regelungen bezüglich des Netznutzungsentgelts Einführung von intelligenten Messsystemen Intelligente Steuer- und Regelsysteme bei Endverbrauchern und Erzeugern Datenschutz und Datensicherheit für intelligente Mess-, Steuer- und Regelsysteme Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Verhältnis zu Regelungen der Europäischen Union Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen...8

105 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung 1. Einleitende Bemerkungen Am 30. September 2016 hat das Parlament das totalrevidierte Energiegesetz (EnG, SR 730.0) verabschiedet (BBl ). Mit diesem erfolgen auch Anpassungen in elf weiteren Bundesgesetzen, u.a. im Stromversorgungsgesetz vom 23. März 2007 (StromVG; SR 734.7). Das Stimmvolk hat die Vorlage am 21. Mai 2017 angenommen. Die Änderungen auf Gesetzesstufe haben Auswirkungen auf verschiedene Verordnungen. 1 Dazu gehört auch die Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008 (StromVV; SR ). Damit ist diese Revision Bestandteil der aufgrund des neuen EnG notwendigen Anpassungen auf Verordnungsstufe. 2. Grundzüge der Vorlage 2.1 Regelungen bezüglich des Netznutzungsentgelts Aufgrund neuer gesetzlicher Regelungen betreffend Bezugsprofilen (Art. 14 Abs. 3 Bst. c StromVG), der Einführung von intelligenten Messsystemen (Art. 15 und 17a StromVG) sowie des Einsatzes von intelligenten Steuer- und Regelsystemen, die auch Speicher abdecken (Art. 17b StromVG), müssen einige Vorgaben zur Bildung der Netznutzungsentgelte angepasst werden. Bisher konnte frei tarifiert werden, wenn eine Leistungsmessung vorhanden war. Meist war dies vor allem bei grösseren Verbrauchern der Fall. Kleine Endverbraucher fielen nicht unter diese Ausnahmeregelung. Mit intelligenten Messsystemen wird eine Leistungsmessung mittelfristig überall verfügbar, weshalb die bestehende Regelung angepasst wird. An der Vorgabe eines zu 70 Prozent nicht-degressiven Arbeitstarifes bei ganzjährig bewohnten Liegenschaften wird festgehalten. Nicht ganzjährig bewohnte Liegenschaften wie z.b. Ferienhäuser sind wie auch bisher von dieser Regelung ausgenommen. Sie sollen mit einem höheren Leistungstarif belegt werden können. Neu wird es für kleine Endverbraucher mit einer Anschlussleistung von bis zu 30 kva im Sinne einer De-Minimis-Regelung im Basisfall zunächst nur eine Kundengruppe mit einem Netznutzungstarif, z. B. Einheits- oder Doppeltarif, geben. Das gilt unabhängig davon, ob ein Endverbraucher eine Produktionsanlage installiert hat oder nicht. Der Netzbetreiber hat aber die Möglichkeit, diesen kleinen Endverbrauchern andere Netznutzungstarife anzubieten. Für Endverbraucher mit einer höheren Anschlussleistung, wie z.b. Wärmepumpenbesitzer oder Endverbraucher mit Produktionsanlagen von mehr als 30 kva, können durch die Netzbetreiber ohne weiteres weitere Kundengruppen gebildet werden, die dann auch abweichend vom Basisfall tarifiert werden können. Für alle Kunden mit einem Jahresverbrauch bis zu 50 MWh pro Jahr gilt die Vorgabe des zu 70 Prozent nicht-degressiven Arbeitstarifes, sofern diese Endverbraucher auf der Spannungsebene unter 1 kv angeschlossen werden. Grössere Endverbraucher werden so, wie bis anhin auch, mit höheren Leistungstarifen durch die Netzbetreiber belegt werden können. Der Ansatz unterstützt die Energieeffizienz, aber gleichzeitig auch die Netzeffizienz. Insbesondere kleinere Endverbraucher erhalten einen Anreiz, den Strom zunehmend dort zu verbrauchen, wo er auch produziert wird. Die technischen Möglichkeiten der intelligenten Messsysteme sollen in der Tarifbildung eingesetzt werden können. Dazu wird die Vorgabe zur einheitlichen Kundengruppe mit einem 70-prozentigen Arbeitstarif für Endverbraucher mit einer Anschlussleistung bis zu 30 kva aufgeweicht. So wird dem Netzbetreiber neu die Möglichkeit gegeben, Endverbrauchern auf der Spannungsebene unter 1 kv unabhängig davon, ob sie Produktionsanlagen oder Speicher vor Ort nutzen oder nicht, neue Tarife anzubieten, die auch vom Grundsatz des minimalen Arbeitstarifes abweichen können. Dem Netzbetreiber wird damit Spielraum gegeben, die Möglichkeiten der intelligenten Messsysteme im Zusammenspiel mit intelligenten Steuerungen und Regelungen auszuschöpfen, und so auf Eigenverbrauch über 1 Vgl. dazu die ausführlichen Informationen zur Ausgangslage in den Erläuterungen zur Totalrevision der Energieverordnung (EnV) vom November

106 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung innovative Tarife zu reagieren. Hier sind einfache Leistungstarife und andere, dynamische bzw. innovative Lösungen vorstellbar. Auch dies ist ein weiterer Schritt in Richtung Smart Grids 2. Bei der Gestaltung dieser Tarife sind die Vorgaben des Artikels 14 StromVG zu beachten. Ein kleiner Endverbraucher kann dann jährlich zwischen seiner Basisoption des zu 70 Prozent nicht-degressiven Arbeitstarifes und den neuen Netznutzungstarifen wählen. Der Eigenverbrauch wird durch den Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen von dieser neuen Regelung profitieren. Endverbraucher und Erzeuger können unter Verwendung dieser intelligenten Steuer- und Regelsysteme ihren Bezug oder ihre Einspeisung von Elektrizität aus dem oder in das Netz auch mit Hilfe von Speichern flexibler gestalten. Durch die zeitliche und mengenmässige Anpassung ihres Verbrauchs kann der produzierte Strom so vermehrt vor Ort genutzt und der Bezug aus dem Netz bzw. die Einspeisung in das Netz reduziert werden. Die Offenheit der Neuregelung ermöglicht dabei Lösungen, die der Effizienz und Sicherheit des Gesamtsystems zuträglich sind, indem z. B. bei Überproduktion im Gesamtsystem ein Anreiz gesetzt werden kann, in solchen Situationen mehr Strom zu verbrauchen oder zu speichern. Um die Verbreitung solcher Lösungen und die zunehmende Nutzung von Flexibilität (vgl. dazu Kapitel 2.3) im System nicht über die Einordnung in andere Kundengruppen zu verlangsamen oder eine Möglichkeit für unüberblickbare Tarifvielfalt zu schaffen, soll der Einsatz intelligenter Steuerungen per se kein ausreichender Grund für eine Einordnung in eine separate Kundengruppe sein. Dem Netzbetreiber steht es aber frei, solchen Kunden einen anderen Netznutzungstarif zur Auswahl zu stellen. Die Flexibilität der Endverbraucher und Produzenten kann so durch den Netzbetreiber genutzt werden. Dessen netzdienliche Steuerungen werden den betroffenen Endverbrauchern oder Produzenten vergütet. 2.2 Einführung von intelligenten Messsystemen Mit dem neuen Artikel 17a StromVG erhält der Bundesrat die Kompetenz, Vorgaben zur Einführung intelligenter Messsysteme zu machen. Die Kosten für intelligenten Messsysteme bei Endverbrauchern wie auch Erzeugern können an die Netzkosten nach Artikel 15 StromVG angerechnet werden, sofern die Systeme gewisse Mindestanforderungen erfüllen. Gemäss Smart-Grid-Roadmap 3 sind intelligente Messsysteme, sogenannte Smart-Metering-Systeme, eine zentrale Komponente zukünftiger intelligenter Netze. Ihre Einführung wird als ein erster wichtiger Schritt in Richtung Smart-Grids betrachtet. Auf Verordnungsstufe werden nun die technischen Mindestanforderungen, welche die intelligenten Messsysteme zu erfüllen haben, festgelegt. Das schafft Rechts- und Investitionssicherheit für Netzbetreiber und gewährleistet, dass der durch intelligente Messsysteme entstehende Nutzen auch wirklich realisiert und damit ein volkswirtschaftlich positives Kosten-Nutzen-Verhältnis sichergestellt wird. 4 Neben den technischen Mindestanforderungen werden im Zusammenhang mit der Einführung der Messsysteme die Übergangsregelungen derart gestaltet, dass den Betreibern genügend Zeit verbleibt, die komplexen Messsysteme umzustellen. In vereinzelten Fällen kann eine kommunikationstechnische Anbindung der elektronischen Elektrizitätszähler zu unverhältnismässigen Kosten führen. Hier wird dem Netzbetreiber eine Möglichkeit eingeräumt, diese Anbindung später oder dauerhaft nicht umzusetzen, indem die Eidgenössische Elektrizitätskommission (ElCom) solche Ausnahmen gewähren kann. Solche Ausnahmen sollen ebenfalls für gewisse Anlagen des Militärs möglich sein. Darüber hinaus werden Lastgangmessgeräte mit automatischer Datenübermittlung schrittweise auf Basis der Lebensdauer dieser Geräte abgelöst, um mittelfristig eine möglichst homogene Messinfrastruktur 2 Smart Grid Roadmap Schweiz Wege in die Zukunft der Schweizer Elektrizitätsnetze, Bundesamt für Energie, 2015 ( 3 Smart Grid Roadmap Schweiz Wege in die Zukunft der Schweizer Elektrizitätsnetze, Bundesamt für Energie, 2015 ( 4 Vgl. hierzu Grundlagen der Ausgestaltung einer Einführung intelligenter Messsysteme beim Endverbraucher in der Schweiz Technische Mindestanforderungen und Einführungsmodalitäten, Bundesamt für Energie 2014 ( 2

107 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung sicherzustellen. Nicht zuletzt werden notwendige Datenschutzbestimmungen zur Handhabung der schützenswerten Daten erlassen (vgl. Kapitel 2.4). 2.3 Intelligente Steuer- und Regelsysteme bei Endverbrauchern und Erzeugern Mit dem neuen Artikel 17b StromVG erhält der Bundesrat die Kompetenz, Vorgaben zum Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen zu machen. Der Einsatz solcher Systeme, auch im Zusammenhang mit Speicherung, ist neben der Verwendung von intelligenten Messsystemen gemäss der Smart Grid Roadmap ein weiteres zentrales Merkmal von intelligenten Netzen. Dem Markt oder dem Netz wird sogenannte Flexibilität zugeführt, die zum Ausgleich der Fluktuationen der neuen erneuerbaren Energien notwendig ist. Unter Flexibilität wird die direkte oder indirekte Beeinflussung der Einspeisung von elektrischer Energie, deren Speicherung oder des Verbrauchs durch Netzbetreiber oder andere Akteure verstanden. Als Folge davon kann die Ein- oder Ausspeisung von elektrischer Energie moduliert werden. Jegliche Steuer- und Regeleingriffe seitens der Marktakteure haben aber aufgrund systemischer Vernetzungen im Stromversorgungssystem unvermeidlich auch Auswirkungen auf die elektrischen Netze. Eine Häufung marktgetriebener Eingriffe könnte unter Umständen im Verteilnetz zu technischen Herausforderungen führen. Anderseits führen Eingriffe des Netzbetreibers zu einer Nichtverfügbarkeit der gesteuerten Einrichtung für den marktdienlichen Einsatz. Damit kann sich die Interessenlage für einen Einsatz der Flexibilität am Markt und zur Einhaltung eines sicheren und effizienten Netzes in gewissen Situationen widersprechen. Auf Verordnungsebene sollen der nötige Rahmen für eine effiziente Koordination zwischen Netzbetreibern und Marktakteuren gesetzt und ein diskriminierungsfreier Zugang zu Flexibilitätspotenzialen ermöglicht werden. Unterschiedliche Modelle wurden hierzu auf ihre Tauglichkeit hin untersucht 5. Die in der Verordnung umgesetzte Lösung umfasst dabei die Gemeinsamkeiten der verschiedenen Lösungsansätze und setzt die wesentlichsten Erkenntnisse um. Der vorliegende Regulierungsansatz umfasst eine gewisse Robustheit und bildet das nach derzeitigem Kenntnisstand notwendige Minimum einer Regulierung der Koordination von Markt und Netz ab. Darauf basierend können sich intelligente Netze und Nutzungsmodelle der Flexibilität entwickeln. Es wird dem fundamentalen Grundsatz gefolgt, dass der Endverbraucher oder Erzeuger der Inhaber der Flexibilität ist und es ihm freisteht, wie er seine Flexibilität nutzt bzw. wem er sie anbietet. Dazu ist im Gesetz verankert, dass die Zustimmung seitens des Endverbrauchers oder Erzeugers erfolgen muss. Ein Vorrecht auf die Nutzung durch einen Akteur existiert durch die Neuregelungen also zunächst nicht. Der Netzbetreiber kann versuchen, sich den Zugriff auf das intelligente Steuer- und Regelsystem zu sichern, wenn er dies für nötig hält, indem er die Zustimmung des Endverbrauchers oder Erzeugers erwirkt. So kann der Netzbetreiber ein Interesse daran haben, Endverbraucher oder Erzeuger für den sicheren, leistungsfähigen und effizienten Betrieb des Netzes zu steuern, da z.b. eine netzdienliche Steuerung für eine Entlastung der Infrastruktur sorgen und zu einer Reduktion von Netzkosten führen kann. Die Zustimmung des Endverbrauchers bzw. des Erzeugers muss gänzlich freiwillig erfolgen. Er kann sich also durchaus gegen den Netzbetreiber und für einen dritten Marktakteur wie einen Energiedienstleister im Bereich Eigenverbrauch oder Systemdienstleistungen entscheiden, der die Flexibilität nutzt und vermarktet. Entscheidet er sich für den Netzbetreiber, muss dieser ihm die Zugriffsmöglichkeit zudem angemessen und sachgerecht vergüten. Dabei sollte der Wert für den möglichen Einsatz marktbasiert ermittelt werden. Die Bedingungen für den Einsatz der Steuer- und Regelsysteme fassen so grundsätzlich ein gesamtwirtschaftliches Kalkül ins Auge. Die Vergütungen, die Netzbetreiber anbieten, sollen daher transparent und für Marktakteure, die damit konkurrieren, zugänglich sein. Oberste Priorität haben die Netz- resp. 5 Vgl. hierzu insbesondere Koordination von Markt und Netz Ausgestaltung der Schnittstelle, consentec, 2015, sowie Praktische Aspekte bei der Ausgestaltung der Schnittstelle Markt Netz im Verteilnetz, Frontier Economics, 2016 ( 3

108 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung die Versorgungssicherheit. Dahingehend erhält der Netzbetreiber ein beschränktes Vorrecht. Er kann ohne Zustimmung des Endverbrauchers oder Erzeugers dann eingreifen, wenn dies nötig ist, um den sicheren Netzbetrieb in Situationen einer unmittelbaren, erheblichen Gefährdung aufrecht zu erhalten. Die für den Netzbetreiber in diesem Zusammenhang anfallenden Kapital- und Betriebskosten können den Netzkosten angerechnet werden. Ebenfalls sind die Kapital- und Betriebskosten für die Steuergeräte und die Zugriffe darauf dann anrechenbar, wenn sie mit Zustimmung dem sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzbetrieb dienen. 2.4 Datenschutz und Datensicherheit für intelligente Mess-, Steuerund Regelsysteme Das Datenschutzrecht schützt die Privatsphäre, die Persönlichkeit und die Grundrechte von Personen im Zusammenhang mit der Bearbeitung von Daten. Die durch intelligente Messsysteme erhobenen Daten, d.h. Lastgänge mit einer Periode von 15 Minuten, sind Daten, die sich auf eine bestimmte oder bestimmbare Person beziehen können. Gleiches gilt für Daten, die höher aufgelöst und kontinuierlich durch Steuer- und Regelsysteme aufgenommen werden. Wenn es sich dabei um Personendaten handelt, ist deren Bearbeitung nur unter Einhaltung des Datenschutzrechts zulässig. Die Rahmenbedingungen zur Erhebung und Bearbeitung der Daten intelligenter Mess-, Steuer- und Regelsysteme sind aufgrund der teilweise hohen Sensibilität der Daten derart vorzusehen, dass die Mess-, Steuer- und Regelsysteme den Schutz der Privatsphäre ermöglichen. Die Gratwanderung führt also zwischen dem Nichtausschöpfen der technischen Möglichkeiten einerseits und Einbussen in der Privatsphäre anderseits hindurch. Die getroffenen Regelungen gehen den Mittelweg. Die Erhebung und die Bearbeitung der im Minimum notwendigen Daten in der entsprechenden Auflösung und Periodizität wird grundsätzlich zugelassen. Eine automatische Weitergabe dieser detaillierten Informationen an unbeteiligte Dritte ist nicht zulässig. Sie wird mit der vorgesehenen Regelung ausgeschlossen. Dagegen wird der Kreis der Messdatenempfänger erweitert um diejenigen, die bei Direktvermarktung und bei dem Einsatz von intelligente Steuer- und Regelsystemen als legitimierte Akteure mitwirken. Bedarfsprognosen können auf der Basis von anonymisierten Daten erstellt werden, die über mehrere Endverbraucher zusammengefasst werden. Das wird durch die Regelung gewährleistet. Die Regelung achtet auf die Verhältnismässigkeit, die Datensicherheit und die Zwecke der Bearbeitung. Es werden nicht mehr Personendaten erhoben als für den Bearbeitungszweck notwendig sind. Der Bearbeitungszweck wird bei der Beschaffung der Daten präzise angegeben. Die Regelungen umfassen auch Vorgaben an den Datenlebenszyklus von der Generierung bis zur Löschung. Dabei werden nicht nur die ordentliche Erhebung der verbrauchten Energie und die Datenspeicherung tangiert, sondern auch die verschiedenen Übertragungsmöglichkeiten. Umfassende und verständliche Information der betroffenen Personen über die Datenbearbeitung werden gefordert. Der Zugriff auf Daten nahe Echtzeit durch den Netzbetreiber wird auf Ausnahmesituationen limitiert. Eine Auslesung der intelligenten Messsysteme, die häufiger als täglich erfolgt, muss dem sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzbetrieb dienlich sein. Die Datensicherheit umfasst Zugriffskontrollen, Protokollierungen sowie die verschlüsselte Übertragung. Ebenso vorgesehen ist der Schutz vor Verlust und Diebstahl sowie vor unerlaubtem Zugriff, Bekanntgabe, Verwendung oder Modifizierung der Daten. Die für die Datensicherheit notwendigen, spezifischen technischen Anforderungen an die Elemente des intelligenten Messsystems und die Art und Weise der Prüfung werden subsidiär in einer Richtlinie auf Basis einer Schutzbedarfsanalyse des BFE 6 erarbeitet. Die Einhaltung der Richtlinie wird durch das Eidgenössische Institut für Metrologie (Metas) geprüft. Es kann dafür auch befähigte Prüfstellen z.b. aus 6 Vgl. hierzu Schutzbedarfsanalyse Smart Metering in der Schweiz, AWK Group AG, 17. September 2016 ( 4

109 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung dem Ausland hinzuziehen, um die Arbeitslast angemessen zu verteilen und Verzögerungen bei der Einführung der Systeme zu vermeiden. 3. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Die veränderte Regelung zum Datenschutz nach Artikel 17c StromVG hat insofern Auswirkungen auf die Kantone, als dass klare und einheitliche Vorgaben hinsichtlich Erhebung und Bearbeitung von Daten durch intelligente Mess-, Steuer- und Regelsysteme schweizweit gestützt auf das eidgenössische Datenschutzgesetz erfolgen. Netzbetreiber erhalten damit eine gemeinsame und einheitliche Grundlage. Dadurch können sie die Netzeffizienz sowie die Handhabung und Abrechnung ihrer Endverbraucher vereinfachen. In Kantonen und Gemeinden, die vorgängig schon Regelungen zum Datenschutz getroffen haben, müssen unter Umständen Anpassungen erfolgen. Über das Thema des Datenschutzes hinaus sind keine weiteren Auswirkungen auf die Kantone ersichtlich. Auf Bundesebene ist für die Umsetzung der Verordnungsrevision mit einem höheren finanziellen und personellen Aufwand zu rechnen. Die finanziellen Mehrbelastungen können durch die zur Verfügung stehenden Sachmittel aufgefangen werden. Anders sieht es jedoch bei den personellen Ressourcen aus. Gerade die Thematik rund um den Eigenverbrauch ist hochkomplex. Bei der Weiterentwicklung sind verschiedene Themen wie z.b. Mieterschutz, Datenschutz, Messtechnik oder dezentrale Speicherung zu berücksichtigen. Nicht zu vernachlässigen sind auch die technologischen Entwicklungen, die sich auf die Planung und den Betrieb der Netze auswirken sowie die gesamte IT-Sicherheitsthematik. Für die Bewältigung dieser Aufgaben werden zusätzliche personelle Ressourcen von insgesamt 200 Stellenprozenten benötigt. 4. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Intelligente Messsysteme weisen einen direkten und einen indirekten Nutzen auf. Die Realisierung des Nutzens wird durch die Definition der technischen Mindestanforderungen sichergestellt. Zu dem quantifizierten direkten Nutzen zählen Einsparungen bei Geschäftsprozessen wie u.a. eine Reduktion der Kosten für Ablesung oder für Umzugsprozesse. Der quantifizierte indirekte Nutzen wird dominiert durch Einsparungen beim Stromverbrauch. Langfristig ist auch eine Stimulierung des Wettbewerbs in einem vollständig liberalisierten Strommarkt zu erwarten, denn wichtige Informationen werden erhoben und sollten dann in guter Qualität verfügbar sein. Dies reduziert Marktbarrieren. Die intelligenten Messsysteme bringen jedoch noch weiteren, nicht quantifizierbaren Nutzen mit sich, wie z. B. die Unterstützung des Eigenverbrauchs oder eine Überwachung der unteren Netzebenen, was wiederum einen effizienteren Netzbetrieb ermöglicht. Die Datenlage bzgl. Einspeisung und Ausspeisung sowie Prognosen können verbessert werden und damit Kosten für die Erhaltung der Netzstabilität gespart werden. Die Netzbetreiber sind in der Verantwortung und angehalten, die notwendigen Daten qualitativ hochwertig, fehlerfrei und schnell den Beteiligten bereit zu stellen. Somit werden technische Barrieren insbesondere für Lieferantenwechsel, aber auch für Energiedienstleistungen am Markt reduziert. Die Investitionskosten der landesweiten Einführung intelligenter Messsysteme betragen unter Einbezug des direkten Nutzens rund 0,9 Milliarden Franken bis Der Nettobarwert der direkten Kosten und Nutzen beträgt ca. 0,8 Milliarden Franken bis 2035 aufgrund des Zinseffektes 8. Der Barwert des bis 2035 insgesamt anfallenden indirekten Nutzens beläuft sich so auf zwischen 1,7 und 1,3 Milliarden 7 Vgl. hierzu Entwicklung der Netzkosten in der Schweiz vor dem Hintergrund des derzeitigen Bedarfs, der ES2050 und der Strategie Stromnetze, consentec, 2015 ( 8 Vgl. hierzu Smart Metering Roll Out Kosten und Nutzen. Aktualisierung des Smart Metering Impact Assessments 2012, Ecoplan, 2015 ( 5

110 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Franken 9. Damit ergibt sich eine positive volkswirtschaftliche Kosten-Nutzen-Bilanz zwischen +900 Millionen und +500 Millionen Franken. Sollten intelligente Steuer- und Regelsysteme, z.b. über den Ersatz der Rundsteuerung, ebenfalls grossflächig eingeführt werden, reduziert sich die positive Bilanz zunächst bis auf +260 Millionen Franken. Die Kosten solcher intelligenter Steuer- und Regelsysteme sind aber nicht grundsätzlich anrechenbar, sondern nur nach Massgabe von Artikel 13a Buchstabe b. Die intelligenten Steuer- und Regelsysteme können jedoch einen Nutzen für das elektrische Netz generieren (siehe auch Kapitel 2.3). Dieser Nutzen konnte allerdings nicht quantifiziert werden, weshalb er an dieser Stelle nur qualitativ erwähnt wird. Alles in allem ergibt sich in jedem Fall ein leicht positives Kosten-Nutzen-Verhältnis. Die Regelungen zum Einsatz intelligenter Steuer- und Regelsysteme schaffen neu die im Mindesten notwendige rechtliche Grundlage für eine sichere und effektive Koordination zwischen Markt und Netzbelangen. Flexibilität auf Seiten Endverbraucher oder Erzeuger, welche zunehmend im Stromversorgungssystem benötigt wird, kann so unter fairen und weitgehend marktlichen Regeln kontrahiert und eingesetzt werden. Zentraler Grundsatz ist, dass der Einsatz intelligenter Steuer- und Regelsysteme von der Zustimmung des Endverbrauchers oder Erzeugers abhängt und er ihn an Dritte oder den Netzbetreiber vermarkten kann. Die Regelungen zu Anrechenbarkeit von Kosten der dazu notwendigen intelligenten Steuer- und Regelsysteme im Netz und deren Vorgaben für einen netzdienlichen Einsatz lassen dem Markt wichtigen Spielraum. Quersubventionierungen sind verboten. Der Einsatz zur Erhaltung des stabilen Netzbetriebs wird vorrangig behandelt. Durch die Regelung, die den Endverbraucher in das Zentrum rückt, werden Markteintrittsbarrieren reduziert, Mehrwerte auf dem Energiedienstleistungsmarkt geschaffen und innovative Produkte für Endverbraucher und Erzeuger entwickelt werden. Nicht zuletzt sind hier einerseits neue Produkte im Bereich der Eigenverbrauchsoptimierung, der Flexibilitätsnutzung auf den Systemdienstleistungsmärkten und andererseits für effizientere Netze zu erwarten. Damit sind durchaus positive Effekte für den Wirtschaftsstandort Schweiz zu erwarten. Die einheitliche Unterstellung unter eine bundesweite Regelung zum Datenschutz im Bereich von intelligenten Mess-, Steuer- und Regelsystemen ermöglicht eine Verminderung des Aufwands auf Anbieterseite im Bereich der Sicherstellung der datenschutzrechtlich technisch notwendigen Anforderungen. Damit kann eine grössere Skalierung der technischen Gerätschaften in der Beschaffung erfolgen. Das senkt die Kosten der Einführung und untermauert das bisher als leicht positiv eingeschätzte Kosten-Nutzen-Verhältnis. Zudem weisen die einheitlichen, bundesweiten datenschutzrechtlichen Standards wettbewerbsfördernde Wirkungen auf: Bessere und innovativere Produkte oder Dienstleistungen für Endverbraucher können in allen Netzgebieten in gleicher Form angeboten werden. Aber auch die Informations- und Datensicherheit gewinnt mit den einheitlichen Bestimmungen an Bedeutung. Dies verbessert den Schutz vor Cyber-Risiken. Bei kantonalen Differenzierungen datenschutzrechtlicher Rahmenbedingungen wären auch entsprechende Produktdifferenzierungen notwendig. Dies könnte, gerade auch bei kleineren Gebieten, ein Markthemmnis darstellen, da allfällige Produktdifferenzierungen aufwendig sein und sich daher nicht lohnen könnten. Insgesamt ist also eine Steigerung der Effizienz des gesamten Stromversorgungssystems zu erwarten. Die Vorgaben zum Datenschutz beim Einsatz intelligenter Mess-, Steuer- und Regelsysteme gewährleisten eine verhältnis- und zweckmässige Weitergabe von Daten. Sie ermöglichen es, Endverbraucher und Erzeuger aktiver in die Stromversorgung einzubinden. Endverbraucher können bewusster Energie nutzen und Strom einsparen. Dadurch stellen sich Effizienzgewinne ein, die Kosteneinsparungen ermöglichen und zu einem schonenderen Ressourcenbedarf führen. Eine Verschiebung des Verbrauchs in Zeiten, in denen er gesamtwirtschaftlich sinnvoller ist, z.b. wenn der Energiepreis tief oder die Netzbelastung gering ist, wird über eine erhöhte Verfügbarkeit der Daten erreicht, welche durch 9 Vgl. hierzu Smart Metering Roll Out Kosten und Nutzen. Aktualisierung des Smart Metering Impact Assessments 2012, Ecoplan, 2015 ( 6

111 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung die Messsysteme technisch ermöglicht wird. Es bleibt jedoch der Elektrizitätswirtschaft sowie anderen Marktakteuren überlassen, dieses technische Potenzial zu nutzen. Insbesondere ist dabei auf innovative Netznutzungsprodukte, mit z. B. dynamischen Preissignalen, hinzuweisen. Solche Ansätze werden neu auf Basis der Regelung in Artikel 18 StromVV ermöglicht. Durch die Regelungen zu intelligenten Mess-, Steuer- und Regelsystemen wird die Basis für neue Geschäftsfelder im Energiedienstleistungsmarkt gelegt. Das schafft Mehrwerte für einzelne Endverbraucher, aber auch für die Gesellschaft als Ganzes, so z.b. bei der Nutzung und Abgeltung von Flexibilität auf Verbrauchsseite, die die Versorgungssicherheit erhöht. 5. Verhältnis zu Regelungen der Europäischen Union Die Neuregelungen der StromVV entsprechen den derzeitigen Rahmenbedingungen der EU. Im Bereich der intelligenten Messsysteme wird z.b. derzeit europaweit gefordert, dass diese durch die Mitgliedstaaten eingeführt werden, sofern eine Kosten-Nutzen-Analyse positiv ausfällt. Sodann sind die Mitgliedstaaten aufgerufen, 80% der Verbraucher mit intelligenten Messsystemen bis 2020 auszustatten 10. Die Europäische Kommission veröffentlichte Empfehlungen zur Einführung der intelligenten Messsysteme, die bei der Festlegung der technischen Mindestanforderungen für die Schweiz Berücksichtigung fanden 11. Auch die weiteren Regelungen innerhalb der StromVV sind kompatibel mit den Forderungen der EU für ihre Mitgliedstaaten. Insbesondere sei hier auf die vorliegenden Regelungen im Bereich intelligenter Messsysteme (Art. 8a), der Datensicherheit (Art. 8b) und zur Handhabung von Flexibilität (Art. 8c) sowie zur Tarifierung (Art. 18) verwiesen. Im Winter 2016 veröffentlichte die Europäische Kommission zudem einen Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und Rats für gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (das sogenannte Winterpaket). Die neu angedachten Regelungen erscheinen derzeit gänzlich kompatibel mit den in der StromVV verfolgten Ansätzen. Der Endverbraucher und der Erzeuger rücken mehr in den Fokus. Sie sollen mehr Rechte am Markt enthalten. Das Paket legt besonderes Augenmerk auf Regelungen zur Verwendung der Flexibilität von Erzeugern und Endverbrauchern. Diese soll sowohl für das Netz als auch für den Markt zur Verfügung stehen und unter Wettbewerbsbedingungen auf vertraglicher Basis eingesetzt werden, um kostenintensiven Netzausbau durch die Nutzung von Flexibilität zu vermeiden und neue erneuerbare Stromquellen anzubinden. Hierzu sollen Anreize für Netzbetreiber und notwendige Rahmenbedingungen geschaffen werden, z.b. indem das Netztarifierungssystem entsprechend angepasst wird oder standardisierte Marktprodukte verwendet werden. Darüber hinaus sollen die intelligenten Messsysteme über Funktionalitäten verfügen, die eine solche Vermarktung der Flexibilität unterstützen, so z.b. einen technisch möglichen Zugang zu Messwerten in naher Echtzeit. Nicht zuletzt werden neue Regelungen zu einem vereinfachten Datenzugang stipuliert. Hierbei wird als neu berechtigter Akteur der Aggregator genannt. Diese Ansätze werden mit den Regelungen zur Datenlieferung (Art. 8 Abs. 3 Bst. g und h), zu intelligenten Messsystemen (Art. 8a und Art. 31e), zur Flexibilität bzw. zum Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen (Art. 8c) sowie durch die Änderungen der Tarifierungsregeln (Art. 18) berücksichtigt. Eine langfristige Kompatibilität mit dem europäischen Ausland ist daher zu erwarten, jedoch nicht mit Sicherheit festzustellen. Das Winterpaket wird derzeit noch überarbeitet. 10 Richtlinie 2009/72/EG über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG ( 11 Vgl. Empfehlung der Kommission zu Vorbereitungen für die Einführung intelligenter Messsysteme ( 7

112 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung 6. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen 2. Kapitel: Versorgungssicherheit Art. 3 Abs. 2 bis Netzanschluss Grundsätzlich trifft den Netzbetreiber auch bei Eigenverbrauch und bei Zusammenschlüssen zum Eigenverbrauch die Netzanschlusspflicht, da Eigenverbraucher als Endverbraucher Anspruch sowohl auf Netzanschluss als auch auf Eigenverbrauch haben. Der Netzbetreiber darf deshalb den Wechsel von Anschlüssen aufgrund von Eigenverbrauch und von Zusammenschlüssen zum Eigenverbrauch nicht verweigern und muss die notwendigen Anpassungen des Anschlusses vornehmen. Wenn aufgrund eines Anschlusswechsels im Zusammenhang mit Eigenverbrauch oder mit dem Zusammenschluss zum Eigenverbrauch bestehende Anlagen nicht mehr oder nicht mehr vollständig genutzt werden, so stellt sich die Frage, wer die Kosten der noch nicht abgeschriebenen Anschlüsse trägt. Es kommen dabei nur Anlagen des Netzbetreibers in Frage, die unmittelbar mit den Anpassungen des Anschlusswechsels zusammenhängen. Tendenziell werden eher Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch solche Anschlusswechsel bedingen. Artikel 5 Absatz 5 StromVG räumt dem Bundesrat explizit die Möglichkeit ein, bei Anschlusswechseln die Kapitalkosten solcher Anlagen anteilsmässig den betreffenden Endverbrauchern aufzuerlegen. Bei Anlagen, die wegen Eigenverbrauchs nicht mehr oder nur noch teilweise genutzt werden, sollen deshalb der Eigenverbraucher und beim Zusammenschluss die Grundeigentümer allfällige verbleibende Kapitalkosten anteilmässig übernehmen müssen. Zudem hat die Branche gestützt auf Art. 3 Abs. 2 StromVV Richtlinien für die Abgeltung beim Wechsel von Anschlüssen erlassen. Das Netznutzungsmodell für das schweizerische Verteilnetz des VSE (NNMV- CH Ausgabe Juli 2014) enthält als solche Richtlinie Detailregeln für die Kostenanlastung (Anhang 2, Ziff. 2.1, S. 61). Zur Bestimmung allfälliger verbleibender Kapitalkosten sind auch die Abschreibungsdauern gemäss der Richtlinie Kostenrechnungsschema für die Verteilnetzbetreiber der Schweiz (KRSV-CH Ausgabe 2015, Ziff. 7, S. 32) zu beachten. 3. Kapitel: Netznutzung 1. Abschnitt: Jahres- und Kostenrechnung, Messwesen und Information Art. 7 Abs. 3 Bst. f bis, h und m Jahres- und Kostenrechnung Absatz 3 Buchstabe f bis ist die Grundlage dafür, dass die Kosten der Einführung von intelligenten Messsystemen und der damit einhergehenden Massnahmen zur Gewährleistung des Datenschutzes und der Datensicherheit beziffert und separat ausgewiesen werden. Ohne diesen separaten Buchstaben würden die Kosten für die Einführung in den allgemeinen Kosten für das Mess- und Informationswesen untergehen und mit den Messkosten für andere Messsysteme vermischt. Die Kosten für Messeinrichtungen, die weder den intelligenten Messsystemen nach Artikel 8a noch jenen nach Artikel 31e Absatz 3 entsprechen, werden wie bisher in den Kosten des übrigen Messwesens nach Buchstabe f erfasst. In Buchstabe h wird der Verweis auf das neue Energiegesetz angepasst. Nach Buchstabe m müssen die Kapital- und Betriebskosten für intelligente Steuer- und Regelsysteme des Netzbetreibers sowie die Vergütung nach Artikel 8c neu in der Kostenrechnung des Netzbetreibers separat ausgewiesen werden. Damit soll Transparenz über Art und Umfang der Kosten im Zusammenhang mit Steuerung und Regelung geschaffen werden. Zusätzlich weist der Netzbetreiber die Summe der Vergütungen, die er gestützt auf ein Vertragsverhältnis an Endverbraucher und Erzeuger ausrichtet, separat aus. 8

113 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Art. 8 Abs. 3, 3 bis und 5 Messwesen und Informationsprozesse Absatz 3 wird redaktionell umgestaltet und teilweise in Absatz 3 bis erfasst. Weiter wird in Absatz 3 der Verweis auf das neue Energiegesetz und die neue Energieverordnung angepasst. Zudem werden neu die Direktvermarktung und der Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen aufgeführt. Der Netzbetreiber muss also den Beteiligten auch jene Messdaten und Informationen zur Verfügung stellen, die für die Direktvermarktung (Art. 21 EnG) und den Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen notwendig sind. Selbstverständlich kann der Netzbetreiber nur jene Daten, die aus einem vertraglichen Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen resultieren, an den jeweiligen Vertragspartner des Endverbrauchers bzw. Erzeugers weitergeben, wie z.b. an ein Dienstleistungsunternehmen, das den Bezug des Endverbrauchers steuert. Der Netzbetreiber darf also Messdaten und Informationen nicht an solche Dritte weitergeben, die zwar intelligente Steuer- und Regelsysteme einsetzen, mit dem jeweiligen Endverbraucher bzw. Erzeuger aber in keinem diesbezüglichen Vertragsverhältnis stehen. Die Datenbereitstellung erfolgt im Übrigen nach den bisher üblichen Prozessen des Netzbetreibers. Damit die Daten in der erforderlichen Qualität und im erforderlichen Zeitraum abgeliefert werden, sollen die in Artikel 8 Absatz 2 erwähnten Richtlinien (wie z.b. der Metering Code des VSE) sofern notwendig angepasst oder ergänzt werden. Die Fristen, aber auch die Vorgaben zur Qualität der Datenlieferung, werden nicht immer von allen Netzbetreibern gleich gut eingehalten. Gerade die Qualität einer Prognose für Stromlieferungen hängt stark von der jeweiligen Datenqualität ab. Im Vorfeld zur vorliegenden Verordnungsanpassung wurde deshalb geprüft, ob die Anforderungen an die form- und fristgerechte Datenlieferung direkt in der Verordnung konkretisiert und folglich die detaillierten Vorgaben aus dem Metering Code ganz oder teilweise aufgenommen werden sollten, um der Bedeutung der Datenqualität Rechnung zu tragen. Der Bundesrat entschied sich aber gegen eine detailliertere Verordnungsbestimmung und in Befolgung des Subsidiaritätsprinzips für die Richtlinie. Denn auch ohne eine solche Verordnungsbestimmung hat die Eidgenössische Elektrizitätskommission (ElCom), welche die Einhaltung des Stromversorgungsrechts überwacht, im Streitfall zu prüfen, ob im Zusammenhang mit einer konkreten Datenlieferung die notwendigen Messdaten und Informationen fristgerecht, einheitlich und diskriminierungsfrei (Art. 8 Abs. 3 StromVV) zur Verfügung gestellt wurden. Dabei wird sie die nach Art. 8 Abs. 2 StromVV massgebende Richtlinie heranziehen. Auch wenn es sich bei den Richtlinien um Selbstregulierungsnormen handelt und es ihnen im Vergleich zu einer Verordnung an Hoheitlichkeit fehlt, haben sie dadurch dennoch eine hinreichende Verbindlichkeit. Die ElCom wird bei ihrem Entscheid über die Frage der fristgerechten Datenlieferung eine Vorgabe aus einer solchen Richtlinie grundsätzlich übernehmen, ausser die ElCom kommt zum Schluss, dass die Vorgabe nicht sachgerecht ist (vgl. die Mitteilung der ElCom Rechtsnatur von Richtlinien und Branchendokumenten vom 1. Februar 2010). Absatz 5 wird aufgehoben, da bei allen Endverbrauchern und Erzeugern intelligente Messsysteme eingeführt werden. Die wiederkehrenden Kosten für Lastgangmessungen, die vor Inkrafttreten der vorliegenden Änderung eingesetzt wurden, sind wie bisher gemäss Artikel 8 Absatz 5 von den Endverbrauchern mit Netzzugang und den Erzeugern mit Anschlussleistung über 30 kva zu tragen (vgl. Art. 31e Abs. 4, Satz 2). Im Übrigen gilt Artikel 13a Buchstabe a sowie Artikel 31e Absatz 4, Satz 1, was bedeutet, dass die Kosten anrechenbar sind. 9

114 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Art. 8a Intelligente Messsysteme Absatz 1 schreibt vor, dass nur noch intelligente Messsysteme eingesetzt werden dürfen, die einen elektronischen Elektrizitätszähler, ein digitales Kommunikationssystem und ein Datenbearbeitungssystem aufweisen. Diese Elemente müssen bei ihrem Zusammenwirken den Anforderungen nach Absatz 2 entsprechen. Die Einführung der intelligenten Messsysteme soll möglichst flächendeckend erfolgen. Die zeitliche Abfolge der Einführung wird in der Übergangsbestimmung geregelt. Nicht erfasst von der Einführung sind die Messeinrichtungen hinter dem Messpunkt eines Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch. Mit der Vorgabe, dass nur noch intelligente Messsysteme eingesetzt werden dürfen, werden die Zuständigkeiten im Messwesen nicht geändert. Wie bisher sind die Netzbetreiber für das Messwesen und die Informationsprozesse zuständig (Art. 8 Abs. 1 StromVV). Die Verordnung führt die gesetzliche Vorgabe von Artikel 17a Absatz 2 StromVG, wonach insbesondere die Netzbetreiber zum Rollout verpflichtet werden können, aus, indem im Netzgebiet eines Netzbetreibers innerhalb der Übergangsfrist von zehn Jahren 80 Prozent der Messeinrichtungen intelligent sein müssen (Art. 31e Abs. 1 StromVV). Wegen der Zuständigkeitszuweisung in Artikel 8 Absatz 1 StromVV richtet sich diese Vorgabe grundsätzlich an die Netzbetreiber. Sollte aber der Messstellenbetrieb zu einem bestimmten Zeitpunkt liberalisiert sein, so könnten die Vorgaben auch für Dritte relevant werden. Im Zeitpunkt der Verordnungsänderung ist dies aber nicht der Fall. Insbesondere brachte auch das am 14. Juli 2017 ergangene Urteil des Bundesgerichts (BGE 2C_1142/2016) keine solche Liberalisierung des Messstellenbetriebs. Das Bundesgericht äusserte sich explizit nicht zur Zuständigkeit beim Messstellenbetrieb (E. 2). Es hielt jedoch fest, dass ein Erzeuger, dessen Erzeugungsanlage eine Anschlussleistung von über 30 kva hat, für die Fernauslesung der Lastgangmessung einen Dritten beauftragen könne, sofern dieser Dritte mit seiner Messdienstleistung den sicheren Betrieb des Netzes nicht gefährde. An den Elektrizitätszähler eines intelligenten Messsystems gemäss Absatz 1 werden grundsätzlich die spezifischen Anforderungen gemäss der Verordnung des EJPD vom 26. August 2015 über Messmittel für elektrische Energie und Leistung (EMmV; SR , vgl. auch Absatz 4) sowie zusätzlich die in Buchstabe a aufgelisteten Anforderungen gestellt, die sich im Anhang 2 EMmV wiederfinden. So sind Wirk- und Blindenergie zu messen und aus den Messwerten Lastgänge zu ermitteln. Eine weitergehende Datenbearbeitung und Nutzung insbesondere der Blindenergie ist damit nicht zwingend vorgegeben, sondern lediglich die Möglichkeit der messtechnischen Erfassung. In der Regel sind diese Zähler standardmässig als Zweirichtungszähler ausgefertigt. Eine Zählung in beide Richtungen ist insbesondere dort vorzusehen, wo eine Einspeisung in das Netz erfolgen kann. Der Elektrizitätszähler soll die Werte mindestens über 60 Tage speichern können, selbst wenn die Stromversorgung des Elektrizitätszählers vorübergehend unterbrochen ist. Diese Speicherung stellt während dieses Zeitraums sicher, dass die originalen Werte verfügbar bleiben, falls diese im Datenbearbeitungssystem abhandenkommen oder mit Fehlern in der Bearbeitung behaftet werden sollten. Der Stand der gesamthaft verbrauchten Energiemenge soll zudem über 4 Monate gespeichert werden gemäss der europäischen Richtlinie 2014/32/EU. Ziffer 3 fordert, dass die Elektrizitätszähler über Schnittstellen verfügen. Eine davon muss zur Anbindung an das Datenbearbeitungssystem genutzt werden und die bidirektionale Kommunikation ermöglichen. Zudem soll über eine weitere Schnittstelle der Endverbraucher oder der Erzeuger ein Gerät direkt an den Elektrizitätszähler anschliessen können, mit dem insbesondere Messwerte im Moment ihrer Erfassung und die Lastgänge ausgelesen, selber genutzt und weitergegeben werden können. Mit welcher Frequenz die Messwerte generiert werden, also ob zum Beispiel jede oder nur alle fünf Sekunden, ist damit nicht vorgegeben und hängt vom Zähler ab. Den Endverbrauchern und Erzeugern ist jederzeit der kostenlose Zugang zu dieser Schnittstelle und den Messwerten zu gewähren. Für die Schnittstellen sind anerkannte Standards zu verwenden, um die Entwicklung von Energiedienstleistungen nicht zu behindern. An den Messwandler eines intelligenten Messsystems werden durch die StromVV keine zusätzlichen Anforderungen gestellt. 10

115 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Nach Artikel 8a Absatz 1 Buchstabe b bildet das Kommunikationssystem ein Element des intelligenten Messsystems. Grundsätzlich bestimmt der Netzbetreiber das digitale Kommunikationssystem. Es steht ihm dabei frei zu wählen, wie die Datenübermittlung erfolgt (ob über Stromkabel, Glasfaserkabel, Funk etc.). Das Kommunikationssystem soll aber effizient sein. Für das Kommunikationssystem ist die Zuständigkeit des Bundesamts für Kommunikation (BAKOM) zu beachten. Insbesondere sind die sogenannten technischen und administrativen Vorschriften des BAKOM zu berücksichtigen. Sofern über das Kommunikationssystem weitere Fernmeldedienste erbracht werden, sind die entsprechenden Kostenanteile nicht anrechenbar und von den Netzkosten eindeutig und nachvollziehbar abzugrenzen. Ist dies der Fall, ist nämlich davon auszugehen, dass das Kommunikationssystem für die Verwendung als intelligentes Messsystem nur zu einem kleinen Teil belegt wird. Durch den Einsatz eines intelligenten Elektrizitätszählers werden zahlreiche Daten generiert. Diese können durch ein Datenbearbeitungssystem unterschiedlichen Umfangs verwaltet werden. Es soll nur ein Datenbearbeitungssystem gemäss Artikel 8a Absatz 1 Buchstabe c eingesetzt werden. An das Zusammenspiel der Elemente eines intelligenten Messsystems (Elektrizitätszähler, Kommunikationssystem, Datenbearbeitungssystem) werden in Artikel 8a Absatz 2 Anforderungen aufgestellt. Um die Interoperabilität von verschiedenen intelligenten Elektrizitätszählern unterschiedlicher Hersteller gewährleisten zu können, müssen diese nach Buchstabe a identifiziert werden können. Damit sollen Abhängigkeiten von Herstellern reduziert und die Investitionssicherheit für die Netzbetreiber erhöht werden. Die international anerkannten Standards wie z.b. ISO/IEC (DLMS/COSEM) 12 sind zu beachten. Der Teil der Software der Elektrizitätszähler, der keine Auswirkungen auf seine messtechnischen Eigenschaften hat, soll nach Artikel 8a Absatz 2 Buchstabe b aktualisiert werden können. Gemäss Stand der Technik kann die Software in einen metrologisch nicht relevanten und einen metrologisch relevanten Bereich aufgeteilt werden, damit Aktualisierungen keine messtechnische Prüfung auslösen. Dies ist eine minimale Investition mit erheblichen Vorteilen. Ohne diese Trennung erfordert eine beliebige Softwareaktualisierung zwingend eine Eichung und darf daher nicht aus der Ferne vorgenommen werden. Zudem ist in einem solchen Fall eine Ergänzung des Bauartprüfzertifikats erforderlich. Dies ist durch die Vorgaben der europäischen Messmittelrichtlinie 2014/32/EU unvermeidlich vorgegeben. Mit der Softwaretrennung können z.b. Funktionen zur informationstechnischen Sicherheit, Kommunikationsschnittstellen oder Steuerausgänge ohne erneute Eichung aktualisiert werden. Mit Artikel 8a Absatz 2 Buchstabe c erhält der Endverbraucher oder Erzeuger die Möglichkeit, beim Netzbetreiber Lastgangwerte und bei Bedarf weitere, ihn betreffende Messdaten abzufragen. Ob der Netzbetreiber dafür ein internetbasiertes oder sonst ein Kundenportal zur Verfügung stellt, steht ihm frei. Dem Endverbraucher oder Erzeuger muss eine Auswahl von den ihn betreffenden Daten leicht verständlich und während eines bestimmten Zeitraums zur Verfügung gestellt werden. Das betrifft die Wirkenergie über die abrechnungsrelevanten Tarifzeiten, Lastgänge und z.b. historische tages-, monats- und jahresbezogene Werte des Energieverbrauchs. Wichtig ist, dass die Lastgangwerte verständlich visualisiert und Stromsparpotentiale aufgezeigt werden. Um diese Dateneinsicht zu erhalten, muss sich der Endverbraucher oder Erzeuger ausweisen beziehungsweise im System authentifizieren. Bei einem internetbasierten Kundenportal könnte die Möglichkeit angeboten werden, dass mit verschiedenen Endgeräten darauf zugegriffen werden kann. Artikel 8a Absatz 2 Buchstabe d gibt vor, dass intelligente Messsysteme die Voraussetzungen aufweisen müssen, um digitale Messmittel anderer Medien wie z.b. Gas, Wasser, Fernwärme einzubinden. So wird ermöglicht, dass auch stromfremde Messdaten über das intelligente Messsystem abgerufen und verwaltet werden können. Die zusätzlichen Kosten der entsprechenden Erweiterungen und der Messdatenverwaltung für andere Medien sind nicht an die Netzkosten des Netzbetreibers anrechenbar und daher von seinen Netzkosten eindeutig und nachvollziehbar abzugrenzen. 12 Vgl. Website der International Electrotechnical Commission (IEC); 11

116 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Intelligente Steuer- und Regelsysteme, die der Netzbetreiber nach Artikel 8c StromVV verwendet, sollen ebenfalls über eine Schnittstelle eingebunden werden. Diese ermöglicht es dem Netzbetreiber, solche Steuer- und Regelsysteme über das intelligente Messsystem zu betreiben und mit ihnen zu kommunizieren. Beispielhaft sind hier die Rundsteuerungen genannt, die unter den Voraussetzungen des Artikels 8c StromVV über das intelligente Messsystem betrieben werden können. Nicht vorausgesetzt wird, dass das intelligente Messsystem des Netzbetreibers auch intelligente Steuer- und Regelsysteme von Dritten technisch einbinden können muss. In Artikel 8c Absatz 4 StromVV ist geregelt, unter welchen Bedingungen der Netzbetreiber Dritten den Zugang zu den vom Netzbetreiber eingesetzten Steuer- und Regelsystemen gewähren muss. Manipulationen (wie z.b. Ein- oder Ausschalten) und andere, insbesondere digitale Fremdeinwirkungen (wie z.b. Schadprogramme) auf den Zähler sollen nach Artikel 8a Absatz 2 Buchstabe e erkannt, protokolliert und dem Netzbetreiber gemeldet werden. In militärischen Anlagen, die dem Bundesgesetz vom 23. Juni 1950 über den Schutz militärischer Anlagen (SR ) unterstehen, müssen keine intelligenten Messsysteme eingesetzt werden (Abs. 3). Die Pflicht zum Einsatz von intelligenten Messsystemen kann zudem von der ElCom relativiert werden. Eine Ausnahme ist dann zu gewähren, wenn der Einsatz zum Aufwand unverhältnismässig ist. Dabei soll dem Effizienzgedanken Rechnung getragen werden, gerade wenn das Verhältnis von den Kosten zu den Nutzen im Ungleichgewicht steht. Es kann zwar sinnvoll sein, zum Beispiel in sehr abgelegenen Berghütten elektronische Elektrizitätszähler einzusetzen, dagegen aber zu aufwändig, diese Zähler auch an ein digitales Kommunikationssystem anzubinden. Das Ziel der flächendeckenden Einführung von intelligenten Messsystemen soll aber trotzdem nicht aus den Augen verloren werden. Deshalb können Ausnahmebewilligungen auch befristet erteilt werden. Es wird erwartet, dass sich der Aufwand der ElCom für diese Ausnahmebewilligungen in Schranken hält. Mit Absatz 4 wird der Bezug zur Messmittelverordnung (MessMV, SR ) hergestellt. Der Geltungsbereich der Messmittelverordnung und der entsprechenden Ausführungsvorschrift EMmV erstreckt sich zwar nicht auf sämtliche Elektrizitätszähler, wie sie aufgrund von Art. 8a eingesetzt werden. So sind beispielsweise Zähler bei grossen Industriebetrieben, auf Campingplätzen und vergleichbaren Anlagen sowie an Ladestationen für Elektrofahrzeuge nicht vom Geltungsbereich der EMmV erfasst (Art. 2). Soweit aber der Geltungsbereich mit Art. 8a deckungsgleich ist, gelten sowohl die MessMV als auch die EMmV. Art. 8b Datensicherheitsprüfung Die Datensicherheit ist ein wesentlicher Teil eines intelligenten Messsystems. Deshalb sieht dieser Artikel in Absatz 1 vor, dass nur intelligente Messsysteme eingesetzt werden dürfen, deren Elemente erfolgreich geprüft wurden. Auf Basis einer Schutzbedarfsanalyse des Bundesamts für Energie (BFE) 13 sind durch Netzbetreiber und Hersteller Richtlinien zu entwickeln. Diese bezeichnen, welche Elemente welchen sicherheitstechnischen Anforderungen genügen müssen, um die Datensicherheit zu gewährleisten und identifizierte Bedrohungen und Risiken zu reduzieren. Die Richtlinien enthalten Prozesse, wie die Wirksamkeit der Anforderungen geprüft werden muss. Diese Prüfung wird zurzeit nur bei intelligenten Messsystemen vorausgesetzt, nicht auch bei intelligenten Steuer- und Regelsystemen, da sich hier die technischen Entwicklungen noch im Fluss befinden. Der Bundesrat kann die technischen Mindestanforderungen für die intelligenten Messsysteme festlegen (Art. 17a Abs. 3 StromVG). Zum einen hat er diese Mindestanforderungen in Artikel 8a definiert, zum anderen Teil hat er diese Aufgabe im Sinn des Subsidiaritätsprinzips (Art. 3 Abs. 2 StromVG) im 13 Vgl. hierzu Schutzbedarfsanalyse Smart Metering in der Schweiz, AWK Group AG, 17. September 2016 ( 12

117 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Bereich der Datensicherheit an die Branche delegiert (Abs. 2). Gestützt auf die Schutzbedarfsanalyse des BFE erstellen die Hersteller und Netzbetreiber die entsprechende Richtlinie. Zur Datensicherheit gehört aber auch, dass die Einhaltung der entsprechenden technischen Anforderungen gemäss dieser Richtlinie geprüft wird. Die Aufgabe, solche Prüfungen durchzuführen, wird dem Eidgenössischen Institut für Metrologie (Metas) übertragen (Abs. 3). Es ist angezeigt, diese erste Phase der Einführung und Prüfung von intelligenten Messsystemen eng staatlich zu begleiten. Das Metas kann aber immerhin für solche Prüfungen oder Teilen davon auch Dritte beiziehen, was es voraussichtlich tun wird. Sollte in einem späteren Zeitpunkt das Bedürfnis bestehen, nebst dem Metas weitere Prüfstellen zu bezeichnen, wäre dies auf dem Weg einer Verordnungsanpassung möglich. Art. 8c Intelligente Steuer- und Regelsysteme für den Netzbetrieb Grundsätzlich können die Endverbraucher und Energieerzeuger ihren Energieverbrauch bzw. ihre Einspeisung selber steuern und regeln. Es liegt in ihrer Entscheidung, ob bei ihnen intelligente Steuerund Regelsysteme eingesetzt werden und ob sie den Netzbetreiber oder einen anderen Dritten mit dem Betrieb dieser Systeme beauftragen. Dieser Grundsatz, dass das Einverständnis von Endverbraucher und Erzeuger beim Einsatz von intelligenten Steuer- und Regelsystemen vorliegen muss, ist in Artikel 17b StromVG verankert. Sofern sich ein Endverbraucher oder ein Erzeuger für den Netzbetreiber des entsprechenden Netzgebiets entscheidet, bestimmt nun Artikel 8c, unter welchen Bedingungen der Netzbetreiber im Rahmen des sicheren, effizienten und leistungsfähigen Netzbetriebs die Einspeisung des Erzeugers oder den Verbrauch des Endverbrauchers steuern und regeln darf. Ist der Endverbraucher oder Erzeuger damit einverstanden, dass der Netzbetreiber bei ihm ein intelligentes Steuer- und Regelsystem einsetzt, dann vereinbaren sie wie das System installiert und eingesetzt wird (Auswahl der Verbrauchsgeräte oder der Erzeugungsanlage und Umfang des Einsatzes) sowie die Vergütung für den Einsatz (Abs. 1 Bst. a - c). Die Zustimmung eines Endverbrauchers und Erzeugers muss selbstverständlich freiwillig erfolgen. Begrifflich sind die Installation oder die Ausstattung von der Verwendung oder dem Einsatz zu unterscheiden. Damit ein solches System verwendet oder eingesetzt werden kann, muss es zuerst installiert sein bzw. muss der Endverbraucher oder Erzeuger zuerst mit einem System ausgestattet sein. Der Zweck der vertraglichen Verwendung von intelligenten Steuer- und Regelsystemen durch den Netzbetreiber ist der sichere, leistungsfähige und effiziente Netzbetrieb. Nicht dazu gehört z. B. die Optimierung des Eigenverbrauchs, da diese vor allem im Interesse des Eigenverbrauchers und nicht zwingend des Netzbetreibers liegt. Je nach Umfang der kontrahierten Leistung kann die Effizienzwirkung darin liegen, dass das Verteilnetz nicht verstärkt oder ausgebaut werden muss. Hierunter fällt z. B. die geplante Verhinderung von thermischen Betriebsmittelüberlastungen, von Verletzungen der Spannungsbandgrenzen oder eine Vermeidung von hohen Lastspitzen gegenüber vorliegenden Netzen. Die Idee ist, dass es kostengünstiger ist, wenn der Netzbetreiber auf Flexibilität zugreifen kann, als wenn er sein Netz ausbauen müsste. Erteilt der Endverbraucher oder Erzeuger dem Netzbetreiber seine Zustimmung, regeln die Parteien vertraglich die Bedingungen gemäss den Buchstaben a - c. Es ist den Parteien vorbehalten, weitere Vertragselemente zur Interessenwahrung zu vereinbaren wie zum Beispiel Vertragsdauer, Kündigungs- und Zahlungsmodalitäten, weitere Leistungen und Sorgfaltspflichten. Aber auch Bedingungen darüber, ob und wie der Endverbraucher oder Erzeuger seine Flexibilität mehrfach vermarkten darf und wie eine notwendige Abstimmung zwischen den Parteien zu erfolgen hat, sind vertraglich zu vereinbaren (unter Vorbehalt von Abs. 6). Die Vergütung soll nach Absatz 2 angemessen sein und auf sachlichen Kriterien beruhen. Die Ansätze für die Vergütung dürfen zudem nicht diskriminierend sein. Sachgerecht ist es zum Beispiel, wenn die Vergütung einen Bezug zur zeitlichen Verfügbarkeit hat. So soll ein möglicher Einsatz über fünf Stunden anders vergütet werden als einer über eine Stunde. 13

118 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Die Informationen in Absatz 3 sollen öffentlich zugänglich sein. Beispielsweise kann sie der Netzbetreiber im Internet aufschalten. Dies fördert die Transparenz über die Bedingungen des Netzbetreibers. Die relevanten Informationen umfassen die Ansätze für Vergütungen in Beziehung zu Umfang (Leistung) und Dauer (Schalt- oder Sperrzeiten) z.b. im Sinne von vergünstigten Tarifen oder Direktzahlungen. Personenbezogene Daten sind nicht zu publizieren. Gestützt auf diese Information soll der Endverbraucher oder der Erzeuger besser Vergleiche mit Drittanbietern ziehen und entscheiden können, welchem Anbieter er die Steuerung seiner Anlagen überträgt. Absatz 4 stellt sicher, dass Dritte den diskriminierungsfreien Zugang zu intelligenten Steuer- und Regelsystemen erhalten, sofern diese vom Netzbetreiber über die Netzkosten finanziert wurden. Damit sollen Dritte keinen Wettbewerbsnachteil erleiden. Voraussetzung ist, dass die vom Netzbetreiber eingesetzten intelligenten Steuer- und Regelsysteme technisch in der Lage sind, den Dienst eines Dritten sicherzustellen. Der Dritte, der um Zugang nachsucht, kann vom Netzbetreiber nicht verlangen, dass er technisch nachrüstet. Zudem darf eine solche Drittnutzung nicht den sicheren Netzbetrieb gefährden. Bezieht der Netzbetreiber vom Drittnutzer eine Entschädigung, muss er diese als Ertrag den anrechenbaren Betriebskosten zuführen. Absatz 5 erlaubt es dem Netzbetreiber, auch ohne Zustimmung des Endverbrauchers oder Erzeugers intelligente Steuer- und Regelsysteme zu installieren, sofern damit potentielle erhebliche Gefährdungen des sicheren Netzbetriebs verhindert werden könnten. Folgt ein solcher Einsatz zur Abwendung einer unmittelbaren, erheblichen Gefährdung des sicheren Netzbetriebs, ist dieser ohne vorgängige Information und Zustimmung des Endverbrauchers oder Erzeugers zulässig (Abs. 6). Zu diesem Zweck darf der Netzbetreiber jederzeit und ohne Zustimmung beziehungsweise Genehmigung auf die Steuer- und Regelsysteme, die er mit Zustimmung und an neuralgischen Punkten im Netz installiert hat sowie auch auf bereits eingebaute Rundsteuerungen, einwirken. Hierzu hat er in der Regel Netzknoten als neuralgische Punkte vorgängig identifiziert. Ein solcher Einsatz wird den Endverbrauchern und den Erzeugern nicht vergütet. Er geht den vertraglich vereinbarten Steuerungen und Regelungen vor, und zwar sowohl jenen aufgrund eines zwischen dem Netzbetreiber und dem Endverbraucher oder Erzeuger abgeschlossenen Vertrags als auch jenen aufgrund eines Vertrags zwischen Dritten und dem Endverbraucher oder Erzeuger. Die Endverbraucher und Erzeuger sind über einen solchen Ausnahmefall zu informieren. Die Information enthält die Häufigkeit, den Grund, den Umfang, die Dauer und die Art und Weise dieser Schaltungen. Art. 8d Umgang mit Daten aus intelligenten Mess-, Steuer- und Regelsystemen Da es möglich ist, aus Lastgangwerten Personendaten zu gewinnen und Persönlichkeitsprofile zu erstellen, geht es in Artikel 8d darum, den Umgang damit zu konkretisieren. Mit Absatz 1 wird die rechtliche Grundlage dafür geliefert, dass der Netzbetreiber Lastgangwerte mit einer Periodizität von 15 Minuten und mehr bearbeiten kann. Zur Bearbeitung von Lastgangwerten mit einer Periodizität von weniger als 15 Minuten braucht der Netzbetreiber die ausdrückliche Zustimmung des Endverbrauchers. Absatz 1 bestimmt weiter, zu welchem Zweck der Netzbetreiber Personendaten und Persönlichkeitsprofile bearbeiten kann. Ferner wird vorgegeben, dass solche Daten nur pseudonymisiert bearbeitet werden dürfen. Das heisst, dass alle Daten, die Rückschlüsse auf eine konkrete Person zulassen, durch neutrale Angaben (Pseudonym) ersetzt werden müssen. Dabei müssen nicht-sprechende Identifikatoren verwendet werden. Das Pseudonym steht dann stellvertretend für die betroffene Person. Auch indirekt identifizierende Informationen, also wenn verschiedene Informationen zusammen Aufschluss über die Identität einer Person geben, dürfen nicht verwendet werden. Mitarbeitende des Netzbetreibers können somit die Personendaten nicht direkt einer Person zuordnen. Im Unterschied zur Anonymisierung verfügt der Netzbetreiber bei der Pseudonymisierung über eine Konkordanztab- 14

119 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung elle, mit der er die Pseudonyme den Personen zuordnen kann. 14 Diese Zuordnung wird bei der Rechnungsstellung der Netznutzungs- und Energieentgelte zwingend notwendig sein. Der Netzbetreiber hat sich so zu organisieren, dass nur ein kleiner Kreis von Mitarbeitenden Zugang zu den Personendaten, den Persönlichkeitsprofilen und der Konkordanztabelle der Pseudonyme hat. Betraut der Netzbetreiber einen Dritten mit Messdienstleistungen (Art. 8 Abs. 3), ist er dafür verantwortlich, dass er dem Dritten die Rechte und Pflichten aus der vorliegenden Bestimmung über den Umgang mit Daten entsprechend überträgt. Der Netzbetreiber bleibt aber auch bei einer Beauftragung grundsätzlich in der Verantwortung. Personendaten und Persönlichkeitsprofile, die aus den Messdaten gewonnen werden, dürfen nach Absatz 2 grundsätzlich nur pseudonymisiert an Beteiligte im Sinn von Artikel 8 Absatz 3 StromVV weitergegeben werden. Der Schlüssel bzw. die Konkordanztabelle zu den Pseudonymen verbleibt beim Netzbetreiber. Je nach Empfänger und dessen Verwendungszweck aggregiert der Netzbetreiber die pseudonymisierten Personendaten entsprechend und zeitlich sobald als möglich. Wenn beispielsweise ein Lieferant einen Hoch- und einen Niedertarif anbietet, erhält er die Energieverbrauchswerte aggregiert zu den entsprechenden Tarifzeiten. Für die Abrechnung verfügt der Energielieferant über die notwendigen Angaben, um die pseudonymisierten Daten dem richtigen Endverbraucher und Kunden zuzuweisen. Für den Fall, dass der Energielieferant Bezugsprofile zu Prognosezwecken benötigt, erhält er die historischen 15-Minuten-Lastgangwerte. Diese müssen jedoch aggregiert auf eine Kundengruppe sein, ausser der Liefervertrag sehe etwas anderes vor. Im Übrigen gilt, dass die Bearbeitung und Weitergabe weiterer Personendaten immer dann zulässig ist, wenn die betroffene Person zustimmt. Der Netzbetreiber bestimmt gemäss Absatz 4 grundsätzlich selber, wie oft er die Daten des intelligenten Messsystems abruft. Die Auslesung soll dabei maximal einmal im Tag erfolgen. Der Datenschutz und die Datensicherheit haben beim Einsatz intelligenter Mess-, Steuer- und Regelsysteme einen hohen Stellenwert. Deswegen hat der Netzbetreiber gestützt auf Absatz 5 allgemeine und besondere Massnahmen zu treffen, welche die Datensicherheit gewährleisten. Massnahmen aufgrund der Verordnung zum Bundesgesetz über den Datenschutz (VDSG; SR ) sollen unter Beachtung internationaler Normen umgesetzt werden. Darunter fallen insbesondere ISO/IEC 27001, 27002, oder NISTIR Abschnitt: Netzzugang und Netznutzungsentgelt Art. 13a Anrechenbare Kosten von Mess-, Steuer- und Regelsystemen Die Kapital- und Betriebskosten von Messsystemen nach dieser Verordnung gelten als anrechenbare Kosten. Auch die Kosten für das Kommunikationssystem sind grundsätzlich anrechenbar, wenn es die technischen und systemischen Mindestanforderungen erfüllt. Moderne Kommunikationssysteme, z. B. Glasfasersysteme, verfügen häufig über sehr hohe Kapazitäten, die zudem an Dritte weitervermietet werden können. Die effektiven Kosten für das Kommunikationssystem oder für den tatsächlichen Umfang des Einsatzes als intelligentes Messsystem sind über einen sachgerechten Kostenschlüssel zu ermitteln und auszuweisen. Wird das durch Artikel 8a Absatz 1 Buchstabe c vorgeschriebene Datenbearbeitungssystem durch ein Energiedatenmanagementsystem umgesetzt, das im Vergleich zu den von der Verordnung vorausgesetzten Funktionalitäten eines Datenbearbeitungssystems weitere Funktionen aufweist, sind die entsprechenden zusätzlichen Kosten im Zusammenhang mit Artikel 8a nicht anrechenbar und gesondert 14 Vgl. auch Leitfaden zu den technischen und organisatorischen Massnahmen des Datenschutzes des EDÖB, August 2015 ( Register Dokumentation). 15 Vgl. Website der International Electrotecnical Commission (IEC); 16 Vgl. Website des National Institute of Standards and Technology (NIST); 15

120 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung aufzuführen. Dies aus dem Grund, dass Quersubventionierungen zwischen dem Netzbetrieb und anderen Tätigkeitsbereichen nicht erlaubt sind (Art. 10 Abs. 1 StromVG). Die Kapital- und Betriebskosten von intelligenten Steuer- und Regelsystemen, die im Sinn von Artikel 8c eingesetzt werden, sind ebenfalls anrechenbar. Entzieht ein Endverbraucher oder Erzeuger dem Netzbetreiber die Zustimmung zur Verwendung solcher Systeme, so bleiben die Kapital- und Betriebskosten der bereits installierten Systeme weiterhin anrechenbar. Nach Entzug der Zustimmung muss ein bereits installiertes intelligentes Steuer- und Regelsystem also nicht entfernt werden. Bei Mieterwechsel kann der neue Mieter die Zustimmung wieder erteilen. Gegebenenfalls muss das System aber auch bei unmittelbaren, erheblichen Gefährdungen eingesetzt werden. Auch die Vergütungen, die der Netzbetreiber aufgrund von Artikel 8c Absatz 1 ausrichtet, stellen anrechenbare Kosten dar. Dagegen sind die Aufwände für vertragliche Dienstleistungen des Netzbetreibers gegenüber Dritten, die zum Beispiel der Optimierung des Eigenverbrauchers dienen oder Mehrwerte auf den Primär-, Sekundär- und Tertiärregelenergiemärkten erwirtschaften, nicht anrechenbar. Sie sind nachvollziehbar abzugrenzen. Baut ein Dritter beim Endverbraucher oder Erzeuger Steuerund Regelsysteme ein und entstehen dem Netzbetreiber dadurch Kosten, kann er diese Kosten dem Dritten in Rechnung stellen. Solche Kosten umfassen zum Beispiel die Beeinträchtigung der durch den Netzbetreiber bereits installierten Infrastruktur. Art. 15 Abs. 2 Bst. b und c Der Verweis auf das Energiegesetz in Buchstabe b wird angepasst und Buchstabe c aufgehoben, da der Netzzuschlag neu von der Vollzugsstelle und nicht mehr von der Swissgrid erhoben wird (Art. 35 Abs. 1 EnG). Art. 18 Netznutzungstarife Absatz 1 ist unverändert und gilt wie bisher. Nach Absatz 2 ist ein vergleichbares Bezugsprofil der Endverbraucher massgebend, um innerhalb einer Spannungsebene eine Kundengruppe zu bilden. Während die Verbrauchscharakteristik den zeitlichen Verlauf der von Endverbrauchern verbrauchten Energie ausweist, zeigt das Bezugsprofil den zeitlichen Verlauf der aus dem Netz bezogenen Energie auf. Artikel 14 Absatz 3 Buchstabe c StromVG bestimmt, dass die Netznutzungstarife sich am Bezugsprofil orientieren und im Netz eines Netzbetreibers pro Spannungsebene und Kundengruppe einheitlich sein müssen. In welcher Abstufung der Netzbetreiber die Kundengruppen aufgrund des Bezugsprofils bildet, wird im Gesetz nicht vorgegeben. Es ist dennoch sinnvoll, für die kleineren Endverbraucher und Eigenverbraucher die Erheblichkeit als Abgrenzungskriterium beizuziehen, wie dies die Botschaft zum ersten Massnahmenpaket der Energiestrategie 2050 zu Artikel 14 Absatz 3 Buchstabe c StromVG vorsieht. Aus dieser Überlegung wird bei einer Anschlussleistung bis 30 kva davon ausgegangen, dass diese vergleichbar sind und nicht erheblich voneinander abweichen. Deshalb ist bei Endverbrauchern mit einer Anschlussleistung bis 30 kva von einem vergleichbaren Bezugsprofil auszugehen. Bis zu einer Anschlussleistung von 30 kva ist also für Endverbraucher in ganzjährig genutzten Liegenschaften nur eine Kundengruppe (Basiskundengruppe) erlaubt. Diese kann z. B. einen Einfachtarif aber auch einen Doppeltarif erhalten. Andere Netznutzungstarife kann der Netzbetreiber diesen Kunden nach Massgabe von Absatz 4 zur Auswahl stellen. Grundsätzlich besteht der Netznutzungstarif nach Absatz 3 für Endverbraucher in ganzjährig genutzten Liegenschaften auf der Spannungsebene unter 1 kv zu mindestens 70 Prozent aus einem nicht degressiven Arbeitstarif, wenn der Jahresverbrauch nicht 50 MWh übersteigt. Bisher war bei solchen Endverbrauchern in der Regel keine Leistungsmessung installiert. Die restlichen 30 Prozent des Netz- 16

121 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung nutzungstarifs werden mit einem Standartlastprofil oder Grundtarif bestimmt. Mit der flächendeckenden Einführung intelligenter Messsysteme nach Artikel 8a und 31e erhalten alle Endverbraucher nach und nach eine Leistungsmessung. Sobald eine Leistungsmessung vorhanden ist, können die Netzbetreiber diesen Endverbrauchern einen anderen Netznutzungstarif zur Auswahl stellen, dessen Arbeitstarif-Anteil auch weniger als 70 Prozent betragen kann (vgl. Abs. 4). Nimmt der Endverbraucher das Angebot an, wechselt er in eine andere Kundengruppe. Absatz 4 ermöglicht es dem Netzbetreiber, den Endverbrauchern nach Absatz 2 weitere Netznutzungstarife zur Auswahl zu stellen. Dies umfasst auch mögliche Vergütungen nach Artikel 8c. Endverbrauchern, wie sie in Absatz 2 und 3 definiert sind und bei denen eine Leistungsmessung eingesetzt wird, können ebenfalls andere Netznutzungstarife angeboten werden, die einen tieferen Anteil Arbeitstarif enthalten können. Jeder Endverbraucher entscheidet darüber, welchen von den angebotenen Tarifen er auswählt. Er kann aber grundsätzlich auch in der Basiskundengruppe bleiben. Die Angebote haben selbstverständlich den Kriterien des Artikels 14 Absatz 3 StromVG zu entsprechen. 4. Kapitel: Systemdienstleistungen und Bilanzgruppen Art. 22 Abs. 3 Der Verweis auf das neue EnG wird angepasst. Art. 24 Bilanzgruppe für erneuerbare Energien Absatz 1 bleibt unverändert. In Absatz 2 wird der Verweis angepasst. In Absatz 3 fallen die anderen Bilanzgruppen weg, da die Bilanzgruppe für erneuerbare Energien (BG- EE) die Aufgaben, für die die anderen Bilanzgruppen die Fahrpläne bisher benötigt haben, gemäss Artikel 27 der neuen Energieförderverordnung (EnFV) neu selber wahrnimmt. Hierzu ist aber noch die Übergangsbestimmung von Artikel 31h zu beachten. Absatz 4 (vorher Absatz 6) besagt, dass die Kosten für die unvermeidbare Ausgleichsenergie sowie die Vollzugskosten nicht mehr bei der Swissgrid, sondern beim BFE zulasten des Netzzuschlagsfonds einzufordern sind. Unvermeidbar ist die Ausgleichsenergie dann, wenn sie trotz guter Prognose nicht zu verhindern war. Der Verantwortliche der BG-EE ist angehalten, eine gute Prognosegüte zu erzielen und dadurch möglichst die Rechnungstellung für Ausgleichsenergie zu vermeiden. Der bisherige Absatz 5 wird aufgehoben, da sich diese Regelung gestützt auf Artikel 19 Absatz 7 Buchstabe g EnG neu in Artikel 27 EnFV befindet. Art. 24a Vergütung an die nationale Netzgesellschaft Dieser Artikel trat aufgrund einer Teilrevision der StromVV am 1. Januar 2017 in Kraft, wird jedoch im Rahmen der vorliegenden Revision aufgehoben. Das neue Einspeisevergütungssystem wird vollständig durch das EnG und die EnFV geregelt. Art. 24b Verweigerung der Vergütung Dieser Artikel trat aufgrund einer Teilrevision der StromVV am 1. Januar 2017 in Kraft, wird jedoch im Rahmen der vorliegenden Revision aufgehoben. Das neue Einspeisevergütungssystem wird vollständig durch das EnG und die EnFV geregelt. Art. 25 Zuordnung der Einspeisepunkte In Artikel 25 werden die Verweise angepasst und klarer formuliert, dass sich die Bilanzgruppenzuordnung von Einspeisepunkten nach dem Umfang der abgenommenen Elektrizität richtet. 17

122 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Art. 26 Abs. 3 Regel- und Ausgleichsenergie In Absatz 3 wird der Begriff Produzent mit dem synonymen Begriff Erzeuger ersetzt. Im StromVG und in der StromVV werden einheitlich der Begriff Erzeuger verwendet, im EnG und EnV dagegen Produzent. Zudem werden die Verweise angepasst und der Absatz redaktionell überarbeitet. 5. Kapitel: Schlussbestimmungen 1. Abschnitt: Vollzug Art. 27 Abs. 4 und 5 Durch den neuen Artikel 8b sind die Netzbetreiber und Hersteller verpflichtet, eine Richtlinie zu erstellen. Deshalb wird in der Aufzählung in Absatz 4 Artikel 8b neu aufgenommen. In Absatz 5 wird der Verweis auf das Energiegesetz angepasst. 3. Abschnitt: Übergangsbestimmungen Art. 29 Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung Nach bisherigem Recht waren die Erzeuger mit Anschlussbedingungen nach Artikel 28a EnG vom 26. Juni 1998 von der Pflicht zur Installation einer Lastgangmessung befreit. Diese Bestimmung wird nun aufgehoben. Die darin erwähnten Erzeuger sind neu ebenfalls mit intelligenten Messsystemen nach Massgabe der Übergangsbestimmungen auszustatten. Die Einführung der intelligenten Messsysteme soll möglichst flächendeckend erfolgen. Die entsprechenden Kosten sind anrechenbar (Artikel 13a Buchstabe a und 31e Absatz 4). 4a. Abschnitt: Übergangsbestimmung zur vorliegenden Änderung Art. 31e Einführung intelligenter Messsysteme Die Einführungsfrist für intelligente Messsysteme nach Artikel 8a wird in Absatz 1 auf zehn Jahre festgelegt. Bis zum Ablauf dieser Übergangsfrist müssen 80 Prozent aller verwendeten Messeinrichtungen bei Endverbrauchern und Erzeugern im Netzgebiet eines Netzbetreibers den Anforderungen nach Artikel 8a und 8b entsprechen. Danach sind beim Ersatz von anderen Messeinrichtungen in jedem Fall intelligente Messsysteme nach den Artikeln 8a und 8b einzusetzen. Grundsätzlich bestimmt der Netzbetreiber innerhalb der Übergangsfrist den konkreten Zeitpunkt des Einbaus bei in seinem Netzgebiet angeschlossenen Endverbrauchern und Erzeugern (Absatz 2). Sobald aber ein Endverbraucher den freien Netzzugang wählt oder ein Erzeuger eine Neuanlage, und zwar unabhängig von deren Anschlussleistung, an das Elektrizitätsnetz anschliessen lässt, muss der Netzbetreiber ein verordnungskonformes, intelligentes Messsystem einbauen. Im Sinne eines effizienten Netzbetriebs ersetzt ein Netzbetreiber im Übrigen in erster Linie bisherige Messeinrichtungen, die nicht mehr funktionieren bzw. deren Lebensdauer am Ende ist und die abgeschrieben sind. Dadurch sollen so wenige Restwerte wie möglich verloren gehen. Die Lebensdauer einer bisherigen Messeinrichtung darf aber nicht durch den Austausch von Kernkomponenten verlängert werden. Werden Messstellen neu eingerichtet (z.b. bei Neubau, Sanierung), sind auch dort solche intelligente Messsysteme einzubauen. Sofern dies technisch möglich ist und den Anforderungen von Artikel 8a entspricht, ist der Netzbetreiber im Sinne der Effizienz zudem gehalten, eine bestehende Lastgangmessung in sein intelligentes Messsystem zu integrieren. 18

123 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung Absatz 3: Bis Ende 2018 kann der Netzbetreiber Endverbraucher, die von ihrem Anspruch auf Netzzugang Gebrauch machen, und Erzeuger, die eine neue Erzeugungsanlage anschliessen, mit Messsystemen ausstatten, die Artikel 8a und 8b noch nicht entsprechen müssen, weil die Richtlinie für die Datensicherheit und ihre Prüfung nach Artikel 8b noch nicht vollständig erarbeitet ist. Diese Messeinrichtungen müssen aber mindestens aus elektronischen Messmitteln mit Lastgangmessung der Wirkenergie und einem Kommunikationssystem mit automatisierter Datenübermittlung bestehen sowie mit einem Datenbearbeitungssystem verbunden sein. Wurden solche Messsysteme schon vor dem Inkrafttreten der Änderung vom 1. November 2017 installiert, und zwar auch bei anderen Endverbrauchern als solchen, die von ihrem Anspruch auf Netzzugang Gebrauch gemacht haben, fallen solche Systeme ebenfalls unter Absatz 3. Es handelt sich dabei im Prinzip um intelligente Messsysteme, die aber nicht alle einzelnen Funktionalitäten nach Artikel 8a aufweisen und die Prüfung der Datensicherheit nach Artikel 8b noch nicht ablegen mussten. Der Netzbetreiber darf diese bis zum Ende ihrer Funktionstauglichkeit den 80 Prozent nach Absatz 1 zurechnen. Allerdings beinhaltet diese Vorgabe, dass beim Ersatz von Elementen eines solchen Systems die Vorgaben der Artikel 8a und 8b eingehalten werden müssen. Absatz 4 bestimmt, dass die Betriebs- und Kapitalkosten von Messeinrichtungen, die Artikel 8a und 8b noch nicht entsprechen, aber gemäss der Übergangsbestimmung weiterhin eingesetzt werden dürfen, auch weiterhin anrechenbar sind. Bestehende Lastgangmessungen mit automatischer Datenübermittlung, die bei Endverbrauchern oder Erzeugern im Einsatz sind, können bis zum Ende ihrer Lebensdauer eingesetzt werden. Auch hier gilt, dass die Lebensdauer nicht durch den Austausch von Kernkomponenten verlängert werden darf. Da im bisherigen Artikel 8 Absatz 5 die Endverbraucher mit Netzzugang und Erzeuger mit einer Anschlussleistung von über 30 kva die wiederkehrenden Kosten zu tragen hatten, soll dies auch weiterhin gelten. Allfällige Restwerte werden ihnen nicht ersetzt. Müssen durch die Einführung der intelligenten Messsysteme innerhalb der Übergangsfrist Messeinrichtungen des Netzbetreibers ausgebaut werden, die noch nicht vollständig abgeschrieben sind, sind die Restwerte als Sonderabschreibung anrechenbare Kosten (Absatz 5). Art. 31f Einsatz intelligenter Steuer- und Regelsysteme für den Netzbetrieb Der Netzbetreiber kann bisher verwendete intelligente Steuer- und Regelsysteme (insbesondere Rundsteuerungsanlagen) weiterhin einsetzen und zwar solange, bis der Endverbraucher diese Verwendung ausdrücklich untersagt. Es liegt somit in Fällen, in denen der Endverbraucher Zugriffe durch den Netzbetreiber kennt und toleriert (z.b. bei flächendeckenden Sperrzeiten), an ihm, aktiv auf den Netzbetreiber zuzugehen, wenn er den Zugriff durch den Netzbetreiber neu regeln möchte. Andernfalls erfolgt die Steuerung und Regelung wie bisher, das bedeutet nach den bisherigen Bedingungen (z.b. ohne Zugriffsvergütung). Ersetzt der Netzbetreiber bisherige intelligente Steuer- und Regelsysteme, gilt für ihn Artikel 8c. Art. 31h Abnahme und Vergütung von Elektrizität aus Anlagen, die zum Referenz-Marktpreis einspeisen Die bisherigen Bestimmungen betreffend die Modalitäten für die Abnahme und Vergütung von Elektrizität im Einspeisevergütungssystem (Anlagen, die zum Referenz-Marktpreis einspeisen und nicht in der Direktvermarktung sind) gelten bis Ende 2018, um die notwendigen Anpassungen vornehmen zu können. 19

124 Teilrevision der Stromversorgungsverordnung 5. Abschnitt: Inkrafttreten Art. 32 Abs. 4 Mit der neuen EnV wird das Inkrafttreten neu geregelt und die bisherige EnV aufgehoben. 20

125 [Signature] [QR Code] Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) vom Der Schweizerische Bundesrat, gestützt auf das Energiegesetz vom 30. September (EnG), verordnet: 1. Kapitel: Allgemeine Bestimmungen Art. 1 Gegenstand Diese Verordnung regelt die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien, die aus dem Netzzuschlag nach Artikel 35 EnG finanziert wird. Art. 2 Begriffe In dieser Verordnung bedeuten: a. Hybridanlage: Anlage, die mehrere erneuerbare Energieträger zur Elektrizitätsproduktion nutzt; b. Biomasse: sämtliches durch Photosynthese direkt oder indirekt erzeugtes organisches Material, das nicht über geologische Prozesse verändert wurde; dazu gehören auch sämtliche Folge- und Nebenprodukte, Rückstände und Abfälle, deren Energiegehalt aus der Biomasse stammt; c. biogenes Gas: aus Biomasse hergestelltes Gas; d. Nettoproduktion: Elektrizitätsmenge nach Artikel 11 Absatz 2 der Energieverordnung vom 2 (EnV); e. Abwärme: nach dem Stand der Technik nicht vermeidbare Wärmeverluste, die aus Energieumwandlungsprozessen oder aus chemischen Prozessen, beispielsweise in Kehrichtverbrennungsanlagen (KVA), entstehen, ausgenommen Heizwärme aus Anlagen, welche die gekoppelte Produktion von SR... 1 SR SR

126 Energieförderungsverordnung AS 2017 elektrischer und thermischer Energie als primäre und gleichrangige Ziele haben; f. Wärme-Kraft-Kopplung (WKK): gleichzeitige Bereitstellung von Kraft und Wärme aus dem Umwandlungsprozess von Brennstoff in Gasturbinen, Dampfturbinen, Verbrennungsmotoren, anderen thermischen Anlagen und Brennstoffzellen. Art. 3 Neuanlagen 1 Als Neuanlagen gelten: a. bei Wasserkraftanlagen: Anlagen, die ein hydraulisches Potenzial erstmals nutzen; b. bei den übrigen Technologien: Anlagen, die erstmals an einem Standort erstellt werden. 2 Als Neuanlage gilt ebenfalls eine Anlage, die eine bestehende Anlage komplett ersetzt. 3 Den Entscheid darüber, ob eine Neuanlage vorliegt oder nicht, trifft die Vollzugsstelle in Absprache mit dem Bundesamt für Energie (BFE). Art. 4 Anlagenleistung Die Leistung einer Anlage bestimmt sich nach Artikel 13 EnV 3. Art. 5 Meldepflicht bei Änderung der berechtigten Person Ändert sich nach Gesuchseinreichung die berechtigte Person, so ist dies von der bisher berechtigten Person umgehend der Behörde zu melden, die für die Beurteilung des Gesuchs zuständig ist. Ohne Meldung wird die Einspeiseprämie, die Vergütung, der Investitionsbeitrag oder die Marktprämie an die bisher berechtigte Person ausbezahlt. Art. 6 Kategorien von Photovoltaikanlagen 1 Die Photovoltaikanlagen werden in folgende Kategorien unterteilt: a. integrierte Anlagen; b. angebaute oder freistehende Anlagen. 2 Integrierte Anlagen sind Anlagen, die in ein Gebäude integriert sind und neben der Elektrizitätsproduktion zusätzlich dem Wetterschutz, dem Wärmeschutz oder der Absturzsicherung dienen. 3 SR

127 Energieförderungsverordnung AS 2017 Art. 7 Grosse und kleine Photovoltaikanlagen 1 Als grosse Photovoltaikanlagen gelten Anlagen mit einer Leistung ab 100 kw. 2 Als kleine Photovoltaikanlagen gelten: a. Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kw; b. Anlagen, die um weniger als 100 kw Leistung erweitert oder erneuert werden, auch wenn deren Gesamtleistung nach der Erweiterung oder Erneuerung 100 kw oder mehr beträgt. 3 Verzichtet der Betreiber einer Anlage nach Absatz 1 auf die Vergütung des Leistungsbeitrags (Anhang 2.1 Ziff. 2) für die Leistung ab 100 kw, so gilt die Anlage ebenfalls als kleine Anlage. Art. 8 Wahlrecht bei Photovoltaikanlagen 1 Betreiber von grossen Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von bis 50 MW können wählen, ob sie eine Einspeisevergütung oder eine Einmalvergütung beantragen wollen. 2 Sie üben dieses Wahlrecht mit Einreichung des Gesuchs für die eine oder andere Art der Förderung endgültig aus. Vorbehalten bleibt ein Gesuch um Einmalvergütung für kleine Photovoltaikanlagen nach Inbetriebnahme der Anlage (Art. 41). Art. 9 Ausnahmen von der Untergrenze bei Wasserkraftanlagen Nebst den Wasserkraftanlagen, die mit Trinkwasserversorgungs- oder Abwasseranlagen verbunden sind, sind folgende Wasserkraftanlagen von der Untergrenze nach den Artikeln 19 Absatz 4 Buchstabe a und 24 Absatz 1 Buchstabe b Ziffer 2 EnG ausgenommen: a. Dotierkraftwerke; b. Anlagen an künstlich geschaffenen Hochwasserentlastungskanälen, Industriekanälen und bestehenden Ausleit- und Unterwasserkanälen, sofern keine neuen Eingriffe in natürliche oder ökologisch wertvolle Gewässer bewirkt werden; c. Nebennutzungsanlagen wie Wässerwasserkraftanlagen, Kraftwerke im Zusammenhang mit Beschneiungsanlagen oder der Nutzung von Tunnelwasser. Art. 10 Eigenverbrauch Für den Eigenverbrauch und den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch gelten die Bestimmungen des 4. Kapitels 2. Abschnitt der EnV 4. 4 SR

128 Energieförderungsverordnung AS Kapitel: Einspeisevergütungssystem 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art. 11 Allgemeine Anforderungen Die Anschlussbedingungen nach Artikel 10 EnV 5 sowie die Bestimmung der zu vergütenden Elektrizitätsmenge nach Artikel 11 EnV gelten sinngemäss auch für Betreiber von Anlagen im Einspeisevergütungssystem. Art. 12 Herkunftsnachweis und ökologischer Mehrwert 1 Betreiber von Anlagen im Einspeisevergütungssystem haben der Vollzugsstelle die erfassten Herkunftsnachweise zu übertragen. 2 Der ökologische Mehrwert ist mit der definitiven Teilnahme am Einspeisevergütungssystem (Art. 24) abgegolten. Art. 13 Teilnahme von Photovoltaikanlagen Am Einspeisevergütungssystem können nur grosse Photovoltaikanlagen teilnehmen. 2. Abschnitt: Direktvermarktung und Einspeisung zum Referenz-Marktpreis Art. 14 Direktvermarktung 1 Von der Pflicht zur Direktvermarktung (Art. 21 EnG) ausgenommen sind Betreiber von Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kw. 2 Betreiber von Anlagen mit einer Leistung ab 500 kw, die bereits eine Vergütung nach bisherigem Recht erhalten, müssen in die Direktvermarktung wechseln. 3 Sämtliche Betreiber können jederzeit unter Einhaltung einer Meldefrist von drei Monaten auf ein Quartalsende hin in die Direktvermarktung wechseln. Die Rückkehr zur Einspeisung zum Referenz-Marktpreis ist ausgeschlossen. Art. 15 Referenz-Marktpreis 1 Der Referenz-Marktpreis für Elektrizität aus Photovoltaikanlagen entspricht dem Durchschnitt der Preise, die an der Strombörse in einem Vierteljahr jeweils für den Folgetag für das Marktgebiet Schweiz festgesetzt werden, gewichtet nach der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der lastganggemessenen Photovoltaikanlagen. 5 SR

129 Energieförderungsverordnung AS Der Referenz-Marktpreis für Elektrizität aus den übrigen Technologien entspricht dem Durchschnitt der Preise, die an der Strombörse in einem Vierteljahr jeweils für den Folgetag für das Marktgebiet Schweiz festgesetzt werden. 3 Das BFE berechnet und veröffentlicht die Referenz-Marktpreise vierteljährlich. Art. 16 Vergütungssätze und deren Anpassung 1 Die Vergütungssätze je Erzeugungstechnologie, Kategorie und Leistungsklasse sind in den Anhängen festgelegt. 2 Der Vergütungssatz für Hybridanlagen berechnet sich nach den Vergütungssätzen der eingesetzten Energieträger, gewichtet nach deren anteilsmässigen Energieinhalten. Zur Bestimmung der äquivalenten Leistungen wird die gesamte Produktion verwendet. 3 Die Vergütungssätze werden regelmässig überprüft und bei einer wesentlichen Veränderung der Verhältnisse angepasst. Art. 17 Vergütungsdauer und Mindestanforderungen 1 Die Vergütungsdauer und die Mindestanforderungen sind in den Anhängen festgelegt. 2 Die Vergütungsdauer beginnt mit der tatsächlichen Inbetriebnahme der Anlage und kann nicht unterbrochen werden. Sie beginnt auch dann zu laufen, wenn der Betreiber für die Anlage noch keine Vergütung erhält. 3. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung und Warteliste Art. 18 Reihenfolge der Berücksichtigung 1 Massgebend für die Berücksichtigung eines Gesuchs um Teilnahme am Einspeisevergütungssystem ist das Einreichedatum. 2 Können nicht alle am gleichen Tag eingereichten Gesuche berücksichtigt werden, so werden die Projekte mit der grössten Leistung zuerst berücksichtigt. Art. 19 Warteliste 1 Reichen die Mittel nicht für eine sofortige Berücksichtigung aller Gesuche aus, so werden die Projekte in eine Warteliste aufgenommen, es sei denn, sie erfüllen die Anspruchsvoraussetzungen offensichtlich nicht. 2 Die Vollzugsstelle teilt der gesuchstellenden Person mit, dass ihr Projekt in die Warteliste aufgenommen wird. 3 Sie führt je eine Warteliste für Photovoltaikanlagen und für die übrigen Erzeugungstechnologien. 5

130 Energieförderungsverordnung AS 2017 Art. 20 Abbau der Warteliste 1 Stehen wieder Mittel zur Verfügung, so legt das BFE Kontingente fest, in deren Umfang Anlagen auf den Wartelisten berücksichtigt werden können. 2 Die Anlagen auf der Warteliste für Photovoltaikanlagen werden entsprechend dem Einreichedatum des Gesuchs berücksichtigt. 3 Die Anlagen auf der Warteliste für die übrigen Erzeugungstechnologien werden in folgender Reihenfolge berücksichtigt: a. Anlagen, für die die Inbetriebnahmemeldung oder die Projektfortschrittsmeldung beziehungsweise, bei Kleinwasserkraft- und Windenergieanlagen, die zweite Projektfortschrittsmeldung vollständig bei der Vollzugsstelle eingereicht wurde: entsprechend dem Einreichedatum dieser Meldung, b. die übrigen Projekte: entsprechend dem Einreichedatum des Gesuchs. 4. Abschnitt: Gesuchsverfahren Art. 21 Gesuch 1 Das Gesuch um Teilnahme am Einspeisevergütungssystem ist bei der Vollzugsstelle einzureichen. 2 Es hat sämtliche Angaben und Unterlagen nach den Anhängen zu enthalten. Art. 22 Zusicherung dem Grundsatz nach 1 Sind die Anspruchsvoraussetzungen voraussichtlich erfüllt und stehen genügend Mittel zur Verfügung, so sichert die Vollzugsstelle die Teilnahme der Anlage am Einspeisevergütungssystem mit einer Verfügung dem Grundsatz nach zu. 2 Diese Verfügung hat für die für das Projekt erforderlichen Bewilligungs- und Konzessionierungsverfahren keine präjudizielle Wirkung. Art. 23 Projektfortschritte, Inbetriebnahme und Meldepflichten 1 Die gesuchstellende Person muss nach Erhalt der Verfügung nach Artikel 22 fristgerecht Projektfortschritte erzielen sowie die Anlage in Betrieb nehmen. 2 Die Projektfortschritte und die Inbetriebnahme sowie die je dafür geltenden Fristen sind in den Anhängen festgelegt. 3 Kann die gesuchstellende Person die Fristen für die Projektfortschritte und die Inbetriebnahme aus Gründen, für die sie nicht einzustehen hat, nicht einhalten, so kann die Vollzugsstelle diese auf Gesuch hin verlängern. Das Gesuch ist vor Ablauf der jeweiligen Frist schriftlich einzureichen. 4 Die gesuchstellende Person hat die erreichten Projektfortschritte jeweils innert zwei Wochen schriftlich zu melden. 6

131 Energieförderungsverordnung AS Sie muss die vollständige Inbetriebnahmemeldung spätestens einen Monat nach der Inbetriebnahme einreichen. Hält sie diese Frist nicht ein, so hat sie bis zum Nachreichen der Meldung keinen Anspruch auf Entrichtung der Einspeiseprämie. Art. 24 Entscheid 1 Erfüllt die Anlage auch nach der Inbetriebnahme die Anspruchsvoraussetzungen, so verfügt die Vollzugsstelle namentlich: a. den Eintritt ins Einspeisevergütungssystem; b. ob die Anlage in der Direktvermarktung ist oder mit dem Referenz- Marktpreis vergütet wird; und c. die Höhe des Vergütungssatzes. 2 Hat eine gesuchstellende Person ihre Anlage, für die Mittel zur Verfügung stehen, in Betrieb genommen, bevor ihr die Teilnahme am Einspeisevergütungssystem dem Grundsatz nach zugesichert wurde, so erlässt die Vollzugsstelle direkt eine Verfügung nach Absatz 1, wenn die betreffende Person die vollständige Inbetriebnahmemeldung eingereicht hat. 3 Die Vollzugsstelle widerruft die Zusicherung nach Artikel 22 und weist das Gesuch um Teilnahme am Einspeisevergütungssystem ab, wenn: a. die Anspruchsvoraussetzungen nicht erfüllt sind; b. die gesuchstellende Person die Fristen für die Projektfortschritte oder die Inbetriebnahme nicht einhält; c. der Standort der Anlage nicht dem im Gesuch angegebenen entspricht. 5. Abschnitt: Laufender Betrieb, Ausschluss und Austritt Art. 25 Auszahlung der Vergütung 1 Die Vollzugsstelle zahlt vierteljährlich aus: a. Betreibern von Anlagen in der Direktvermarktung: die Einspeiseprämie; b. Betreibern, die die Elektrizität zum Referenz-Marktpreis einspeisen: die Einspeiseprämie und den Referenz-Marktpreis. 2 Stehen für die Zahlungen nach Absatz 1 nicht genügend Mittel zur Verfügung, so nimmt sie die Auszahlungen im laufenden Jahr anteilsmässig vor. Den Differenzbetrag bezahlt sie im folgenden Jahr aus. 3 Die Vollzugsstelle fordert vom Betreiber im Verhältnis zur effektiven Produktion zu viel ausbezahlte Beträge ohne Zins zurück. Sie kann sie auch in der folgenden Zahlungsperiode verrechnen. 4 Übersteigt der Referenz-Marktpreis den Vergütungssatz, so stellt die Vollzugsstelle den Betreibern den übersteigenden Teil vierteljährlich in Rechnung. 7

132 Energieförderungsverordnung AS Die Vergütung wird bis und mit dem vollen Monat ausbezahlt, in dem die Vergütungsdauer ausläuft. 6 Reicht der Betreiber die für die Auszahlungen nach Absatz 1 notwendigen Informationen nicht vollständig und fristgerecht ein, so entfällt der Anspruch auf Vergütung, bis diese Informationen vorliegen. Art. 26 Bewirtschaftungsentgelt Produzenten in der Direktvermarktung erhalten von der Vollzugsstelle pro kwh vierteljährlich ein Bewirtschaftungsentgelt in der Höhe von: a. 0,55 Rappen bei Photovoltaik- und Windenergieanlagen; b. 0,28 Rappen bei Wasserkraftanlagen; c. 0,16 Rappen bei KVA; d. 0,28 Rappen bei den übrigen Biomasseanlagen. Art. 27 Pflichten der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien und der Netzbetreiber 1 Die Bilanzgruppe für erneuerbare Energien nimmt die Elektrizität von den Betreibern ab, die zum Referenz-Marktpreis einspeisen und über eine Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung oder ein intelligentes Messsystem verfügen. Sie vergütet der Vollzugsstelle für die gemäss Fahrplan abgenommene Elektrizität den Referenz-Marktpreis. 2 Die Netzbetreiber nehmen die Elektrizität von den Betreibern ab, die zum Referenz-Marktpreis in ihr Netz einspeisen und über keine Lastgangmessung und kein intelligentes Messsystem verfügen. Sie vergüten der Vollzugsstelle für die abgenommene Elektrizität den Referenz-Marktpreis. 3 Die Vollzugsstelle legt die so erhaltenen Gelder unverzüglich in den Netzzuschlagsfonds nach Artikel 37 EnG ein. Art. 28 Nachträgliche Erweiterungen oder Erneuerungen 1 Der Betreiber einer Anlage, für die er eine Einspeisevergütung erhält, hat der Vollzugsstelle Erweiterungen oder Erneuerungen mindestens einen Monat vor deren Inbetriebnahme zu melden. Er hat alle Änderungen anzugeben, die an der bisherigen Anlage vorgenommen werden sollen. 2 Die Vergütungsdauer wird durch eine nachträgliche Erweiterung oder Erneuerung nicht verlängert. 3 Bei Photovoltaikanlagen wird der ursprüngliche Vergütungssatz ab der Inbetriebnahme der Erweiterung oder Erneuerung gekürzt. Der neue Vergütungssatz berechnet sich nach dem nach Leistung gewichteten Mittelwert des bei der ersten Inbetriebnahme massgeblichen Vergütungssatzes und eines Vergütungssatzes von 0 Rp./kWh für die Erweiterung oder Erneuerung. 8

133 Energieförderungsverordnung AS Eine Photovoltaikanlage ist von dieser Kürzung ausgenommen, wenn sichergestellt wird, dass die vom erweiterten oder erneuerten Anlagenteil produzierte Elektrizität nicht in die Abrechnung der von der ursprünglichen Anlage produzierten Elektrizität im Einspeisevergütungssystem einfliesst. 5 Bei Kleinwasserkraft- und Biomasseanlagen wird der ursprüngliche Vergütungssatz ab der Inbetriebnahme der Erweiterung oder Erneuerung anteilsmässig gekürzt. Die Berechnung des neuen Vergütungssatzes richtet sich nach den Anhängen 1.1 und Erfolgt die Meldung nach Absatz 1 nicht oder nicht fristgerecht, so hat der Betreiber die Differenz zwischen der erhaltenen Vergütung und der mit den Vergütungssätzen nach den Absätzen 3 oder 5 berechneten Vergütung der Vollzugsstelle ohne Zins zurückzuerstatten. Art. 29 Folgen des Nichteinhaltens von Anspruchsvoraussetzungen oder Mindestanforderungen 1 Für die Dauer, während der Anspruchsvoraussetzungen oder Mindestanforderungen nicht oder nicht mehr eingehalten werden, besteht kein Anspruch auf die Einspeiseprämie. Ist eine Beurteilungsperiode vorgesehen, so entfällt der Anspruch auf die Einspeiseprämie rückwirkend für die gesamte Periode. Die zu viel erhaltene Vergütung ist der Vollzugsstelle zurückzuerstatten. Sie kann mit künftigen Leistungen verrechnet werden. 2 Werden Anspruchsvoraussetzungen oder Mindestanforderungen wieder eingehalten, so besteht ab diesem Zeitpunkt wieder Anspruch auf die Einspeiseprämie. Ist eine Beurteilungsperiode vorgesehen, besteht der Anspruch rückwirkend für die gesamte Periode. Allfällige Nachzahlungen werden nicht verzinst. 3 Liegen für das Nichteinhalten von Anspruchsvoraussetzungen oder von Mindestanforderungen Gründe vor, für die der Betreiber nicht einzustehen hat, so kann er gegenüber der Vollzugsstelle darlegen, mit welchen Massnahmen er erreichen will, dass sie wieder eingehalten werden. Die Vollzugsstelle kann ihm eine angemessene Frist für die Umsetzung dieser Massnahmen einräumen und allenfalls Auflagen machen. Bis zum Ablauf dieser Frist besteht weiterhin Anspruch auf die Einspeiseprämie, sofern allfällige Auflagen erfüllt werden. 4 Werden die Anspruchsvoraussetzungen oder die Mindestanforderungen auch nach Ablauf der Frist nicht eingehalten, gilt Absatz 1 sinngemäss. Art. 30 Ausschluss und Austritt aus dem Einspeisevergütungssystem 1 Die Vollzugsstelle verfügt den Ausschluss eines Betreibers aus dem Einspeisevergütungssystem, wenn Anspruchsvoraussetzungen oder Mindestanforderungen: a. wiederholt nicht eingehalten werden und die Einspeiseprämie deswegen in drei Kalenderjahren je mindestens einmal nicht ausbezahlt wurde (Art. 29 Abs. 1); b. nach Ablauf der Frist nach Artikel 29 Absatz 3 nicht während eines ganzen Kalenderjahres eingehalten worden sind. 9

134 Energieförderungsverordnung AS Ein Austritt aus dem Einspeisevergütungssystem ist unter Einhaltung einer Kündigungsfrist von drei Monaten auf ein Quartalsende jederzeit möglich. 3 Eine erneute Teilnahme am Einspeisevergütungssystem ist nach einem Ausschluss oder einem Austritt ausgeschlossen. 3. Kapitel: Allgemeine Bestimmungen zur Einmalvergütung und zu den Investitionsbeiträgen Art. 31 Ausschluss des Investitionsbeitrags Solange der Betreiber für eine Anlage eine Mehrkostenfinanzierung nach Artikel 73 Absatz 4 EnG oder eine Einspeisevergütung erhält, kann ihm weder eine Einmalvergütung noch ein Investitionsbeitrag zugesprochen werden. Art. 32 Bewilligung des früheren Baubeginns Das BFE kann den früheren Baubeginn bei Wasserkraft- und Biomasseanlagen bewilligen, wenn es mit schwerwiegenden Nachteilen verbunden wäre, die Zusicherung dem Grundsatz nach abzuwarten. Die Bewilligung gibt keinen Anspruch auf einen Investitionsbeitrag. Art. 33 Anforderungen an den Betrieb und die Betriebstüchtigkeit der Anlage 1 Eine Anlage, für die eine Einmalvergütung oder ein Investitionsbeitrag ausbezahlt wurde, muss ab Inbetriebnahme der Anlage, der Erweiterung oder der Erneuerung während mindestens der folgenden Dauer so gewartet werden, dass ein regulärer Betrieb sichergestellt ist: a. 15 Jahre bei Photovoltaikanlagen, KVA und Wasserkraftanlagen; b. 10 Jahre bei Klärgasanlagen und Holzkraftwerken von regionaler Bedeutung. 2 Photovoltaikanlagen sind zudem während mindestens 15 Jahren so zu betreiben, dass eine Mindestproduktion, wie sie aufgrund des Standorts und der Ausrichtung zu erwarten ist, nicht unterschritten wird. Art. 34 Rückforderung der Einmalvergütung und der Investitionsbeiträge 1 Für die Rückforderung der Einmalvergütung und der Investitionsbeiträge sind die Artikel des Subventionsgesetzes vom 5. Oktober sinngemäss anwendbar. 6 SR

135 Energieförderungsverordnung AS Die Einmalvergütung oder der Investitionsbeitrag wird insbesondere ganz oder teilweise zurückgefordert, wenn die Anforderungen an den Betrieb und die Betriebstüchtigkeit nach Artikel 33 nicht oder nicht mehr erfüllt sind. 3 Die Einmalvergütung oder der Investitionsbeitrag wird zudem ganz oder teilweise zurückgefordert, wenn die Bedingungen des Energiemarkts zu einer übermässigen Rentabilität führen. Art. 35 Karenzfrist 1 Die Mindestdauer, während der ein Betreiber für eine Anlage nicht erneut eine Einmalvergütung oder einen Investitionsbeitrag in Anspruch nehmen kann, beträgt: a. 15 Jahre bei Photovoltaikanlagen und KVA; b. 10 Jahre bei Klärgasanlagen und Holzkraftwerken von regionaler Bedeutung. 2 Diese Mindestdauer gilt nicht bei Photovoltaikanlagen, für die ein Betreiber eine Einmalvergütung nach bisherigem Recht erhalten hat. 4. Kapitel: Einmalvergütung für Photovoltaikanlagen 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art. 36 Mindestgrösse und Leistungsobergrenze für die Ausrichtung einer Einmalvergütung Eine Einmalvergütung wird für Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von mindestens 2 kw bis höchstens 50 MW ausgerichtet. Art. 37 Erheblichkeit der Erweiterung oder Erneuerung einer Anlage Die Erweiterung oder Erneuerung einer Anlage ist erheblich, wenn die Leistung der Anlage durch die Erweiterung oder die Erneuerung um mindestens 2 kw gesteigert wird. Art. 38 Berechnung der Einmalvergütung und Anpassung der Ansätze 1 Die Einmalvergütung setzt sich aus einem Grund- und einem Leistungsbeitrag zusammen. 2 Die Ansätze sind im Anhang 2.1 festgelegt. Das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) überprüft sie jährlich. Bei einer wesentlichen Veränderung der Verhältnisse stellt es dem Bundesrat Antrag auf deren Anpassung. 3 Für grosse Photovoltaikanlagen, die ab dem 1. Januar 2013 in Betrieb genommen wurden, gelten die Ansätze für die angebauten und freistehenden Anlagen, auch wenn sie der Kategorie der integrierten Anlagen angehören. 11

136 Energieförderungsverordnung AS Für erhebliche Erweiterungen oder Erneuerungen wird nur ein Leistungsbeitrag im Umfang der Leistungssteigerung entrichtet, die mit der Erweiterung oder Erneuerung erreicht wird. Es wird kein Grundbeitrag entrichtet. 5 Wird eine Anlage bereits vor Erhalt der Einmalvergütung erweitert, so werden der Grundbeitrag für den zuerst in Betrieb genommenen Anlagenteil und der Leistungsbeitrag entsprechend dem Inbetriebnahmedatum der einzelnen Anlagenteile ausbezahlt. 6 Besteht eine Anlage aus mehreren Modulfeldern, die verschiedenen Kategorien nach Artikel 6 angehören, so berechnet sich der Grundbeitrag nach dem nach Leistung gewichteten Mittelwert der Ansätze und der Leistungsbeitrag entsprechend den Anteilen der Leistung pro Kategorie. 2. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung und Warteliste Art. 39 Reihenfolge der Berücksichtigung 1 Massgebend für die Berücksichtigung eines Projekts ist das Einreichedatum des Gesuchs. 2 Können nicht alle am gleichen Tag eingereichten Gesuche berücksichtigt werden, so werden die Projekte mit der grössten zusätzlichen Leistung zuerst berücksichtigt. Art. 40 Warteliste 1 Reichen die Mittel nicht für eine sofortige Berücksichtigung aus, so werden die Projekte entsprechend dem Einreichedatum des Gesuchs in eine Warteliste aufgenommen, es sei denn, sie erfüllen die Anspruchsvoraussetzungen offensichtlich nicht. 2 Die Vollzugsstelle teilt der gesuchstellenden Person mit, dass ihr Projekt in die Warteliste aufgenommen wurde. 3 Sie führt je eine Warteliste für die kleinen und eine für die grossen Photovoltaikanlagen. 4 Stehen wieder Mittel zur Verfügung, so legt das BFE je ein Kontingent fest, in dessen Umfang Projekte auf der Warteliste der kleinen und der grossen Photovoltaikanlagen berücksichtigt werden können. 3. Abschnitt: Gesuchsverfahren für kleine Photovoltaikanlagen Art. 41 Gesuch 1 Das Gesuch um Einmalvergütung für kleine Photovoltaikanlagen ist nach Inbetriebnahme der Anlage bei der Vollzugsstelle einzureichen. 2 Es hat sämtliche Angaben und Unterlagen gemäss Anhang 2.1 Ziffer 3 zu enthalten. 12

137 Energieförderungsverordnung AS Betreiber von Anlagen nach Artikel 7 Absatz 3 haben der Vollzugsstelle im Gesuch mitzuteilen, dass sie auf die Vergütung des Leistungsbeitrags (Anhang 2.1 Ziff. 2) für die Leistung ab 100 kw verzichten. 4 Hat der Betreiber für dieselbe Anlage bereits ein Gesuch nach Artikel 21 oder 43 gestellt, so gilt dieses Gesuch mit dem Gesuch nach Absatz 1 als zurückgezogen. Art. 42 Festsetzung der Einmalvergütung Erfüllt die Anlage die Anspruchsvoraussetzungen und stehen Mittel zur Berücksichtigung zur Verfügung, so setzt die Vollzugsstelle die Höhe der Einmalvergütung gestützt auf die Ansätze in Anhang 2.1 fest. 4. Abschnitt: Gesuchsverfahren für grosse Photovoltaikanlagen Art. 43 Gesuch 1 Das Gesuch um Einmalvergütung für grosse Photovoltaikanlagen ist bei der Vollzugsstelle einzureichen. 2 Es hat sämtliche Angaben und Unterlagen nach Anhang 2.1 Ziffer 4.1 zu enthalten. 3 Ändert sich nach Gesuchseinreichung die Kategorie oder die Leistung der projektierten Anlage, so hat die gesuchstellende Person dies der Vollzugsstelle umgehend mitzuteilen. Art. 44 Zusicherung dem Grundsatz nach Sind die Anspruchsvoraussetzungen voraussichtlich erfüllt und stehen genügend Mittel zur Verfügung, so sichert die Vollzugsstelle die Einmalvergütung mit einer Verfügung dem Grundsatz nach zu und setzt den Höchstbetrag gestützt auf die im Gesuch genannte Leistung und die Ansätze in Anhang 2.1 fest. Art. 45 Inbetriebnahmefrist und Inbetriebnahmemeldung 1 Die Anlage ist spätestens 12 Monate ab der Zusicherung nach Artikel 44 in Betrieb zu nehmen. 2 Die Inbetriebnahme ist der Vollzugsstelle spätestens drei Monate ab der Inbetriebnahme zu melden. 3 Die Inbetriebnahmemeldung hat die Angaben und Unterlagen nach Anhang 2.1 Ziffer 4.2 zu enthalten. 4 Kann die Frist für die Inbetriebnahme aus Gründen, für die der Antragsteller nicht einzustehen hat, nicht eingehalten werden, so kann die Vollzugsstelle diese auf Gesuch hin erstrecken. Das Gesuch ist vor Ablauf der Frist einzureichen. 13

138 Energieförderungsverordnung AS 2017 Art. 46 Entscheid 1 Erfüllt die Anlage auch nach der Inbetriebnahme die Anspruchsvoraussetzungen, so setzt die Vollzugsstelle nach Erhalt der vollständigen Inbetriebnahmemeldung anhand der im Rahmen des Herkunftsnachweiswesens beglaubigten Anlagedaten die definitive Höhe der Einmalvergütung fest. Dabei darf der in der Zusicherung nach Artikel 44 festgesetzte Höchstbetrag nicht überschritten werden. 2 Hat eine gesuchstellende Person ihre Anlage, für die Mittel zur Verfügung stehen, in Betrieb genommen, bevor ihr die Einmalvergütung dem Grundsatz nach zugesichert wurde, so erlässt die Vollzugsstelle direkt eine Verfügung nach Absatz 1, wenn die betreffende Person die vollständige Inbetriebnahmemeldung eingereicht hat. 3 Die Vollzugsstelle widerruft die Zusicherung nach Artikel 44 und weist das Gesuch um Einmalvergütung ab, wenn: a. die Anspruchsvoraussetzungen nicht erfüllt sind; b. die Inbetriebnahme nicht fristgerecht erfolgt; c. der Standort der Anlage nicht dem im Gesuch angegebenen entspricht. 4 Sie kann die Zusicherung nach Artikel 44 auch widerrufen, wenn ihr die Inbetriebnahme nicht spätestens drei Monate ab der Inbetriebnahme gemeldet wird. 5. Kapitel: Investitionsbeitrag für Wasserkraftanlagen 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art. 47 Erheblichkeit der Erweiterung oder Erneuerung 1 Die Erweiterung einer Anlage ist erheblich, wenn durch bauliche Massnahmen: a. die Ausbauwassermenge aus dem bereits genutzten Gewässer um mindestens 20 Prozent erhöht wird; b. die mittlere Bruttofallhöhe um mindestens 10 Prozent erhöht wird; c. zusätzliches Wasser im Umfang von mindestens 10 Prozent des Durchschnitts der in den letzten fünf vollen Betriebsjahren vor der Inbetriebnahme der Erweiterung genutzten Jahreswassermenge genutzt wird; d. das nutzbare Speichervolumen um mindestens 15 Prozent vergrössert wird; oder e. die durchschnittliche jährliche Nettoproduktion gegenüber dem Durchschnitt der letzten fünf vollen Betriebsjahre vor der Einreichung des Gesuchs um einen Investitionsbeitrag um mindestens 20 Prozent oder 30 GWh gesteigert wird. 14

139 Energieförderungsverordnung AS Die Erneuerung einer Anlage ist erheblich, wenn: a. mindestens eine Hauptkomponente wie Wasserfassung, Zubringerpumpen, Wehr, Speicher, Druckleitung, Maschinen oder elektromechanische Ausrüstung der Anlage ersetzt oder totalsaniert wird; und b. die Investition im Verhältnis zur durchschnittlich in einem Jahr der letzten fünf vollen Betriebsjahre erzielten Nettoproduktion mindestens 7 Rp./kWh beträgt. Art. 48 Ansätze 1 Das BFE setzt den Investitionsbeitrag für jede Anlage individuell nach Artikel 29 Absatz 2 EnG fest. 2 Bei Anlagen mit einer Leistung von höchstens 10 MW beträgt der Investitionsbeitrag höchstens: a. 60 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten für erhebliche Erweiterungen; b. 40 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten für erhebliche Erneuerungen. 3 Bei Anlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW beträgt der Investitionsbeitrag höchstens: a. 35 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten für Neuanlagen und erhebliche Erweiterungen; b. 20 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten für erhebliche Erneuerungen. 4 Das UVEK überprüft die Ansätze mindestens alle fünf Jahre. Bei einer wesentlichen Veränderung der Verhältnisse stellt es dem Bundesrat Antrag auf Anpassung der Ansätze. 5 Bei Grenzwasserkraftanlagen wird der berechnete Investitionsbeitrag um den nicht-schweizerischen Hoheitsanteil gekürzt. 2. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung von Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von höchstens 10 MW und Warteliste Art. 49 Reihenfolge der Berücksichtigung 1 Massgebend für die Berücksichtigung eines Projekts, mit dem eine Wasserkraftanlage mit einer Leistung von höchstens 10 MW erheblich erweitert oder erneuert werden soll, ist das Einreichedatum des Gesuchs. 2 Können nicht alle am gleichen Tag eingereichten Gesuche berücksichtigt werden, so werden die Projekte zuerst berücksichtigt, die die grösste Mehrproduktion im Verhältnis zum Investitionsbeitrag aufweisen. 15

140 Energieförderungsverordnung AS 2017 Art. 50 Warteliste 1 Reichen die Mittel nicht für eine sofortige Berücksichtigung aus, so werden die Projekte in eine Warteliste aufgenommen, es sei denn, sie erfüllen die Anspruchsvoraussetzungen offensichtlich nicht. 2 Das BFE teilt der gesuchstellenden Person mit, dass ihr Projekt in die Warteliste aufgenommen wurde. 3 Stehen wieder Mittel zur Verfügung, so werden die Projekte entsprechend dem Einreichedatum des Gesuchs berücksichtigt. 3. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung von Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW Art. 51 Zur Verfügung stehende Mittel 1 Die Mittel, die für Investitionsbeiträge für Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW verwendet werden können (Art. 37 Abs. 2 EnV 7 ), werden im Zweijahresrhythmus zugeteilt. 2 Die Zweijahresperiode beginnt am 1. Januar des Jahres, in das ein Stichtag fällt. Die Stichtage sind der 30. Juni 2018, der 30. Juni 2020, der 30. Juni 2022, der 30. Juni 2024, der 30. Juni 2026, der 30. Juni 2028 und der 30. Juni Können alle bis zu einem Stichtag eingereichten Gesuche berücksichtigt werden und stehen danach noch Mittel zur Verfügung, so können auch später eingereichte Gesuche laufend berücksichtigt werden, bis die Mittel für diese zwei Jahre ausgeschöpft sind. Art. 52 Reihenfolge der Berücksichtigung 1 Können nicht alle bis zu einem Stichtag eingereichten Gesuche berücksichtigt werden, so werden die Projekte zur Realisierung einer Neuanlage oder einer Erweiterung zuerst berücksichtigt, die die grösste Mehrproduktion im Verhältnis zum Investitionsbeitrag aufweisen. 2 Berücksichtigt werden alle Gesuche, die vollständig mit den für die Zweijahresperiode zur Verfügung stehenden Mitteln finanziert werden können. 3 Bleiben danach noch Mittel übrig und machen sie mindestens 50 Prozent des Investitionsbeitrags für das in der Reihenfolge der Berücksichtigung nächste Projekt zur Realisierung einer Neuanlage oder einer Erweiterung aus, so wird zudem dieses Projekt berücksichtigt. Die am nächsten Stichtag zur Verfügung stehenden Mittel reduzieren sich um den Betrag, der für dieses Projekt benötigt wird. 7 SR

141 Energieförderungsverordnung AS Machen die übrig bleibenden Mittel weniger als 50 Prozent aus, so wird kein weiteres Gesuch berücksichtigt und die übrig bleibenden Mittel werden den für die nächste Zweijahresperiode zur Verfügung stehenden Mitteln zugerechnet. 5 Können alle bis zu einem Stichtag eingereichten Gesuche um Investitionsbeiträge für Neuanlagen und Erweiterungen berücksichtigt werden und stehen danach noch Mittel zur Verfügung, so werden Projekte zur Realisierung von Erneuerungen berücksichtigt. Dabei werden diejenigen Projekte zuerst berücksichtigt, die die grösste Mehrproduktion im Verhältnis zum Investitionsbeitrag aufweisen. 6 Gesuche für Anlagen, die nicht berücksichtigt werden können, werden jeweils an den folgenden Stichtagen mit den neu hinzugekommenen Gesuchen nach den Absätzen 1 5 erneut beurteilt. 7 Werden für ein Projekt reservierte Mittel nicht verwendet, so werden sie laufend für die Berücksichtigung von Projekten in der Reihenfolge nach den Absätzen 1 5 verwendet. 4. Abschnitt: Gesuchsverfahren Art. 53 Gesuch 1 Das Gesuch um einen Investitionsbeitrag ist beim BFE einzureichen. 2 Es kann erst gestellt werden, wenn eine rechtskräftige Baubewilligung vorliegt oder, sofern für ein Projekt keine Baubewilligung erforderlich ist, die Baureife des Projekts nachgewiesen ist. 3 Es hat sämtliche Angaben und Unterlagen nach Anhang 2.2 zu enthalten. Art. 54 Zusicherung dem Grundsatz nach Ergibt die Prüfung des Gesuchs, dass die Anspruchsvoraussetzungen erfüllt sind, und stehen Mittel zur Berücksichtigung des Gesuchs zur Verfügung, so sichert das BFE den Investitionsbeitrag dem Grundsatz nach zu und setzt Folgendes fest: a. die Höhe des Investitionsbeitrags in Prozent der anrechenbaren Investitionskosten unter Berücksichtigung der zu erwartenden nicht amortisierbaren Mehrkosten; b. den Höchstbetrag, den der Investitionsbeitrag nicht überschreiten darf; c. bis wann spätestens mit dem Bau zu beginnen ist; d. den Zahlungsplan gemäss Artikel 60; e. die Frist, innerhalb der die Anlage in Betrieb zu nehmen ist. 17

142 Energieförderungsverordnung AS 2017 Art. 55 Inbetriebnahmemeldung 1 Nach der Inbetriebnahme ist dem BFE eine Inbetriebnahmemeldung einzureichen. 2 Diese muss mindestens folgende Angaben und Unterlagen enthalten: a. das Inbetriebnahmedatum; b. das Abnahmeprotokoll; c. allfällige Änderungen gegenüber den im Gesuch gemachten Angaben. Art. 56 Bauabschlussmeldung 1 Spätestens ein Jahr nach der Inbetriebnahme ist dem BFE eine Bauabschlussmeldung einzureichen. 2 Diese muss folgende Angaben und Unterlagen enthalten: a. eine detaillierte Baukostenabrechnung; b. eine Auflistung der anrechenbaren und der nicht anrechenbaren Investitionskosten. Art. 57 Erstrecken von Fristen Das BFE kann die Fristen für die Inbetriebnahme und für das Einreichen der Bauabschlussmeldung auf Gesuch des Antragstellers erstrecken, wenn: a. die Frist aus Gründen, für die der Antragsteller nicht einzustehen hat, nicht eingehalten werden kann; und b. das Gesuch vor Ablauf der Frist eingereicht wird. Art. 58 Meldung der Nettoproduktion Nach dem fünften vollen Betriebsjahr ist dem BFE die jährliche Nettoproduktion seit der Inbetriebnahme zu melden. Art. 59 Definitive Festsetzung des Investitionsbeitrags 1 Sobald die Bauabschlussmeldung und die Meldung der Nettoproduktion vorliegen, prüft das BFE, ob auch zu diesem Zeitpunkt noch sämtliche Anspruchsvoraussetzungen erfüllt sind. 2 Die nicht amortisierbaren Mehrkosten werden aufgrund der definitiven anrechenbaren Investitionskosten, der aktuellen Kosten für Wasserzinsen und der gemeldeten durchschnittlichen jährlichen Nettoproduktion neu berechnet. 3 Gestützt auf das Ergebnis der Prüfung nach Absatz 1 und die Berechnung nach Absatz 2 wird die definitive Höhe des Investitionsbeitrags festgesetzt. 4 Ist die durchschnittliche jährliche Nettoproduktion kleiner als die im Gesuch ausgewiesene Produktion beziehungsweise Mehrproduktion, so kann der Investitionsbeitrag angemessen gekürzt werden. 18

143 Energieförderungsverordnung AS 2017 Art. 60 Gestaffelte Auszahlung des Investitionsbeitrags 1 Der Investitionsbeitrag wird in mehreren Tranchen ausbezahlt. 2 Das BFE setzt den Zeitpunkt für die Auszahlung der einzelnen Tranchen und die Höhe der pro Tranche auszuzahlenden Beträge einzelfallweise in der Zusicherung nach Artikel 54 fest (Zahlungsplan). 3 Dabei darf die erste Tranche frühestens bei Baubeginn ausbezahlt werden. Wurde nach Artikel 36 ein früherer Baubeginn bewilligt, so erfolgt die erste Auszahlung frühestens, wenn eine Zusicherung nach Artikel 54 vorliegt. 4 Die letzte Tranche darf erst nach der definitiven Festsetzung des Investitionsbeitrags ausbezahlt werden. Bis dahin dürfen maximal 80 Prozent des in der Zusicherung nach Artikel 54 festgesetzten Höchstbetrags ausbezahlt werden. 5. Abschnitt: Bemessungskriterien Art. 61 Anrechenbare Investitionskosten 1 Für die Berechnung des Investitionsbeitrags sind insbesondere die Erstellungs-, die Planungs- und die Bauleitungskosten sowie die Eigenleistungen des Betreibers anrechenbar, sofern sie: a. in direktem Zusammenhang mit den für die Elektrizitätsproduktion notwendigen Teilen der Anlage anfallen und ausgewiesen werden; b. für die Steigerung oder Aufrechterhaltung der Elektrizitätsproduktion direkt notwendig sind; c. angemessen sind; und d. effizient ausgeführt werden. 2 Planungs- und Bauleitungskosten werden höchstens bis zu einer Höhe von 15 Prozent der anrechenbaren Erstellungskosten angerechnet. 3 Eigenleistungen des Betreibers wie eigene Planungs- oder Bauleistungen sind nur anrechenbar, wenn sie üblich sind und mittels detailliertem Arbeitsrapport nachgewiesen werden können. Art. 62 Nicht anrechenbare Kosten Nicht anrechenbar sind insbesondere Kosten: a. die vor der Zusicherung dem Grundsatz nach oder der Erlaubnis zum vorzeitigen Baubeginn des BFE zur Erstellung von Anlagenteilen angefallen sind; b. die anderweitig vergütet werden, namentlich die Kosten für Massnahmen nach Artikel 83a des Gewässerschutzgesetzes vom 24. Januar SR

144 Energieförderungsverordnung AS 2017 Art. 63 (GSchG) und Artikel 10 des Bundesgesetzes vom 21. Juni über die Fischerei (BGF). Nicht amortisierbare Mehrkosten 1 Die nicht amortisierbaren Mehrkosten gemäss Artikel 29 Absatz 2 EnG entsprechen dem Nettobarwert aller anrechenbaren Geldabflüsse und aller anzurechnenden Geldzuflüsse. 2 Die anrechenbaren Geldabflüsse und anzurechnenden Geldzuflüsse sind mit dem kalkulatorischen Zinssatz gemäss Artikel 66 zu diskontieren. 3 Bei Erweiterungen bestehender Anlagen sind nur die aus der Erweiterung resultierenden zusätzlichen Geldzuflüsse massgebend. 4 Bei Erneuerungen bestehender Anlagen sind die erzielbaren Geldzuflüsse aus der gesamten Nettoproduktion der Anlage massgebend. 5 Das BFE stellt die nötigen Grundlagen und Formulare für die Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten zur Verfügung. Darunter insbesondere ein auf stündlicher Basis erstelltes und jährlich aktualisiertes Preisszenario. Art. 64 Anrechenbare Geldabflüsse 1 Die anrechenbaren Geldabflüsse setzen sich zusammen aus den: a. anrechenbaren Investitionskosten; b. Kosten für den Anlagenbetrieb, den Unterhalt sowie den übrigen Betriebskosten; c. Ersatzinvestitionen; d. weiteren Kosten, insbesondere den Kosten für die Energie, die allfällige Zubringerpumpen benötigen, zu Marktpreisen und den Kosten für den Einstauersatz; e. Kosten für Wasserzinsen entsprechend den jeweils geltenden gesetzlichen Regelungen; f. direkten Steuern. 2 Sie sind über die verbleibende Konzessionsdauer zu berücksichtigen. 3 Die Kosten nach Absatz 1 Buchstabe b werden mit insgesamt jährlich 2 Prozent der Investitionskosten angerechnet. Art. 65 Anzurechnende Geldzuflüsse 1 Die anzurechnenden Geldzuflüsse berechnen sich gestützt auf ein wirtschaftlich optimiertes stündliches Profil für die Nettoproduktion über die verbleibende Konzessionsdauer und das vom BFE erstellte Preisszenario. Investitionen werden über 9 SR

145 Energieförderungsverordnung AS 2017 die Nutzungsdauern gemäss Anhang 2.2 linear abgeschrieben und allfällige Restwerte werden am Ende der Konzessionsdauer als Geldzuflüsse berücksichtigt. 2 Für Anlagen mit einer Leistung von höchstens 10 MW können Standardproduktionsprofile verwendet werden. Art. 66 Kalkulatorischer Zinssatz Der kalkulatorische Zinssatz entspricht dem durchschnittlichen Kapitalkostensatz. Die Berechnung und die Bekanntgabe richten sich unter Vorbehalt der in Anhang 3 genannten Abweichungen nach Artikel 13 Absätze 3 Buchstabe b und 3 bis in Verbindung mit Anhang 1 der Stromversorgungsverordnung vom 14. März (StromVV). 6. Kapitel: Investitionsbeitrag für Biomasseanlagen 1. Abschnitt: Anspruchsvoraussetzungen Art. 67 Begriffe 1 Als KVA gemäss Artikel 24 Absatz 1 Buchstabe c EnG gelten Anlagen zur thermischen Behandlung von Abfällen nach den Artikeln 31 und 32 der Abfallverordnung vom 1. Januar Als Klärgasanlagen gemäss Artikel 24 Absatz 1 Buchstabe c EnG gelten Anlagen zur Nutzung von Klärgas aus kommunalen Abwasserreinigungsanlagen, unabhängig davon, ob in diesen Anlagen auch angelieferte Co-Substrate vergärt werden. 3 Als Holzkraftwerke von regionaler Bedeutung gemäss Artikel 24 Absatz 1 Buchstabe c EnG gelten Anlagen zur Produktion von Elektrizität aus Holz, die den regionalen Energiebedarf an Elektrizität und Wärme nicht übersteigen. Art. 68 Erheblichkeit der Erweiterung oder Erneuerung 1 Die Erweiterung einer Anlage ist erheblich, wenn durch bauliche Massnahmen die jährliche Elektrizitätsproduktion gegenüber dem Durchschnitt der letzten drei vollen Betriebsjahre vor der Inbetriebnahme der Erweiterung um mindestens 25 Prozent gesteigert wird. 2 Die Erneuerung einer Anlage ist erheblich, wenn die anrechenbaren Investitionskosten der Erneuerung mindestens folgende Beträge erreichen: a. 15 Millionen Franken bei KVA; b Franken bei Klärgasanlagen mit einem Einwohnerwert ab ; c Franken bei Klärgasanlagen mit einem Einwohnerwert von weniger als ; 10 SR SR

146 Energieförderungsverordnung AS 2017 d Franken bei Holzkraftwerken von regionaler Bedeutung. Art. 69 Energetische Mindestanforderungen 1 Die energetischen Mindestanforderungen sind in Anhang 2.3 festgelegt. 2 Bei erheblichen Erneuerungen muss die Anlage nach der Erneuerung mindestens gleich viel Elektrizität produzieren wie vorher. 2. Abschnitt: Ansätze Art. 70 Ansätze für die Investitionsbeiträge 1 Das BFE setzt den Investitionsbeitrag für jede Anlage individuell nach Artikel 29 Absatz 2 EnG fest. 2 Der Investitionsbeitrag beträgt höchstens 20 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten. 3 Das UVEK überprüft diesen Ansatz mindestens alle fünf Jahre. Bei einer wesentlichen Veränderung der Verhältnisse stellt es dem Bundesrat Antrag auf Anpassung. Art. 71 Höchstbeitrag Der Investitionsbeitrag darf die folgenden Beträge nicht überschreiten: a. 6 Millionen Franken bei KVA; b. 1,5 Millionen Franken bei Klärgasanlagen; c. 3,75 Millionen Franken bei Holzkraftwerken von regionaler Bedeutung. 3. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung und Warteliste Art. 72 Reihenfolge der Berücksichtigung 1 Massgebend für die Berücksichtigung eines Gesuchs ist das Einreichedatum. 2 Können nicht alle am gleichen Tag eingereichten Gesuche berücksichtigt werden, so werden die Projekte zuerst berücksichtigt, die die grösste Mehrproduktion an Elektrizität im Verhältnis zum Investitionsbeitrag aufweisen. Art. 73 Warteliste 1 Reichen die Mittel nicht für eine sofortige Berücksichtigung aus, so werden die Projekte in eine Warteliste aufgenommen, es sei denn, sie erfüllen die Anspruchsvoraussetzungen offensichtlich nicht. 2 Das BFE teilt der gesuchstellenden Person mit, dass ihr Projekt in die Warteliste aufgenommen wurde. 22

147 Energieförderungsverordnung AS Stehen wieder Mittel zur Verfügung, so werden die Projekte entsprechend dem Einreichedatum des Gesuchs berücksichtigt. 4. Abschnitt: Gesuchsverfahren Art. 74 Gesuch 1 Das Gesuch um einen Investitionsbeitrag ist beim BFE einzureichen. 2 Es kann erst gestellt werden, wenn eine rechtskräftige Baubewilligung vorliegt oder, sofern für ein Projekt keine Baubewilligung erforderlich ist, die Baureife des Projekts nachgewiesen ist. 3 Es hat sämtliche Angaben und Unterlagen nach Anhang 2.3 zu enthalten. Art. 75 Zusicherung dem Grundsatz nach Ergibt die Prüfung des Gesuchs, dass die Anspruchsvoraussetzungen erfüllt sind, und stehen Mittel zur Berücksichtigung des Gesuchs zur Verfügung, so sichert das BFE den Investitionsbeitrag dem Grundsatz nach zu und setzt Folgendes fest: a. die Höhe des Investitionsbeitrags in Prozent der anrechenbaren Investitionskosten unter Berücksichtigung der zu erwartenden nicht amortisierbaren Mehrkosten; b. den Höchstbetrag, den der Investitionsbeitrag nicht überschreiten darf; c. bis wann spätestens mit dem Bau zu beginnen ist; d. den Zahlungsplan gemäss Artikel 80; e. die Frist, innerhalb der die Anlage in Betrieb zu nehmen ist. Art. 76 Inbetriebnahmemeldung Die Pflicht zur Einreichung der Inbetriebnahmemeldung richtet sich sinngemäss nach Artikel 55. Art. 77 Bauabschlussmeldung 1 Spätestens zwei Jahre nach der Inbetriebnahme ist dem BFE eine Bauabschlussmeldung einzureichen. 2 Diese muss folgende Angaben und Unterlagen enthalten: a. eine detaillierte Baukostenabrechnung; b. eine Auflistung der anrechenbaren und der nicht anrechenbaren Investitionskosten; c. die Meldung der Nettoproduktion des ersten vollen Betriebsjahres. 23

148 Energieförderungsverordnung AS 2017 Art. 78 Erstrecken von Fristen Die Erstreckung der Fristen für die Inbetriebnahme und das Einreichen der Bauabschlussmeldung richtet sich sinngemäss nach Artikel 57. Art. 79 Definitive Festsetzung des Investitionsbeitrags 1 Sobald die Bauabschlussmeldung vorliegt, prüft das BFE, ob auch zu diesem Zeitpunkt noch sämtliche Anspruchsvoraussetzungen erfüllt sind. 2 Die nicht amortisierbaren Mehrkosten werden aufgrund der definitiven anrechenbaren Investitionskosten und der gemeldeten Nettoproduktion neu berechnet. 3 Gestützt auf das Ergebnis der Prüfung nach Absatz 1 und die Berechnung nach Absatz 2 wird die definitive Höhe des Investitionsbeitrags festgesetzt. 4 Ist die Nettoproduktion kleiner als die im Gesuch ausgewiesene Produktion beziehungsweise Mehrproduktion, so kann der Investitionsbeitrag angemessen gekürzt werden. Art. 80 Gestaffelte Auszahlung des Investitionsbeitrags 1 Der Investitionsbeitrag wird in mehreren Tranchen ausbezahlt. 2 Das BFE setzt den Zeitpunkt für die Auszahlung der einzelnen Tranchen und die Höhe der pro Tranche auszuzahlenden Beträge einzelfallweise in der Zusicherung nach Artikel 75 fest (Zahlungsplan). 3 Dabei darf die erste Tranche frühestens bei Baubeginn ausbezahlt werden. Wurde nach Artikel 32 ein früherer Baubeginn bewilligt, erfolgt die erste Auszahlung frühestens, wenn eine Zusicherung nach Artikel 75 vorliegt. 4 Die letzte Tranche darf erst nach der definitiven Festsetzung des Investitionsbeitrags ausbezahlt werden. Bis dahin dürfen maximal 80 Prozent des in der Zusicherung nach Artikel 75 festgesetzten Höchstbetrags ausbezahlt werden. 5. Abschnitt: Bemessungskriterien Art. 81 Anrechenbare Investitionskosten Anrechenbar sind sinngemäss die Investitionskosten nach Artikel 61. Art. 82 Nicht anrechenbare Kosten Nicht anrechenbar sind insbesondere Kosten: a. die vor der Zusicherung dem Grundsatz nach oder der Erlaubnis zum vorzeitigen Baubeginn des BFE zur Erstellung von Anlagenteilen angefallen sind; b. für Anlagenteile zur thermischen Behandlung von Abfällen; c. für Anlagenteile zur Behandlung von Abwässern; 24

149 Energieförderungsverordnung AS 2017 d. für Anlagenteile zur Aufbereitung von Brennstoffen oder für den Betrieb eines Fernwärmenetzes. Art. 83 Nicht amortisierbare Mehrkosten Die Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten gemäss Artikel 29 Absatz 2 EnG richtet sich sinngemäss nach Artikel 63. Art. 84 Anrechenbare Geldabflüsse 1 Die anrechenbaren Geldabflüsse setzen sich zusammen aus den: a. anrechenbaren Investitionskosten; b. Kosten für den Anlagenbetrieb, den Unterhalt sowie den übrigen Betriebskosten; c. Ersatzinvestitionen. 2 Sie sind über die verbleibende Nutzungsdauer gemäss Artikel 87 zu berücksichtigen. 3 Die Kosten nach Absatz 1 Buchstabe b werden mit insgesamt jährlich 2 Prozent der Investitionskosten angerechnet. 4 Bei Holzkraftwerken von regionaler Bedeutung werden zudem die direkten Steuern sowie die Energiekosten abzüglich der Erlöse aus dem Wärmeverkauf als wiederkehrende Kosten berücksichtigt. Art. 85 Anzurechnende Geldzuflüsse 1 Die anzurechnenden Geldzuflüsse berechnen sich gestützt auf die durchschnittliche Nettoproduktion über die verbleibende Nutzungsdauer gemäss Artikel 87 und auf das vom BFE erstellte Preisszenario. 2 Investitionen werden über die Nutzungsdauern gemäss Anhang 2.3 linear abgeschrieben, und allfällige Restwerte werden am Ende der verbleibenden Nutzungsdauer gemäss Artikel 87 als Geldzuflüsse berücksichtigt. Art. 86 Kalkulatorischer Zinssatz Für die Berechnung und Bekanntgabe des kalkulatorischen Zinssatzes ist Artikel 66 sinngemäss anwendbar. Art. 87 Verbleibende Nutzungsdauer Zur Bestimmung der verbleibenden Nutzungsdauer wird auf die Nutzungsdauer des neu eingebauten Bestandteils abgestellt, der die längste Nutzungsdauer gemäss der Nutzungsdauertabelle in Anhang 2.3 aufweist. 25

150 Energieförderungsverordnung AS Kapitel: Marktprämie für Elektrizität aus Grosswasserkraftanlagen 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art. 88 Einzelheiten zur Anspruchsberechtigung 1 Grosswasserkraftanlagen von mehr als 10 MW berechtigen nicht nur zur Marktprämie, wenn sie Einzelanlagen sind, sondern auch wenn sie aus einem Anlagenverbund bestehen, wenn bei diesem: a. alle Einzelanlagen hydraulisch verknüpft und gemeinsam optimiert sind; und b. die Gestehungskosten insgesamt nicht gedeckt sind. 2 Gehört zu einem solchen Anlagenverbund eine Einzelanlage im Einspeisevergütungssystem, so berechtigt er nur zur Marktprämie, wenn er die Leistung von mehr als 10 MW auch ohne diese Einzelanlage erreicht. 3 Das Risiko nicht gedeckter Gestehungskosten liegt nicht anstelle des Eigners beim Elektrizitätsversorgungsunternehmen (Art. 30 Abs. 2 EnG), wenn dessen Elektrizitätsbezug auf einem Vertrag beruht, der seit dem 1. Januar 2016 und auf kurze oder mittlere Sicht abgeschlossen wurde. Der Anspruch auf Marktprämie geht nicht auf das Elektrizitätsversorgungsunternehmen über. 4 Für den Übergang des Risikos und des Anspruchs auf Marktprämie im Verhältnis von Betreiber und Eigner gilt Absatz 3 sinngemäss. Art. 89 Markterlös 1 Ertragsseitig wird nur der Erlös berücksichtigt, der aus dem Verkauf von Elektrizität am Markt stammt (Markterlös). Nicht berücksichtigt werden übrige Erträge, insbesondere Erlöse aus Systemdienstleistungen und Herkunftsnachweisen. 2 Der Markterlös wird auf der Basis des Marktpreises ermittelt, anhand des mit der Anlage stündlich gefahrenen Profils beziehungsweise mit der Summe dieser Profile bei einem Anlagenverbund. Bei einer Partneranlage wird das ermittelte Profil anteilmässig auf die Partner aufgeteilt. 3 Als Marktpreis gilt, auch für ausserbörsliche gehandelte Elektrizität, der stündliche Spotpreis für die Preiszone Schweiz, zu einem durchschnittlichen Monatskurs. 4 Wird für eine Anlage nebst der Marktprämie auch ein Investitionsbeitrag ausgerichtet, so ist dieser für die Marktprämie zeitlich anteilmässig als Erlös anzurechnen. 5 Gehört zu einem Anlageverbund eine Einzelanlage im Einspeisevergütungssystem, so ist als deren Erlös die Einspeisevergütung massgebend. Art. 90 Gestehungs- und andere Kosten 1 Als Gestehungskosten werden die für eine effiziente Produktion unmittelbar nötigen Betriebskosten berücksichtigt, nicht aber andere Kosten, insbesondere nicht Aufwendungen für gesamtbetriebliche Leistungen. Berücksichtigt werden auch: 26

151 Energieförderungsverordnung AS 2017 a. der Wasserzins; b. Mindererlöse aufgrund von Elektrizität, die dem Gemeinwesen kostenlos oder vergünstigt abzugeben ist; c. die direkten Steuern, die Gewinnsteuer jedoch nur, wenn sie einem tatsächlichen Gewinn entspricht, nicht aber, soweit sie zugunsten des lokalen Gemeinwesens, aufgrund einer Abmachung und gewinnunabhängig geschuldet ist. 2 Als Gestehungskosten ebenfalls berücksichtigt werden die kalkulatorischen Kapitalkosten. Massgebend ist der Zinssatz nach Artikel 66. Abschreibungen sind grundsätzlich gemäss der bisherigen Praxis für die jeweilige Anlage vorzunehmen. 3 Das BFE legt in einer Richtlinie die anrechenbaren Betriebs- und Kapitalkosten fest. 2. Abschnitt: Marktprämie und Grundversorgung Art. 91 Grundversorgungsabzug 1 Die Marktprämienberechtigten, die mit der Grundversorgung betraut sind, müssen für die Berechnung des rechnerischen Grundversorgungsabzugs (Art. 31 Abs. 1 EnG) ihr gesamtes Absatzpotenzial in der Grundversorgung einbeziehen. 2 Statt dieses Abzugs können sie einen bereinigten Grundversorgungsabzug zur Anwendung bringen (Art. 31 Abs. 2 EnG). Diesen bilden sie, indem sie den ersten Abzug (Abs. 1) um andere Elektrizität aus erneuerbaren Energien in der Grundversorgung, die weder im Einspeisevergütungssystem noch anderweitig unterstützt wird, reduzieren. Elektrizität aus fremden Anlagen darf nur in die Menge, um die reduziert wird, einbezogen werden, wenn: a. der Bezug auf mittel- oder langfristigen Verträgen beruht und der Herkunftsnachweis zu diesem Bezug beigebracht wird; oder b. die Elektrizität gemäss Artikel 15 EnG abgenommen wurde. Art. 92 Portfolioaufteilung zwischen Marktprämie und Grundversorgung 1 Enthält das Portfolio eines Marktprämienberechtigten Elektrizität, die aus mehreren Grosswasserkraftanlagen stammt und deren Gestehungskosten nicht gedeckt sind, so ist davon auszugehen, dass er die Elektrizität jeder Anlage zu für das ganze Portfolio einheitlichen Anteilen am Markt und in der Grundversorgung verkauft. Die Marktprämie steht ihm pro Anlage im Umfang dieses Anteils am Markt (Marktprämienquote) zu. 2 Die Marktprämienquote ermittelt sich als Quotient aus den folgenden beiden Grössen: a. Differenz aus der im Portfolio enthaltenen Elektrizität, die aus Grosswasserkraftanlagen stammt und deren Gestehungskosten nicht gedeckt sind, und dem angewandten Grundversorgungsabzug; und 27

152 Energieförderungsverordnung AS 2017 b. im Portfolio enthaltene Elektrizität, die aus Grosswasserkraftanlagen stammt und deren Gestehungskosten nicht gedeckt sind. 3 Würde der Marktprämienberechtigte mit der Marktprämie und den Verkäufen in der Grundversorgung über das gesamte Portfolio mehr einnehmen, als zur Deckung der Gestehungskosten nötig ist, so reduziert sich die Marktprämie entsprechend. Art. 93 Unternehmensbetrachtung beim Elektrizitätsversorgungsunternehmen 1 Bei einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen mit mehreren rechtlich eigenständigen Einheiten, die für Bereiche wie Produktion, Netzbetrieb und Grundversorgung zuständig sind, muss sich diejenige Einheit, die marktprämienberechtigt ist, das Grundversorgungspotenzial der anderen Einheiten anrechnen lassen. 2 Eine solche rechtlich eigenständige Einheit darf die Elektrizität aus Grosswasserkraftanlagen auch dann zu Gestehungskosten in der Grundversorgung verkaufen (Art. 31 Abs. 2 EnG), wenn eine andere Einheit und nicht sie selbst marktprämienberechtigt ist. Wer mit einem Marktprämienberechtigten nicht auf diese Weise, sondern nur über eine Beteiligung verbunden ist, hat dieses Recht nicht. 3. Abschnitt: Gesuchsverfahren und Rückforderung Art. 94 Gesuch 1 Die Marktprämienberechtigten reichen ihr Gesuch beim BFE ein bis zum 31. Mai des Jahres, das auf dasjenige folgt, für das sie um die Marktprämie ersuchen. 2 Das Gesuch muss die gesamte Elektrizität im Portfolio, für die um Marktprämie ersucht wird, umfassen und mindestens ausweisen: a. wie viel der Elektrizität aus welchen Anlagen stammt und welchem Produktionsanteil einer Anlage dies entspricht; b. die stündlich gefahrenen Profile pro Anlage; c. die anrechenbaren Kosten pro Anlage, gestützt auf einen Jahresabschluss für das hydrologische Jahr oder das Kalenderjahr; d. die Abschreibungspraxis der letzten fünf Jahre; e. bei einer Einzelanlage im Einspeisevergütungssystem: Anteil Produktion am Anlagenverbund und Einspeisevergütung; f. Angaben zu Massnahmen zur Verbesserung der Kostensituation. 3 In den Fällen mit Grundversorgung ist ausserdem mindestens auszuweisen: a. das Grundversorgungspotenzial; b. der angewandte Grundversorgungsabzug; c. die Menge Elektrizität, um die gemäss Artikel 91 Absatz 2 reduziert wird; d. der tatsächliche Absatz in der Grundversorgung pro Grosswasserkraftanlage; 28

153 Energieförderungsverordnung AS 2017 e. der durchschnittliche Preis für diesen Absatz. 4 Die Anlagenbetreiber, Eigner und verbundenen Unternehmenseinheiten unterstützen die Gesuchsteller mit den nötigen Auskünften und Unterlagen. Das BFE kann sich für Auskünfte und Unterlagen nötigenfalls direkt an sie halten. Art. 95 Verfahren beim BFE und Beizug der Elektrizitätskommission 1 Das BFE kann in der Verfügung, in der es die Marktprämie festlegt, einen Vorbehalt für eine nachträgliche Korrektur machen. 2 Reichen die Mittel für ein Jahr insgesamt nicht aus (Art. 36 Abs. 2 EnV 12 ), so kürzt das BFE die Marktprämie jedes Marktprämienempfängers um den gleichen Prozentsatz. 3 Es zahlt die Marktprämien möglichst im Jahr des Gesuchs aus, nötigenfalls mit einem einstweiligen teilweisen Rückbehalt des Geldes. 4 Es kann die Elektrizitätskommission (ElCom) zur Unterstützung beim Vollzug beiziehen. Die ElCom macht auf Anfrage des BFE Abgleiche zu den tatsächlichen Absätzen in der Grundversorgung, wobei sie die vom BFE gelieferten Daten mit ihren eigenen vergleicht. Art. 96 Rückforderung Ergibt sich aus einer Überprüfung oder Kontrolle, dass jemand insbesondere wegen falscher Angaben zu Unrecht eine Marktprämie oder eine zu hohe Marktprämie erhalten hat, so fordert das BFE bis fünf Jahre ab der letzten Auszahlung die zu viel erhaltene Marktprämie aller Jahre zurück (Art. 30 Abs. 3 Subventionsgesetz vom 5. Oktober ). 8. Kapitel: Auswertung, Publikation, Auskünfte, Weitergabe von Daten an die Eidgenössische Zollverwaltung, Kontrolle und Massnahmen Art. 97 Auswertung 1 Das BFE wertet Daten über Projekte und Anlagen aus, für die eine Förderung nach dieser Verordnung beantragt wurde, zur Planung der aus dem Netzzuschlagsfonds zur Verfügung stehenden Mittel und zur Überprüfung der Wirksamkeit der Förderinstrumente. 2 Dazu kann es sämtliche im Gesuch, in allfälligen Projektfortschrittsmeldungen und in der Inbetriebnahmemeldung gemachten Angaben verwenden. 3 Es kann zudem die Menge der produzierten Elektrizität, die Höhe der bezahlten Förderbeiträge sowie die Höhe der Vollzugskosten für seine Auswertungen verwenden. 12 SR SR

154 Energieförderungsverordnung AS Es kann die Ergebnisse der Auswertungen publizieren. 5 Die Vollzugsstelle stellt dem BFE die für die Auswertungen notwendigen Daten monatlich oder auf Anfrage zur Verfügung. Art. 98 Publikation 1 Zur Einspeisevergütung publiziert das BFE bei Anlagen mit einer Leistung ab 30 kw folgende Angaben: a. den Namen oder die Firma des Betreibers sowie den Standort der Anlage; b. den verwendeten Energieträger; c. die Anlagenkategorie und den Anlagentyp; d. die Höhe des Vergütungssatzes; e. das Gesuchsdatum; f. das Inbetriebnahmedatum; g. die Menge der vergüteten Elektrizität; h. die Vergütungsdauer. 2 Bei Anlagen von weniger als 30 kw erfolgt die Publikation zur Einspeisevergütung nach Absatz 1 anonymisiert. 3 Zu den Einmalvergütungen und den Investitionsbeiträgen publiziert es je Erzeugungstechnologie: a. die Anzahl der Investitionsbeitragsempfänger; b. das Total der Investitionsbeiträge; c. die durchschnittliche Höhe der Investitionsbeiträge im Verhältnis zu den durchschnittlich anrechenbaren Investitionskosten; d. die durchschnittliche Höhe der Investitionsbeiträge im Verhältnis zur durchschnittlichen Mehrproduktion. 4 Zur Marktprämie für Grosswasserkraftanlagen publiziert es: a. die Anzahl der Marktprämienempfänger; b. das Total der Marktprämien; c. die Anzahl der Anlagen und die gesamte Elektrizitätsmenge, für die die Marktprämie entrichtet wird; d. die gesamte Menge und den Durchschnittspreis der im Zusammenhang mit der Marktprämie in der Grundversorgung verkauften Elektrizität aus Grosswasserkraftanlagen. Art. 99 Auskünfte 1 Die Vollzugsstelle oder das BFE erteilt Auskunft: 30

155 Energieförderungsverordnung AS 2017 a. der gesuchstellenden Person: über den Platz ihres Projekts auf der Warteliste; b. dem Kanton: über sämtliche Projekte und Anlagen auf seinem Hoheitsgebiet; c. der Gemeinde: über sämtliche auf ihrem Hoheitsgebiet in Betrieb stehenden Anlagen. 2 Die Kantone und Gemeinden behandeln die erhaltenen Daten vertraulich. Sie dürfen sie insbesondere nicht verwenden zur Planung von Anlagen, die realisiert werden sollen von: a. ihnen selber; b. einer ihrer Anstalten; oder c. einer Gesellschaft, an der sie beteiligt sind. 3 Für individuelle Auskünfte sind die Bestimmungen über das Öffentlichkeitsprinzip und die Datenschutzbestimmungen für Bundesorgane anwendbar. Art. 100 Weitergabe von Daten an die Eidgenössische Zollverwaltung Das BFE gibt für den Vollzug des Mineralölsteuergesetzes vom 21. Juni die nachstehenden Daten von Anlagenbetreibern, die Elektrizität aus Biomasse produzieren, an die Eidgenössische Zollverwaltung weiter: a. Name und Adresse von natürlichen Personen und Personenvereinigungen oder Firma und Sitz von juristischen Personen; b. Angaben über die Art, Menge und Herkunft der biogenen Rohstoffe; c. Angaben über die Art, Menge und Herkunft der aus den biogenen Rohstoffen hergestellten Treib- und Brennstoffe; d. Angaben über die Elektrizität und die Wärme, die aus Treib- und Brennstoffen produziert werden; e. Angaben zur Anlage, insbesondere Produktionsprozesse, Kapazität, Leistung, Wirkungsgrad und Datum der Inbetriebnahme. Art. 101 Kontrolle und Massnahmen 1 Das BFE kontrolliert, ob die gesetzlichen Anforderungen eingehalten werden. Es kann zu diesem Zweck, auch nach Abschluss eines Verfahrens, die erforderlichen Unterlagen und Informationen verlangen sowie Prüfungen und Stichproben durchführen oder veranlassen. Es verfolgt begründete Hinweise auf Unregelmässigkeiten. 2 Der Betreiber einer Anlage, für die er für die Einspeisung von Elektrizität eine Vergütung aus dem Netzzuschlagfonds nach geltendem Recht oder einem früheren Recht erhält oder für die er eine Einmalvergütung oder einen Investitionsbeitrag nach geltendem oder einem früheren Recht erhalten hat, oder wenn für Elektrizität aus der Anlage die Marktprämie entrichtet wird, hat auf Verlangen dem BFE und, 14 SR

156 Energieförderungsverordnung AS 2017 soweit sie für den Vollzug zuständig ist, der Vollzugsstelle Einsicht in die Betriebsdaten der Anlage zu gewähren. 3 Ergibt die Kontrolle oder die Überprüfung, dass die gesetzlichen Anforderungen verletzt sind, so verfügt das BFE oder die Vollzugsstelle je in ihrem Zuständigkeitsbereich die geeigneten Massnahmen. 4 Das BFE ist weiter befugt, die für die Feststellung einer übermässigen Rentabilität erforderlichen Unterlagen und Informationen zu verlangen und Prüfungen zu veranlassen. 9. Kapitel: Schlussbestimmungen Art. 102 Übergangbestimmung zum Ende der Vergütungsdauer nach bisherigem Recht Bei Anlagen, die eine Einspeisevergütung nach bisherigem Recht erhalten, wird die Vergütung bis zum 31. Dezember des Jahres, in dem die Vergütungsdauer ausläuft, ausgerichtet. Art. 103 Übergangsbestimmung zum Abbau der Warteliste für die übrigen Erzeugungstechnologien Projekte, die bis zum 31. Oktober 2016 nach Artikel 3g bis Absatz 4 Buchstabe b Ziffer 1 der Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 in der Fassung vom 2. Dezember aufgrund der vollständigen Inbetriebnahmemeldung oder der Projektfortschrittsmeldung beziehungsweise, bei Kleinwasserkraftanlagen und Windenergieanlagen, der zweiten Projektfortschrittsmeldung auf der Warteliste vorgerückt sind, gilt folgende Berücksichtigungsreihenfolge: a. Projekte, die bis zum 31. Oktober 2015 vorgerückt sind: entsprechend dem Anmeldedatum; b. Projekte, die bis zum 31. Oktober 2016 vorgerückt sind: entsprechend dem Anmeldedatum. Art. 104 Übergangsbestimmungen zu Photovoltaikanlagen 1 Für Photovoltaikanlagen, für die ein Betreiber bereits vor dem 1. Januar 2018 eine Einmalvergütung beantragt oder erhalten hat und deren Gesamtleistung ebenfalls vor diesem Datum 30 kw oder mehr beträgt, besteht kein Anspruch auf eine Einmalvergütung für die Leistung ab 30 kw. 2 Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 30 bis weniger als 100 kw, die bereits für die kostendeckende Einspeisevergütung nach bisherigem Recht angemeldet worden sind, neu aber nur noch Anspruch auf eine Einmalvergütung für kleine Photovoltaikanlagen haben, werden nach dem Einreichedatum der Inbetriebnahmemeldung berücksichtigt. 15 AS ,

157 Energieförderungsverordnung AS Für grosse Photovoltaikanlagen, die bereits für die kostendeckende Einspeisevergütung nach bisherigem Recht angemeldet worden sind, ist das Wahlrecht nach Artikel 8 bis zum 30. Juni 2018 auszuüben. Wird das Wahlrecht innerhalb dieser Frist nicht ausgeübt, so gilt die Anmeldung als Gesuch um Einmalvergütung. Wird das Wahlrecht zugunsten der Einspeisevergütung ausgeübt, so ist ein späterer Wechsel zur Einmalvergütung jederzeit möglich. 4 Für Anlagen, die mit einer Leistung von 30 bis weniger als 100 kw für die kostendeckende Einspeisevergütung nach bisherigem Recht angemeldet worden sind, ist der Vollzugsstelle bis zum 30. Juni 2018 mitzuteilen, falls die Leistung aufgrund einer Projektänderung 100 kw voraussichtlich erreicht oder überschreitet. Erfolgt diese Mitteilung nicht, so gilt die Anlage als kleine Anlage und der Leistungsbeitrag wird höchstens bis zur Leistung von 99,9 kw ausbezahlt. 5 Für Anlagen, für die bis zum 31. Dezember 2012 ein Gesuch um kostendeckende Einspeisevergütung eingereicht wurde und die bis zum 31. Dezember 2017 gebaut wurden, gilt die Bestimmung zur Mindestgrösse nach Artikel 36 nicht. Art. 105 Übergangsbestimmungen zur Direktvermarktung und Einspeisung zum Referenz-Marktpreis 1 Betreiber, die ihre Elektrizität selber vermarkten müssen (Art. 14), müssen bis spätestens zwei Jahre nach Inkrafttreten dieser Verordnung in die Direktvermarktung wechseln. 2 Betreffend die Abnahme und Vergütung von Elektrizität aus Anlagen, die zum Referenz-Marktpreis einspeisen, gilt für die Bilanzgruppe für erneuerbare Energien, für die übrigen Bilanzgruppen sowie die Netzbetreiber bis zum 31. Dezember 2018 das bisherige Recht. Art. 106 Übergangsbestimmung zur nachträglichen Erweiterung oder Erneuerung von Kleinwasserkraft- und Biomasseanlagen Die Kürzung des Vergütungssatzes nach Artikel 28 Absatz 5 gilt nicht für Betreiber, die bereits vor Inkrafttreten dieser Verordnung mit einer nachträglichen Erweiterung oder Erneuerung begonnen haben, sofern sie diese Erweiterung oder Erneuerung bis zum 30. Juni 2018 in Betrieb nehmen und die Inbetriebnahme der Vollzugsstelle bis zum 31. Juli 2018 melden. Art. 107 Übergangsbestimmung zur Reihenfolge der Berücksichtigung und zur Warteliste bei Investitionsbeiträgen Projekte und Anlagen, die bereits für die kostendeckende Einspeisevergütung nach bisherigem Recht angemeldet worden sind und für die bis zum 31. Dezember 2017 die Inbetriebnahmemeldung oder die Projektfortschrittsmeldung, beziehungsweise bei Kleinwasserkraftanlagen, die zweite Projektfortschrittsmeldung vollständig eingereicht wurde, werden entsprechend dem Einreichedatum dieser Meldung berücksichtigt, sofern für diese Projekte bis zum 31. März 2018 ein Gesuch um Investitionsbeitrag beim BFE eingereicht wird. 33

158 Energieförderungsverordnung AS 2017 Art. 108 Übergangsbestimmungen zur Marktprämie bei Grosswasserkraftanlagen 1 Die Marktprämie kann erstmals im Jahr 2018 für Gesuche für das Jahr 2017 und letztmals im Jahr 2022 für Gesuche für das Jahr 2021 ausgerichtet werden. 2 Vom Recht, die in der Grundversorgung absetzbare Elektrizität auch effektiv dort und zu Gestehungskosten zu verkaufen (Art. 31 Abs. 3 EnG), dürfen die Berechtigten erstmals für das Jahr 2018 und letztmals für das Jahr 2022 Gebrauch machen. Art. 109 Inkrafttreten Diese Verordnung tritt am 1. Januar 2018 in Kraft. Im Namen des Schweizerischen Bundesrates Die Bundespräsidentin: Doris Leuthard Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr 34

159 Energieförderungsverordnung AS 2017 Wasserkraftanlagen im Einspeisevergütungssystem 1 Anlagendefinition Anhang 1.1 (Art. 16, 17, 21, 22 und 23) 1.1 Eine Wasserkraftanlage ist eine selbstständig betreibbare technische Einrichtung zur Produktion von Elektrizität aus Wasserkraft an einem bestimmten Standort. 1.2 Nutzen mehrere Einrichtungen nach Ziffer 1.1 denselben Netzanschlusspunkt, so kann dennoch jede dieser Einrichtungen je als eine Wasserkraftanlage gelten, wenn sie Wasser aus getrennten Einzugsbieten nutzen und unabhängig voneinander erstellt wurden. 1.3 Dotierkraftwerke gelten als selbstständige Anlagen. 2 Vergütungssatz 2.1 Berechnung Der Vergütungssatz setzt sich aus einer Grundvergütung und, sofern die Voraussetzungen erfüllt sind, aus einem Wasserbau-Bonus oder einem Druckstufen-Bonus oder aus beiden Boni zusammen. Er wird jährlich neu berechnet Für die Berechnung der Sätze für die Grundvergütung und den Wasserbau- Bonus ist die äquivalente Leistung der Anlage massgebend Die äquivalente Leistung entspricht dem Quotienten aus der Nettoproduktion in kwh und der Summe der Stunden des jeweiligen Kalenderjahres. Für das Jahr, in dem die Anlage in Betrieb genommen oder stillgelegt wird, werden bei der Bestimmung der äquivalenten Leistung die vollen Stunden vor deren Inbetriebnahme oder nach deren Stilllegung abgezogen Der Satz für den Druckstufen-Bonus wird anteilsmässig nach den Fallhöhenklassen gemäss Ziffer 2.3 berechnet. 2.2 Grundvergütung Die Sätze für die Grundvergütung werden anteilsmässig nach den Leistungsklassen gemäss Ziffer berechnet. 35

160 Energieförderungsverordnung AS Der Satz für die Grundvergütung beträgt bei einer Inbetriebnahme ab 1. Januar 2013 je Leistungsklasse: Leistungsklasse Grundvergütung (Rp./kWh) Ab kw 28,4 28,4 100 kw 18,8 18,8 300 kw 14,8 12,7 1 MW 11,2 9,0 10 MW 6,9 6,6 2.3 Druckstufen-Bonus Der Satz für den Druckstufen-Bonus beträgt bei einer Inbetriebnahme ab 1. Januar 2013 je nach Fallhöhenklasse: Fallhöhenklasse (m) Bonus (Rp./kWh) 5 5,6 10 3,3 20 2,4 50 1,9 >50 1,2 2.4 Wasserbau-Bonus Beträgt der Anteil des nach dem Stand der Technik realisierten Wasserbaus, einschliesslich der Druckleitungen, weniger als 20 Prozent der gesamten Investitionskosten des Projekts, so entfällt der Anspruch auf den Wasserbau- Bonus. Beträgt er mehr als 50 Prozent, so besteht Anspruch auf den vollen Bonus. Zwischen 20 Prozent und 50 Prozent wird er gemäss der unten stehenden Grafik linear interpoliert. Massnahmen nach Artikel 83a GSchG 16 oder nach Artikel 10 BGF 17 sind für den Bonus nicht anrechenbar Dotierkraftwerke haben keinen Anspruch auf den Wasserbau-Bonus. Nebennutzungsanlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kw haben nur bis zur äquivalenten Leistung von 100 kw Anspruch auf den Wasserbau-Bonus. Anspruch auf WB-Bonus [%] Anteil Wasserbau an Gesamtinvestition [%] 16 SR SR

161 Energieförderungsverordnung AS Der Satz für den Wasserbau-Bonus beträgt ab 1. Januar 2013 je Leistungsklasse: Leistungsklasse Wasserbau-Bonus (Rp./kWh) Inbetriebnahme: Ab kw 6,2 6,2 100 kw 4,5 4,5 300 kw 3,6 2,9 >300 kw 3,0 1,6 2.5 Maximaler Vergütungssatz Der maximale Vergütungssatz inklusive Boni beträgt 32,4 Rp./kWh. 2.6 Teilzahlungen und Abrechnung Die Vergütung wird per Ende des Kalenderjahres aufgrund des Vergütungssatzes für das betreffende Jahr und der erfassten Elektrizität abgerechnet Vorherige Teilzahlungen werden aufgrund des Vergütungssatzes des Vorjahres geleistet, bei Anlagen, die noch nicht ein volles Kalenderjahr in Betrieb sind, aufgrund der Planungswerte nach Ziffer Vergütungssatzberechnung bei nachträglicher Erweiterung oder Erneuerung Der Vergütungssatz für Anlagen, die nachträglich erweitert oder erneuert werden, berechnet sich nach der folgenden Formel: (P0/P1) * V1 + (1-P0/P1) * (N0/N1) * V1 wobei: P0: Anlagenleistung vor der Erweiterung oder Erneuerung; P1: Anlagenleistung nach der Erweiterung oder Erneuerung; N0: durchschnittliche Nettoproduktion der letzten 5 Jahre vor der Erweiterung oder Erneuerung; N1: Nettoproduktion nach der Erweiterung; V1: aufgrund der gesamten erzielten Nettoproduktion nach der Erweiterung oder Erneuerung nach Ziffer 2 errechneter Vergütungssatz. 4 Vergütungsdauer Die Vergütungsdauer beträgt 15 Jahre. 37

162 Energieförderungsverordnung AS Gesuchsverfahren 5.1 Gesuch Das Gesuch hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen des Betreibers und den Standort der Zentrale, der Wasserfassungen, der Reservoire und der Wasserrückgabe; b. Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer; c. mittlere mechanische Bruttoleistung; d. erwartete Stromproduktion in kwh pro Kalenderjahr; e. Brutto-Fallhöhe in m; f. Art des genutzten Gewässers (Fliessgewässer/übrige Gewässer) und Anlagentyp; g. Gesamtinvestitionskosten des Projekts mit Aufteilung auf die Hauptkomponenten; separat aufzuführen sind insbesondere die Investitionskosten für den Wasserbau einschliesslich der Druckleitungen; h. Produzentenkategorie. i. Nachweis, dass es sich um eine Neuanlage handelt. 5.2 Projektfortschrittsmeldungen Spätestens zwei Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) ist eine Projektfortschrittsmeldung einzureichen; diese hat das bei der zuständigen Behörde eingereichte Konzessions- oder Baugesuch zu enthalten Spätestens vier Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) ist eine zweite Projektfortschrittsmeldung einzureichen; diese hat mindestens folgende Angaben zu enthalten: a. rechtskräftige Baubewilligung; b. Konzession; c. die Meldung des Projekts beim Netzbetreiber sowie dessen Stellungnahme dazu; d. allfällige Änderungen gegenüber den im Gesuch gemachten Angaben; e. geplantes Inbetriebnahmedatum. 5.3 Inbetriebnahme Die Anlage ist spätestens sechs Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) in Betrieb zu nehmen Anlagen, die nach Artikel 20 Absatz 3 Buchstabe a aufgrund der vollständigen zweiten Projektfortschrittsmeldung auf der Warteliste vorgerückt sind, sind spätestens vier Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) in Betrieb zu nehmen. 38

163 Energieförderungsverordnung AS Inbetriebnahmemeldung Die Inbetriebnahmemeldung hat mindestens folgende Angaben zu enthalten: a. Inbetriebnahmedatum; b. Belege für die effektiven Investitionskosten mit Aufteilung auf die Hauptkomponenten; separat aufzuführen sind insbesondere die Investitionskosten für den Wasserbau einschliesslich der Druckleitungen; c. allfällige Änderungen gegenüber den im Gesuch oder der Projektfortschrittsmeldung gemachten Angaben. 6 Übergangsbestimmungen 6.1 Für Betreiber, die für ihre Anlage bis zum 31. Dezember 2017 sowohl einen positiven Bescheid erhalten als auch die vollständige erste Projektfortschrittsmeldung nach bisherigem Recht eingereicht haben, gelten sowohl für die Vergütungsdauer wie auch für die Berechnung der Vergütung die zum Zeitpunkt der Einreichung der ersten Projektfortschrittsmeldung massgebenden Bestimmungen. Die Übergangsbestimmungen, die bis zum 31. Dezember 2017 galten, sind nicht anwendbar. 6.2 Für Betreiber, die für ihre Anlage bis zum 31. Dezember 2013 einen positiven Bescheid erhalten haben und den ersten Projektfortschritt tatsächlich erfüllt haben, gelten sowohl für die Vergütungsdauer wie auch für die Berechnung der Vergütung die im Zeitpunkt der Erreichung dieses Fortschritts massgebenden Bestimmungen. Die Übergangsbestimmungen, die bis zum 31. Dezember 2017 galten, sind nicht anwendbar. 6.3 Für Anlagen, die nach Artikel 3g bis Absatz 4 Buchstabe b Ziffer 1 der Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 in der Fassung vom 2. Dezember aufgrund der vollständigen zweiten Projektfortschrittsmeldung auf der Warteliste vorgerückt sind, ist die Inbetriebnahmemeldung innerhalb folgender Fristen einzureichen: a. spätestens sechs Jahre nach der Mitteilung des positiven Bescheids, sofern der Betreiber diesen bis zum 31. Dezember 2015 erhalten hat; b. spätestens bis zum 31. Dezember 2019, sofern der Betreiber den positiven Bescheid zwischen dem 1. Januar 2016 und dem 1. Januar 2017 erhalten hat. 18 AS ,

164 Energieförderungsverordnung AS 2017 Photovoltaikanlagen im Einspeisevergütungssystem 1 Anlagendefinition Anhang 1.2 ( Art. 16, 17, 21, 22 und 23) Eine Photovoltaikanlage besteht aus einem oder mehreren Modulfeldern und einem oder mehreren Wechselrichtern. Befinden sich vor einem Netzanschlusspunkt mehrere Einheiten von Modulfeldern und den dazugehörigen Wechselrichtern auf verschiedenen Grundstücken, so kann jede dieser Einheiten als eine Anlage gelten, insbesondere wenn sie unabhängig voneinander erstellt werden und die von ihnen produzierte Elektrizität je separat gemessen wird. 2 Vergütungssatz 2.1 Berechnung des Vergütungssatzes Der Vergütungssatz wird anteilsmässig nach den Leistungsklassen gemäss Ziffer 2.2 berechnet. 2.2 Vergütungssätze Der Vergütungssatz beträgt bei einer Inbetriebnahme ab 1. Januar 2013 je Leistungsklasse: Leistungsklasse Vergütungssatz (Rp./kWh) Inbetriebnahme kw 21,2 18,7 16,0 14,8 14,0 13,3 12,1 11, kw 18,5 17,0 15,0 14,1 13,1 12,2 11,5 11,0 >1000 kw 17,3 15,3 14,8 14,1 13,2 12,2 11,7 11, Ab Vergütungsdauer Die Vergütungsdauer beträgt: a. bei einer Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2013: 25 Jahre; b. bei einer Inbetriebnahme ab 1. Januar 2014 bis zum 31. Dezember 2017: 20 Jahre; c. bei einer Inbetriebnahme ab 1. Januar 2018: 15 Jahre. 40

165 Energieförderungsverordnung AS Gesuchsverfahren 4.1 Gesuch Das Gesuch hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen des Betreibers und den Standort der Anlage b. Grundbuchauszug; c. Kategorie der Anlage; d. geplante Leistung; e. erwartete jährliche Produktion; f. Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer; g. Produzentenkategorie. 4.2 Inbetriebnahme Die Anlage ist spätestens 12 Monate nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) in Betrieb zu nehmen. 4.3 Inbetriebnahmemeldung Die Inbetriebnahmemeldung hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Inbetriebnahmedatum; b. Abnahmeprotokoll mit detaillierter technischer Beschreibung; c. allfällige Änderungen gegenüber den im Gesuch gemachten Angaben; d. Beglaubigung der Anlagedaten. 5 Übergangsbestimmungen für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2013 in Betrieb genommen wurden 5.1 Bei Anlagen, die bis zum 31 Dezember 2012 in Betrieb genommen wurden und für die bis zum 31. Juli 2013 ein Wartelistenbescheid ausgestellt wurde (Art. 72 Abs. 4 EnG), gelten für die Anlagendefinition, die Anlagenkategorien und für die Berechnung der Vergütung Anhang 1.2 Ziffern 1, 2, 3.1.1, 3.2 und 3.4a der Energieverordnung vom 7. Dezember 1998, in der am 1. Januar 2017 geltenden Fassung 19. Die Übergangsbestimmungen, die bis zum 31. Dezember 2017 galten, sind nicht anwendbar. 5.2 Für integrierte Anlagen müssen mit der Inbetriebnahmemeldung Fotos eingereicht werden, die den Solarstromgenerator während des Baus und nach der Fertigstellung zeigen und aus denen ersichtlich wird, dass eine integrierte Anlage vorliegt. 19 AS ,

166 Energieförderungsverordnung AS 2017 Windenergieanlagen im Einspeisevergütungssystem 1 Anlagendefinition Anhang 1.3 (Art. 16, 17, 21, 22 und 23) Windenergieanlagen bestehen aus Rotor, Konversionseinrichtung, Turm, Fundament und Netzanschluss. Stehen mehrere Windenergieanlagen in einer gemeinsamen räumlichen Anordnung (Windpark), so gilt jede Einheit von Rotor, Konversionseinrichtung, Turm und Fundament als selbstständige Anlage. 2 Kategorien 2.1 Kleinwindanlagen Windenergieanlagen mit einer Leistung von bis und mit 10 kw. 2.2 Grosswindanlagen Windenergieanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 kw. 3 Vergütungssatz 3.1 Kleinwindanlagen Der Vergütungssatz beträgt bei Kleinwindanlagen während der gesamten Vergütungsdauer: Inbetriebnahme ab Vergütungssatz (Rp./kWh) 23,0 3.2 Grosswindanlagen Grundvergütung Der Satz für die Grundvergütung beträgt bei Grosswindanlagen während fünf Jahren ab dem Zeitpunkt der ordentlichen Inbetriebnahme: Inbetriebnahme ab Vergütungssatz (Rp./kWh) 23,0 42

167 Energieförderungsverordnung AS Höhenbonus Der Satz für die Grundvergütung wird Grosswindanlagen an Standorten auf 1700 m über Meer und höher um 2,5 Rp./kWh erhöht (Höhenbonus). Massgebend für die Bestimmung der Höhe über Meer einer Anlage ist deren Fundamentoberkante Anpassung des Vergütungssatzes nach fünf Jahren Nach fünf Jahren wird bei einer Grosswindanlage der effektive Ertrag festgestellt. Dieser entspricht dem arithmetischen Jahresmittel der an der Übergabestelle zum Netzbetreiber gemessenen Elektrizitätsproduktion der ersten fünf Betriebsjahre. Der effektive Ertrag wird mit dem Referenzertrag dieser Anlage nach Ziffer verglichen: a. Erreicht oder übersteigt der effektive Ertrag A Prozent des Referenzertrags, so wird der Vergütungssatz sofort bis zum Ende der Vergütungsdauer auf B Rp./kWh gesenkt; b. Unterschreitet der effektive Ertrag A Prozent des Referenzertrags, so wird die Zahlung der Vergütung nach Ziffer pro D Prozent, die der effektive Ertrag A Prozent des Referenzertrags unterschreitet, um C Monate verlängert. Danach beträgt der Vergütungssatz bis zum Ende der Vergütungsdauer B Rp./kWh Je nach Zeitpunkt der Inbetriebnahme gelten für A, B, C und D die folgenden Werte: Inbetriebnahme ab A (Prozent) 130 B (Rp./kWh) 13,0 C (Monate) 1 D (Prozent) 0, Der Referenzertrag wird auf der Basis der Leistungskennlinie und der Nabenhöhe der effektiv gewählten Windenergieanlage und mit den Merkmalen des Referenzstandorts nach den Ziffern und berechnet Der Referenzstandort für Standorte unter 1700 m über Meer weist folgende vier Merkmale auf: Inbetriebnahme ab Mittlere Windgeschwindigkeit auf 50 m über Grund 5,0 m/s Höhenprofil logarithmisch Weibull-Verteilung mit k = 2,0 Rauigkeitslänge l = 0,1 m 43

168 Energieförderungsverordnung AS Der Referenzstandort für Standorte auf 1700 m über Meer und höher weist folgende vier Merkmale auf: Inbetriebnahme ab Mittlere Windgeschwindigkeit auf 50 m über Grund 5,5 m/s Höhenprofil logarithmisch Weibull-Verteilung mit k = 2,0 Rauigkeitslänge l = 0,03 m Der Referenzertrag von Anlagen mit einem Standort auf 1700 m über Meer und höher, die vor dem 1. Januar 2013 in Betrieb genommen wurden, wird auf der Basis der Merkmale des Referenzstandorts nach Ziffer errechnet Das BFE legt die detaillierte Berechnung des Referenzertrags in einer Richtlinie fest. 4 Vergütungsdauer Die Vergütungsdauer beträgt 15 Jahre. 5 Gesuchsverfahren 5.1 Gesuch Das Gesuch hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen des Betreibers und den Standort der Anlage einschliesslich der Höhe über Meer; b. Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer; c. geplante Leistung; d. erwartete jährliche Produktion; e. Produzentenkategorie. 5.2 Übertragung der Zusicherung dem Grundsatz nach Ein Betreiber einer Windkraftanlage, die aufgrund einer Planänderung über keine Grundlage in der kantonalen Planung mehr verfügt, darf eine Zusicherung dem Grundsatz nach oder einen positiven Bescheid nach bisherigem Recht auf eine andere Windkraftanlage übertragen, wenn diese andere Windkraftanlage: a. im gleichen Kanton realisiert werden soll; b. die Anspruchsvoraussetzungen voraussichtlich erfüllt; c. vor dem 31. Dezember 2017 bei der nationalen Netzgesellschaft angemeldet worden ist; und 44

169 Energieförderungsverordnung AS 2017 d. der Betreiber dem übernehmenden Betreiber für die Übertragung maximal die Hälfte der ihm tatsächlich entstandenen Kosten für Windmessungen, Umweltstudien und technische Abklärungen in Rechnung stellt Das BFE entscheidet auf Gesuch des übertragenden Betreibers und nach Anhörung des Standortkantons über die Übertragung. Die Modalitäten der Übertragung sind dem BFE offenzulegen Die Fristen für Projektfortschrittsmeldungen (Ziff. 5.3) und die Inbetriebnahme (Ziff. 5.4) beginnen mit dem Datum der neuen Zusicherung dem Grundsatz nach neu zu laufen. 5.3 Projektfortschrittsmeldungen Bei Anlagen, die der Umweltverträglichkeitsprüfung unterliegen, ist spätestens zwei Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) eine Projektfortschrittsmeldung einzureichen. Diese hat das vom Standortkanton genehmigte Pflichtenheft für den Umweltverträglichkeitsbericht zu enthalten Spätestens vier Jahre nach Eröffnung der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) ist eine zweite Projektfortschrittsmeldung einzureichen. Diese hat mindestens folgende Angaben zu enthalten: a. rechtskräftige Baubewilligung; b. die Meldung des Projekts beim Netzbetreiber sowie dessen Stellungnahme dazu; c. allfällige Änderungen gegenüber den im Gesuch gemachten Angaben; d. geplantes Inbetriebnahmedatum. 5.4 Inbetriebnahme Die Anlage ist spätestens sieben Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) in Betrieb zu nehmen Anlagen, die nach Artikel 20 Absatz 3 Buchstabe a aufgrund der vollständigen zweiten Projektfortschrittsmeldung auf der Warteliste vorgerückt sind, sind spätestens drei Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) in Betrieb zu nehmen. 5.5 Inbetriebnahmemeldung Die Inbetriebnahmemeldung hat mindestens folgende Angaben zu enthalten: a. Typenbezeichnung der Anlage; b. Leistung; c. Nabenhöhe; d. Extraausrüstungen, z. B. Rotorblattheizung; e. Inbetriebnahmedatum; f. allfällige Änderungen gegenüber den im Gesuch und in der Projektfortschrittsmeldung gemachten Angaben. 45

170 Energieförderungsverordnung AS Übergangsbestimmungen 6.1 Für Betreiber, die für ihre Anlage bis zum 31. Dezember 2017 sowohl einen positiven Bescheid erhalten als auch die vollständige erste Projektfortschrittsmeldung nach bisherigem Recht eingereicht haben, gelten sowohl für die Vergütungsdauer wie auch für die Berechnung der Vergütung die zum Zeitpunkt der Einreichung der ersten Projektfortschrittsmeldung massgebenden Bestimmungen. Die Übergangsbestimmungen, die bis zum 31. Dezember 2017 galten, sind nicht anwendbar. 6.2 Für Anlagen, die nach Artikel 3g bis Absatz 4 Buchstabe b Ziffer 1 der Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 in der Fassung vom 2. Dezember aufgrund der vollständigen zweiten Projektfortschrittsmeldung auf der Warteliste vorgerückt sind, ist die Inbetriebnahmemeldung innerhalb folgender Fristen einzureichen: a. spätestens sieben Jahre nach der Mitteilung des positiven Bescheids, sofern der Betreiber diesen bis zum 31. Dezember 2015 erhalten hat; b. spätestens bis zum 31. Dezember 2019, sofern der Betreiber den positiven Bescheid zwischen dem 1. Januar 2016 und dem 1. Januar 2017 erhalten hat. 20 AS ,

171 Energieförderungsverordnung AS 2017 Geothermieanlagen im Einspeisevergütungssystem 1 Anlagendefinition Anhang 1.4 (Art. 16, 17, 21, 22 und 23) Geothermieanlagen bestehen aus einem unterirdischen Teil, namentlich aus einer oder mehreren Bohrungen, einem Reservoir und Pumpen, und einem oberirdischen Teil, namentlich einem Wärmetauscher, einer Konversionseinrichtung und dazu gehörenden Anlageteilen, und dienen der Produktion von Elektrizität und Wärme. 2 Kategorien 2.1 Hydrothermale Geothermie Hydrothermale Geothermieanlagen nutzen für die Produktion von Elektrizität und Wärme hauptsächlich natürlich vorkommendes Heisswasser aus Geothermie-Reservoiren. 2.2 Petrothermale Geothermieanlagen Petrothermale Geothermieanlagen müssen für die Produktion von Elektrizität und Wärme das Geothermie-Reservoir vorgängig hydraulisch stimulieren. 3 Mindestanforderungen 3.1 Geothermieanlagen müssen spätestens ab Beginn des dritten vollen Kalenderjahres nach der Inbetriebnahme einen minimalen Gesamtnutzungsgrad respektive Elektrizitätsnutzungsgrad gemäss folgendem Diagramm aufweisen: 47

172 Energieförderungsverordnung AS Die für die Bestimmung des Gesamtnutzungsgrads relevante Beurteilungsperiode ist das ganze Kalenderjahr; der Gesamtnutzungsgrad bezieht sich auf die jährliche Energie am Bohrlochkopf mit: Nutzungsgrad Wärme = genutzte Wärme dividiert durch Energie am Bohrlochkopf Nutzungsgrad Elektrizität = produzierte Elektrizität dividiert durch Energie am Bohrlochkopf 4 Vergütungssatz 4.1 Berechnung Der Vergütungssatz wird anteilsmässig nach den Leistungsklassen gemäss den Ziffern 4.2 und 4.3 berechnet. 4.2 Der Vergütungssatz beträgt bei hydrothermalen Geothermieanlagen: Leistungsklasse Vergütung (Rp./kWh) 5 MW 40,0 10 MW 36,0 20 MW 28,0 >20 MW 22,7 4.3 Der Vergütungssatz beträgt bei petrothermalen Geothermieanlagen: Leistungsklasse Vergütung (Rp./kWh) 5 MW 47,5 10 MW 43,5 20 MW 35,5 >20 MW 30,2 5 Vergütungsdauer Die Vergütungsdauer beträgt 15 Jahre. 6 Gesuchsverfahren 6.1 Das Gesuch hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen des Betreibers und den Standort der Anlage; b. Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer; c. elektrische und thermische Nennleistung; 48

173 Energieförderungsverordnung AS 2017 d. projektierte jährliche Brutto- und Nettoproduktion von Elektrizität und Wärme; e. projektierte Wärmenutzung und Zustimmung der voraussichtlichen Wärmeabnehmerinnen und Wärmeabnehmer; f. Rückkühlmedium; g. Produzentenkategorie. 6.2 Projektfortschrittsmeldung Die Projektfortschrittsmeldung ist spätestens drei Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) einzureichen Sie hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. rechtskräftige Baubewilligung; b. die Meldung des Projekts beim Netzbetreiber sowie dessen Stellungnahme dazu; c. Anschlussmöglichkeiten für thermische Energie; d. allfällige Änderungen gegenüber den im Gesuch gemachten Angaben; e. geplantes Inbetriebnahmedatum. 6.3 Inbetriebnahme Die Anlage ist spätestens sechs Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) in Betrieb zu nehmen Anlagen, die nach Artikel 20 Absatz 3 Buchstabe a aufgrund der vollständigen Projektfortschrittsmeldung auf der Warteliste vorgerückt sind, sind spätestens drei Jahre nach Eröffnung der Verfügung zur provisorischen Teilnahme in Betrieb zu nehmen. 6.4 Inbetriebnahmemeldung Die Inbetriebnahmemeldung hat mindestens folgende Angaben zu enthalten: a. Inbetriebnahmedatum; b. allfällige Änderungen gegenüber den im Gesuch oder der Projektfortschrittsmeldung gemachten Angaben; c. Bestätigung des Bundesamtes für Landestopographie, dass ihr die Projektantin oder der Projektant sämtliche Geodaten zur Bearbeitung gemäss dem Geoinformationsgesetz vom 5. Oktober zur Verfügung gestellt hat. 7 Übergangsbestimmungen 7.1 Für Betreiber, die für ihre Anlage vor dem 1. Januar 2018 sowohl einen positiven Bescheid erhalten als auch die vollständige Projektfortschrittsmeldung nach bisherigem Recht eingereicht haben, gilt eine Vergütungsdauer von 20 Jahren. 21 SR

174 Energieförderungsverordnung AS Für Anlagen, die nach Artikel 3g bis Absatz 4 Buchstabe b Ziffer 1 der Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 in der Fassung vom 2. Dezember aufgrund der vollständigen Projektfortschrittsmeldung auf der Warteliste vorgerückt sind, ist die Inbetriebnahmemeldung innerhalb folgender Fristen einzureichen: a. spätestens sechs Jahre nach der Mitteilung des positiven Bescheids, sofern der Betreiber diesen bis zum 31. Dezember 2015 erhalten hat; b. spätestens bis zum 31. Dezember 2019, sofern der Betreiber den positiven Bescheid zwischen dem 1. Januar 2016 und dem 1. Januar 2017 erhalten hat. 22 AS ,

175 Energieförderungsverordnung AS 2017 Biomasseanlagen im Einspeisevergütungssystem 1 Anlagendefinition Anhang 1.5 (Art. 16, 17, 21, 22 und 23) Eine Biomasseanlage ist jede selbstständige technische Einrichtung zur Produktion von Elektrizität aus Biomasse. In Anlagen zur Gewinnung von Energie aus Biomasse laufen in der Regel mehrstufige Prozesse ab. Dazu gehören insbesondere: a. Brennstoff- bzw. Substrat-Annahme und -Vorbehandlung; b. Umwandlung der Biomasse mittels thermo-chemischer, physikalischchemischer oder biologischer Verfahren zu einem Zwischenprodukt (erste Konversionsstufe); c. Umwandlung des Zwischenprodukts mittels Wärme-Kraft-Kopplungsanlage zu Elektrizität und Wärme (zweite Konversionsstufe); d. Nachbehandlung der Reststoffe und Nebenprodukte. 2 Mindestanforderungen 2.1 Allgemeine Anforderungen Zugelassene Biomasse: Biomasse gemäss Artikel 2 Buchstabe b der Verordnung, sofern nicht Stoffe nach Ziffer verwendet werden Nicht zugelassene Biomasse: a. Biomasse, die mit fossilen Energien getrocknet wurde; b Torf; c. gemischte Siedlungsabfälle aus privaten Haushaltungen, Gewerbe und Industrie sowie ähnliche Abfälle, die in KVA verwertet werden; d. Gewässerschlämme und -sedimente; e. Textilien; f. Deponiegas; g. Klärgas, Rohschlamm aus ARA; h. biogene Treib- und Brennstoffe, für die bereits der ökologische Mehrwert mit Bescheinigungen nach der CO2-Gesetzgebung abgegolten wurde, mit Ausnahme von in Blockheizkraftwerken verwendetem biogenem Zündöl Die Beurteilungsperiode für die allgemeinen Anforderungen beträgt drei Monate. 51

176 Energieförderungsverordnung AS Energetische Mindestanforderungen Die energetischen Mindestanforderungen sind spätestens ab Beginn des dritten vollen Kalenderjahrs nach der Inbetriebnahme einzuhalten Die Beurteilungsperiode für die energetischen Mindestanforderungen ist das ganze Kalenderjahr Dampfprozesse, insbesondere Organic-Rankine-Cycle, Dampfturbinen und Dampfmotoren müssen einen minimalen Gesamtenergienutzungsgrad gemäss folgendem Diagramm erreichen: Für die Berechnung des Gesamtnutzungsgrades wird der untere Heizwert H u des eingesetzten Brennstoffs verwendet. Berechnung: Nutzungsgrad Elektrizität = Produzierte Elektrizität dividiert durch Energieinput in die Feuerung. Berechnung Wärmenutzungsgrad =: Genutzte Wärme dividiert durch den Energieinput in die Feuerung Übrige WKK-Anlagen, insbesondere Blockheizkraftwerke, Gasturbinen, Brennstoffzellen und Stirlingmotoren müssen die folgenden energetischen Mindestanforderungen erfüllen: a. elektrischer Wirkungsgrad: Das WKK-Modul muss einen minimalen elektrischen Wirkungsgrad gemäss folgendem Diagramm erreichen: 52

177 Energieförderungsverordnung AS 2017 b. Wärmenutzung: 1. Anlagen, die den Landwirtschaftsbonus nach Ziffer 3.4 beanspruchen können, müssen nur den Wärmebedarf der Energieanlage (z. B. Fermenterheizung) durch Wärmenutzung der WKK-Anlage oder durch den Einsatz von erneuerbaren Energien decken. 2. Bei den übrigen Anlagen muss der Anteil der extern, d. h. ohne Eigenverbrauch der Energieanlage, genutzten Wärme mindestens 40 Prozent der Brutto-Wärmeproduktion betragen. 2.3 Ökologische Mindestanforderungen Die Beurteilungsperiode für die ökologischen Mindestanforderungen beträgt drei Monate Biogene Treibstoffe haben die Anforderungen zu erfüllen, die zu einer Steuererleichterung für biogene Treibstoffe gemäss Artikel 12b des Mineralölsteuergesetzes vom 21. Juni berechtigen würden Wird ein biogener Treibstoff hergestellt und direkt vor Ort zur Elektrizitätsproduktion eingesetzt, so muss bei der Inbetriebnahme der Anlage eine Bewilligung als Produktionsbetrieb mit Anrecht auf Steuererleichterung von der Oberzolldirektion vorliegen Werden biogene Treibstoffe für den Antrieb einer Elektrizitätsproduktionsanlage eingesetzt, so muss im Zeitpunkt der Treibstoffannahme für jeden einzusetzenden Treibstoff eine Nachweisnummer der Oberzolldirektion vorliegen Wird biogenes Gas aus dem Erdgasnetz bezogen, so gelten die ökologischen Mindestanforderungen als erfüllt, wenn der Gaslieferant nachweist, dass die bezogene Gasmenge aus dem Erdgasnetz entnommen und vollumfänglich als Biogas aus der von der Gasbranche eingesetzten Clearingstelle ausgebucht worden ist. 23 SR ; Art. 12b Mineralölsteuergesetz ist bis am befristet. 53

178 Energieförderungsverordnung AS Vergütungssatz 3.1 Berechnung des Vergütungssatzes Der Vergütungssatz setzt sich aus einer Grundvergütung und, sofern die Voraussetzungen erfüllt sind, aus einem Bonus nach Ziffer 3.3 oder Ziffer 3.4 zusammen. Der Vergütungssatz wird jährlich neu berechnet Für die Berechnung der Sätze für die Grundvergütung und die Boni ist die äquivalente Leistung der Anlage massgebend. Diese entspricht dem Quotienten aus der Nettoproduktion in kwh und der Stundensumme des jeweiligen Kalenderjahres. Für das Jahr, in dem die Anlage in Betrieb genommen oder stillgelegt wird, werden bei der Bestimmung der äquivalenten Leistung die vollen Stunden vor der Inbetriebnahme oder nach der Stilllegung der Anlage abgezogen Die Sätze der Grundvergütung und der Boni werden anteilsmässig nach den Leistungsklassen gemäss den Ziffern berechnet Werden in einem Holzkraftwerk auch problematische Holzabfälle verwendet, die gemäss Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung über den Verkehr mit Abfällen vom 22. Juni als Sonderabfälle bezeichnet sind, wird der Anteil der Elektrizität, der aufgrund der Verwendung dieser problematischen Holzabfälle erzielt wurde, mit dem halben Vergütungssatz vergütet. Der Anteil berechnet sich aufgrund der verwendeten Energieinhalte. 3.2 Grundvergütung Der Satz für die Grundvergütung beträgt bei einer Inbetriebnahme ab 1. Januar 2013 je Leistungsklasse: Leistungsklasse Grundvergütung (Rp./kWh) 50 kw kw kw 22 5 MW 18,5 > 5 MW 17,5 24 SR

179 Energieförderungsverordnung AS Bonus für Holzkraftwerke Der Satz für den Bonus für Holzkraftwerke beträgt bei einer Inbetriebnahme ab 1. Januar 2013 je Leistungsklasse: Leistungsklasse Grundvergütung (Rp./kWh) 50 kw kw kw 6 5 MW 4 > 5 MW 3,5 3.4 Bonus für landwirtschaftliche Biomasse Der Bonus für landwirtschaftliche Biomasse wird gewährt, wenn: a. Hofdünger, insbesondere Gülle und Mist aus der Tierhaltung, oder Hofdünger zusammen mit Ernterückständen, Reststoffen aus der landwirtschaftlichen Produktion oder deklassierten landwirtschaftlichen Produkten eingesetzt werden; und b. der Anteil nicht landwirtschaftlicher Co-Substrate und Energiepflanzen 20 Prozent, bezogen auf Frischmasse, beträgt Der Satz für den Bonus für landwirtschaftliche Biomasse beträgt: Leistungsklasse Landwirtschaftsbonus (Rp./kWh) 50 kw kw kw 13 5 MW 4,5 > 5 MW 0 4 Vergütungssatz und Mindestanforderungen bei Verstromung von biogenem Gas aus dem Erdgasnetz 4.1 Vergütungssatz Der Vergütungssatz für biogenes Gas, das ins Erdgasnetz eingespeist und an einem anderen Ort als dem Ort der Gasproduktion zur Elektrizitätsproduktion verwendet wird, beträgt 52 x Rp./kWh, wobei x der äquivalenten Leistung gemäss Ziffer entspricht Der Vergütungssatz beträgt maximal 26,5 Rp./kWh. 4.2 Mindestanforderungen Die folgenden Mindestanforderungen sind einzuhalten: a. Anforderung an den elektrischen Wirkungsgrad: Für den elektrischen Wirkungsgrad gelten die Mindestanforderungen nach Ziffer

180 Energieförderungsverordnung AS 2017 b. Anforderung an die Wärmenutzung: Der Anteil der extern genutzten Wärme muss mindestens 60 Prozent der Brutto-Wärmeproduktion betragen. c. Ökologische Mindestanforderungen: Für die ökologischen Mindestanforderungen gilt Ziffer Vergütungssatzberechnung bei nachträglicher Erweiterung oder Erneuerung Der Vergütungssatz für Anlagen, die nachträglich erweitert oder erneuert werden, berechnet sich nach der folgenden Formel: (P0/P1) * V1 + (1-P0/P1) * (N0/N1) * V1 wobei: P0: Anlagenleistung vor der Erweiterung oder Erneuerung; P1: Anlagenleistung nach der Erweiterung oder Erneuerung; N0: durchschnittliche Nettoproduktion der letzten 2 Jahre vor der Erweiterung oder Erneuerung; N1: Nettoproduktion nach der Erweiterung; V1: aufgrund der gesamten erzielten Nettoproduktion nach der Erweiterung oder Erneuerung nach den Ziffern 3 beziehungsweise 4 errechneter Vergütungssatz. 6 Teilzahlungen und Abrechnung Die Vergütung wird per Ende des Kalenderjahres aufgrund des Vergütungssatzes für das betreffende Jahr und der erfassten Elektrizität abgerechnet. Vorherige Teilzahlungen werden aufgrund des Vergütungssatzes des Vorjahres geleistet, bei Anlagen, die noch nicht ein volles Kalenderjahr in Betrieb sind, aufgrund der Planungswerte nach Ziffer Vergütungsdauer Die Vergütungsdauer beträgt 20 Jahre. 8 Gesuchsverfahren 8.1 Gesuch Das Gesuch hat mindestens folgende Angaben zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen des Betreibers und den Standort der Anlage; b. Projektbeschrieb, der aufzeigt, dass sämtliche Voraussetzungen erfüllt werden; 56

181 Energieförderungsverordnung AS 2017 c. Nennleistung elektrisch und thermisch; d. erwartete Brutto-Elektrizitäts- und Wärmeproduktion (kwh), erwartete Netto-Elektrizitätsproduktion sowie erwartete extern genutzte Wärme (kwh) pro Kalenderjahr; e. Art und Menge der energetisch eingesetzten Biomassen; f. Art, Menge und durchschnittlicher unterer Heizwert des Zwischenproduktes; g. Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer; 8.2 Projektfortschrittsmeldung Die Projektfortschrittsmeldung ist spätestens drei Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) einzureichen Sie hat mindestens folgende Angaben zu enthalten: a. rechtskräftige Baubewilligung; b. die Meldung des Projekts beim Netzbetreiber sowie dessen Stellungnahme dazu; c. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 8.1; d. geplantes Inbetriebnahmedatum. 8.3 Inbetriebnahme Die Anlage ist spätestens sechs Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) in Betrieb zu nehmen Anlagen, die nach Artikel 20 Absatz 3 Buchstabe a aufgrund der vollständigen zweiten Projektfortschrittsmeldung auf der Warteliste vorgerückt sind, sind spätestens drei Jahre nach der Zusicherung dem Grundsatz nach (Art. 22) in Betrieb zu nehmen. 8.4 Inbetriebnahmemeldung Die Inbetriebnahmemeldung hat mindestens folgende Angaben zu enthalten: a. allfällige Änderungen gegenüber Ziffer 8.1; b. Inbetriebnahmedatum. 9 Übergangsbestimmungen 9.1 Betreiber, die für ihre Anlage vor dem 1. Januar 2018 sowohl einen positiven Bescheid erhalten als auch die vollständige Projektfortschrittsmeldung nach bisherigem Recht eingereicht haben, haben Anspruch auf den Bonus für externe Wärmenutzung (WKK-Bonus) von 2,5 Rp./kWh gemäss bisherigem Recht. 9.2 Für Anlagen, die nach Artikel 3g bis Absatz 4 Buchstabe b Ziffer 1 der Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 in der Fassung vom 2. Dezember aufgrund der vollständigen Projektfortschrittsmeldung auf der Warte- 25 AS ,

182 Energieförderungsverordnung AS 2017 liste vorgerückt sind, ist die Inbetriebnahmemeldung innerhalb folgender Fristen einzureichen: a. spätestens sechs Jahre nach der Mitteilung des positiven Bescheids, sofern der Betreiber diesen bis zum 31. Dezember 2015 erhalten hat; b. spätestens bis zum 31. Dezember 2019, sofern der Betreiber den positiven Bescheid zwischen dem 1. Januar 2016 und dem 1. Januar 2017 erhalten hat. 9.3 Für KVA und Schlammverbrennungsanlagen sowie Klärgas- und Deponiegasanlagen, die bereits eine Vergütung nach bisherigem Recht erhalten, gilt für die Anspruchsvoraussetzungen, die Mindestanforderungen und den laufenden Betrieb das bisherige Recht. 58

183 Energieförderungsverordnung AS 2017 Einmalvergütung für Photovoltaikanlagen 1 Anlagendefinition Anhang 2.1 (Art. 36, 38 und 41 45) Die Definition einer Photovoltaikanlage richtet sich nach Anhang 1.2 Ziffer 1. 2 Ansätze für die Einmalvergütung 2.1 Für integrierte Anlagen, die ab dem 1. Januar 2013 in Betrieb genommen wurden, gelten die folgenden Ansätze: Grundbeitrag (Fr.) Leistungsklasse Leistungsbeitrag (Fr./kW) Inbetriebnahme <30 kw <100 kw ab Für integrierte Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2012 in Betrieb genommen wurden, gelten die folgenden Ansätze: Leistungsklasse Inbetriebnahme bis Grundbeitrag (Fr.) Leistungsbeitrag (Fr./kW) < 30 kw <100 kw kw

184 Energieförderungsverordnung AS Für die angebauten und freistehenden Anlagen, die ab dem 1. Januar 2013 in Betrieb genommen wurden, gelten die folgenden Ansätze: Grundbeitrag (Fr.) Leistungsklasse Leistungsbeitrag (Fr./kW) Inbetriebnahme < 30 kw <100 kw kw ab Für die angebauten und freistehenden Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2012 in Betrieb genommen wurden, gelten die folgenden Ansätze: Leistungsklasse Inbetriebnahme bis Grundbeitrag (Fr.) Leistungsbeitrag (Fr./kW) < 30 kw <100 kw kw Für Anlagen mit einer Leistung von 30 kw wird der Leistungsbeitrag anteilsmässig über die Leistungsklassen berechnet. Für integrierte Anlagen mit einer Leistung von 100 kw, die ab dem 1. Januar 2013 in Betrieb genommen wurden, wird in allen Leistungsklassen ausschliesslich auf die Ansätze für angebaute und freistehende Anlagen abgestellt. 2.6 Anlagen nach Artikel 7 Absatz 3 erhalten die Ansätze für integrierte Anlagen, sofern sie der Kategorie der integrierten Anlagen angehören. 3 Gesuch für kleine Anlagen 60 Das Gesuch für kleine Anlagen hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen der berechtigten Person und den Standort der Anlage; b. Grundbuchauszug c. die Kategorie der Anlage; d. die Leistung; e. die erwartete jährliche Produktion;

185 Energieförderungsverordnung AS 2017 f. die Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer; g. die Produzentenkategorie; h. das Inbetriebnahmedatum; i. das Abnahmeprotokoll mit detaillierter technischer Beschreibung; j. die Beglaubigung der Anlagedaten; k. für integrierte Anlagen: Fotos, die den Solarstromgenerator während des Baus und nach der Fertigstellung zeigen und aus denen ersichtlich wird, dass eine integrierte Anlage nach Artikel 6 vorliegt; l. für Anlagen nach Artikel 7 Absatz 3: die Erklärung, dass der Betreiber auf die Vergütung des Leistungsbeitrags für die Leistung ab 100 kw verzichtet. 4 Gesuch und Inbetriebnahmemeldung für grosse Anlagen 4.1 Das Gesuch für grosse Anlagen hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen der berechtigten Person und den Standort der Anlage; b. Grundbuchauszug c. Kategorie der Anlage; d. geplante Leistung; e. erwartete jährliche Produktion; f. Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer; g. Produzentenkategorie. 4.2 Inbetriebnahmemeldung Die Inbetriebnahmemeldung hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Inbetriebnahmedatum; b. Abnahmeprotokoll mit detaillierter technischer Beschreibung; c. allfällige Änderungen gegenüber den im Gesuch gemachten Angaben; d. Beglaubigung der Anlagedaten; e. für integrierte Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2013 in Betrieb genommen wurden: Fotos, die den Solarstromgenerator während des Baus und nach der Fertigstellung zeigen und aus denen ersichtlich wird, dass eine integrierte Anlage nach Artikel 6 vorliegt. 61

186 Energieförderungsverordnung AS 2017 Investitionsbeitrag für Wasserkraftanlagen 1 Anlagendefinition Anhang 2.2 (Art. 47, 53 und 65) Die Definition einer Wasserkraftanlage richtet sich nach Anhang 1.1 Ziffer 1. 2 Inhalt des Gesuchs Das Gesuch hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen der berechtigten Person und den Standort der Zentrale, der Wasserfassungen, der Reservoire und der Wasserrückgabe; b. Projektbeschrieb, der aufzeigt, dass sämtliche Voraussetzungen für die Ausrichtung eines Investitionsbeitrags erfüllt werden; c. den Nachweis über die Gültigkeit des Wassernutzungsrechts; d. mittlere mechanische Bruttoleistung des Wassers; e. installierte Leistung vor und nach der Investition; f. erwartete Elektrizitätsproduktion in kwh pro Kalenderjahr vor und nach der Investition; g. erwartetes stündliches Produktionsprofil eines über die Nutzungsdauer der Anlage durchschnittlichen Jahres; h. mittlere Brutto-Fallhöhe in m vor und nach der Investition; i. mittlere Netto-Fallhöhe in m vor und nach der Investition; j. Ausbauwassermenge vor und nach der Investition; k. nutzbares Speichervolumen vor und nach der Investition; l. geplantes Inbetriebnahmedatum; m. für Erweiterungen oder Erneuerungen: Unterlagen, die aufzeigen, dass die Erweiterung oder Erneuerung erheblich ist; n. technische Beschreibung der Anlage; o. detaillierte Auflistung der Investitionskosten, aufgeteilt in anrechenbare und nicht anrechenbare Kosten; p. eine Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten. 62

187 Energieförderungsverordnung AS Nutzungsdauertabelle Für die Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten wird von der folgenden Nutzungsdauer der einzelnen Anlagenbestandteile ausgegangen: Anlagenbestandteil Staumauern, Staudämme 80 Wehranlagen, Fassungen, Entsanderanlagen, Freispiegelstollen 80 Rechen inkl. Rechenreinigung 40 Triebwasserweg, Druckstollen, Wasserschlösser, Druckschächte 80 Stollen, Kavernen, Ober- und Unterwasserkanäle, Ausgleichsbecken 80 Absperrorgane (Schützen und Schieber, Drosselklappen und Kugelschieber) 40 Turbinen, Pumpen 40 Hebezeuge und Hilfseinrichtungen 30 Generatoren, Transformatoren 40 Kraftwerksleittechnik 15 Eigenbedarfs- und Notstromanlagen 30 Hochspannungsausrüstung, Schaltanlagen 30 Batterien, Schutzeinrichtungen 20 Hoch- und Mittelspannungsleitungen 50 Schleusen 80 Fischauf- und Abstiegsanlagen 40 Bauten für Transportwege und Erschliessung (Strassen, Brücken, Stützmauern, 60 etc.) Seilbahnen 20 Betriebsgebäude 40 Verwaltungsgebäude 50 Jahre 63

188 Energieförderungsverordnung AS 2017 Investitionsbeitrag für Biomasseanlagen 1 Kehrichtverbrennungsanlagen (KVA) 1.1 Energetische Mindestanforderung Anhang 2.3 (Art. 69, 74 und 87) Ein Investitionsbeitrag wird nur gewährt, wenn die Anlage eine energetische Nettoeffizienz (ENE) von mindestens 0,65 aufweist. 1.2 Inhalt des Gesuchs Das Gesuch hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen der berechtigten Person und den Standort; b Projektbeschrieb, der aufzeigt, dass sämtliche Voraussetzungen für die Ausrichtung eines Investitionsbeitrags erfüllt werden; c. detaillierte Auflistung der Investitionskosten, aufgeteilt in anrechenbare und nicht anrechenbare Kosten; d. installierte elektrische Leistung (kwel) vor und nach der Investition; e. Brutto-Elektrizitäts- und Wärmeproduktion (kwh) pro Kalenderjahr vor und nach der Investition, f. Netto-Elektrizitätsproduktion sowie extern genutzte Wärme pro Kalenderjahr vor und nach der Investition; g. Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten; h. geplantes Inbetriebnahmedatum; i. Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer. 1.3 Nutzungsdauertabelle Für die Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten wird von der folgenden Nutzungsdauer der einzelnen Anlagenbestandteile ausgegangen: Anlagenbestandteil Strahlungszüge, Kesseltrommel, Verdampfer, Eco, Konvektionsteil 15 Überhitzer 10 Turbine, Generator, Hydraulikanlage, Transformator, Kühlkreislauf (Turbine, Generator), Speisewasserpumpen (2 elektrisch, 1 Dampf), Speisewasserbe- 25 hälter, Luftkondensator, Ejektoren, Kesselablassentspanner, Rohrleitungen und Armaturen, Druckreduzierstation, Kondensatsystem und Speisewasservorwärmung, Turbinenhauskran, Starkstromanschluss, Notstromaggregrat Leittechnik (EMSR) 15 Jahre 64

189 Energieförderungsverordnung AS Klärgasanlagen 2.1 Energetische Mindestanforderungen Der Faulturm muss mit Abwärme geheizt werden und das WKK-Modul muss einen minimalen elektrischen Wirkungsgrad gemäss dem Diagramm in Anhang 1.5 Ziffer Buchstabe a erreichen. 2.2 Inhalt des Gesuchs Das Gesuch hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen der berechtigten Person und den Standort); b. Projektbeschrieb, der aufzeigt, dass sämtliche Voraussetzungen für die Ausrichtung eines Investitionsbeitrags erfüllt werden; c. detaillierte Auflistung der Investitionskosten, aufgeteilt in anrechenbare und nicht anrechenbare Kosten; d. installierte elektrische Leistung (kwel) vor und nach der Investition; e. erwartete Elektrizitätsproduktion pro Kalenderjahr vor und nach der Investition; f. eine Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten; g. geplantes Inbetriebnahmedatum; h. Einwohnerwerte der Kläranlage; i. Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer. 2.3 Nutzungsdauertabelle Für die Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten wird von der folgenden Nutzungsdauer der einzelnen Anlagenbestandteile ausgegangen: Anlagenbestandteil Gebäude Gasometer, Gebäudeanteil für BHKW, Gasmessraum, Leitungen 25 BHKW inkl. Notkühlung 10 Gasometer, Armaturen, Kiesfilter, Gasdruckerhöhungsgebläse, Gaskühlung, 15 Gasreinigung, Siloxanentfernung Leittechnik (EMSR) 15 Jahre 3 Holzkraftwerke von regionaler Bedeutung 3.1 Energetische Mindestanforderungen Für Blockheizkraftwerks-Anlagen gelten die energetischen Mindestanforderungen nach Anhang 1.5 Ziffer und für Dampfprozesse diejenigen nach Anhang 1.5 Ziffer

190 Energieförderungsverordnung AS Inhalt des Gesuchs Das Gesuch hat mindestens folgende Angaben und Unterlagen zu enthalten: a. Angaben zur Anlage, insbesondere den Namen der berechtigten Person und den Standort; b. Projektbeschrieb, der aufzeigt, dass sämtliche Voraussetzungen für die Ausrichtung eines Investitionsbeitrags erfüllt werden; c. detaillierte Auflistung der Investitionskosten aufgeteilt in anrechenbare und nicht anrechenbare Kosten; d. installierte elektrische Leistung (kwel) vor und nach der Investition; e. Brutto-Elektrizitäts- und Wärmeproduktion (kwh) pro Kalenderjahr vor und nach der Investition; f. Netto-Elektrizitätsproduktion sowie extern genutzte Wärme pro Kalenderjahr vor und nach der Investition; g. eine Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten; h. geplantes Inbetriebnahmedatum; i. Zustimmung der Grundeigentümerinnen und Grundeigentümer. 3.3 Nutzungsdauertabelle Für die Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten wird von der folgenden Nutzungsdauer der einzelnen Anlagenbestandteile ausgegangen: Anlagenbestandteil Gebäudeteile, Silo, Krananlagen 25 Feuerung, Brennstofftransport, Entaschung, Luftventilatoren, Luftkanäle, 15 Rauchgasventilator, Ascheförderung, Strahlungszüge, Kesseltrommel, Verdampfer, Eco, Rauchgasreinigung, ORC, Holzvergaser Überhitzer 10 Turbine, Generator, Hydraulikanlage, Transformator, Kühlkreislauf (Turbine, Generator), Speisewasserpumpen, Speisewasserbehälter, Luftkondensator, 25 Rohrleitungen und Armaturen, Druckreduzierstation, Kondensatsystem, Speisewasservorwärmung, Starkstromanschluss Leittechnik (EMSR) 15 Jahre 66

191 Energieförderungsverordnung AS 2017 Bestimmung des durchschnittlichen Kapitalkostensatzes 1 Abweichung von Ziffer 1.1 Anhang 1 StromVV 26 Anhang 3 (Art. 66) Der Eigenkapitalkostensatz und der Fremdkapitalkostensatz werden je mit 50 Prozent gewichtet. 2 Abweichung von Ziffer 2.4 Anhang 1 StromVV Die Festlegung erfolgt jeweils bis Ende März und gilt: a. bei den Investitionsbeiträgen für das laufende Jahr; b. bei der Marktprämie für das Vorjahr. 3 Abweichungen von Ziffer 5 Anhang 1 StromVV 3.1 Der Leveragefaktor ergibt sich aus dem Eigenkapitalanteil von 50 Prozent beziehungsweise dem Fremdkapitalanteil von 50 Prozent am Gesamtkapital. 3.2 Das unlevered Beta wird mit Hilfe einer Peer Group aus vergleichbaren europäischen Energieversorgungsunternehmen ermittelt. Die Beta-Werte der Peer-Group-Unternehmen werden auf wöchentlicher Basis über einen Zeitraum von zwei Jahren ermittelt. Die Peer Group wird jährlich überprüft und wenn möglich verbessert. Kann bei gewissen Technologien aufgrund der Kapitalmarktdaten keine Peer Group gebildet werden, so wird das Beta über eine Umfrage bei mehreren Fachexperten und Fachexpertinnen zur Einschätzung der relativen Risiken von Investitionen in diese Technologie festgelegt. 3.3 Für das unlevered Beta gelten die folgenden pauschalen Werte: a. unter 0,25: 0,2; b. von 0,25 bis unter 0,35: 0,3; c. von 0,35 bis unter 0,45: 0,4; d. von 0,45 bis unter 0,55: 0,5; e. von 0,55 bis unter 0,65: 0,6; f. von 0,65 bis unter 0,75: 0,7; g. von 0,75 bis unter 0,85: 0,8; h. 0,85 oder mehr: 0, Die Grenzwerte, deren Über- oder Unterschreitung zu berücksichtigen ist, liegen bei 0,25, 0,35, 0,45, 0,55, 0,65, 0,75 und 0, SR

192 Energieförderungsverordnung AS Abweichungen von Ziffer 7 Anhang 1 StromVV 4.1 Für die Summe aus Bonitätszuschlag inklusive Emissions- und Beschaffungskosten gelten die folgenden pauschalen Werte: a. unter 0,625 Prozent: 0,50 Prozent; b. von 0,625 bis unter 0,875 Prozent: 0,75 Prozent; c. von 0,875 bis unter 1,125 Prozent: 1,00 Prozent; d. von 1,125 bis unter 1,375 Prozent: 1,25 Prozent; e. von 1,375 bis unter 1,625 Prozent: 1,50 Prozent; f. von 1,625 bis unter 1,875 Prozent: 1,75 Prozent; g. von 1,875 bis unter 2,125 Prozent: 2,00 Prozent; h. von 2,125 bis unter 2,375 Prozent: 2,25 Prozent; i. von 2,375 bis unter 2,625 Prozent: 2,50 Prozent; j Prozent oder mehr: 2,75 Prozent. 4.2 Die Grenzwerte, deren Über- oder Unterschreitung zu berücksichtigen ist, liegen bei 0,625, 0,875, 1,125, 1,375, 1,625, 1,875, 2,125, 2,375 und 2,625 Prozent. 68

193 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK November 2017 Ausführungsbestimmungen zum neuen Energiegesetz vom 30. September 2016 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Erläuterungen

194 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Inhaltsverzeichnis 1. Einleitende Bemerkungen Grundzüge der Vorlage Einspeisevergütungssystem Vergütung und Vergütungsdauer Direktvermarktung Vergütung zum Referenz-Marktpreis Besonderheiten Photovoltaik Besonderheiten Geothermie Investitionsbeiträge Einmalvergütungen für Photovoltaikanlagen Investitionsbeiträge für Wasserkraftanlagen Investitionsbeiträge für Biomasseanlagen Unterstützung der bestehenden Grosswasserkraft Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Verhältnis zum europäischen Recht Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen Erläuterungen zu den Anhängen... 36

195 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) 1. Einleitende Bemerkungen Am 30. September 2016 hat das Parlament das totalrevidierte Energiegesetz (EnG) verabschiedet (BBl ). Mit diesem erfolgen auch Anpassungen in elf weiteren Bundesgesetzen. Das Stimmvolk hat die Vorlage am 21. Mai 2017 angenommen. Die Änderungen auf Gesetzesstufe haben Auswirkungen auf verschiedene Verordnungen. 1 Dazu gehört u.a. die Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 (EnV; SR ). Aus Gründen der Übersichtlichkeit wird diese Gelegenheit auch dazu genutzt, Regelungen betreffend einen Teil der Verwendung des Netzzuschlags in eine neue Verordnung auszulagern. Die so entstehende Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) ist damit Bestandteil der aufgrund des neuen EnG notwendigen Anpassungen auf Verordnungsstufe. 2. Grundzüge der Vorlage Bisher in der EnV enthaltene sowie neue Regelungen betreffend die Verwendung der Mittel des Netzzuschlags für die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien werden in einer separaten Verordnung zusammengefasst. Dies betrifft die Bereiche Einspeisevergütungssystem, Einmalvergütung (EIV), Investitionsbeiträge (IB) und Förderung von bestehenden Grosswasserkraftanlagen mittels Marktprämie (MP). 2.1 Einspeisevergütungssystem Mit dem neuen EnG wird die kostendeckende Einspeisevergütung in eine kostenorientierte Einspeisevergütung mit Direktvermarktung umgestaltet. Das Fördersystem wird weiterhin mit KEV abgekürzt. Für Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energien sollen Anreize geschaffen werden, zeitgerechter und bedarfsorientierter ins Netz einzuspeisen. Die Bestimmungen gelten für alle Neuanlagen, also für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2013 in Betrieb gegangen sind (Art. 19 Abs. 3 EnG). Wesentlich erneuerte und erweiterte Anlagen können am Einspeisevergütungssystem nicht mehr teilnehmen. Das Einspeisevergütungssystem wird befristet: Anlagen können bis fünf Jahre nach Inkrafttreten des EnG daran teilnehmen (Art. 38 Abs. 1 Bst. a EnG). Anlagen, die im System drin sind, werden die Vergütung aber bis zum Ende ihrer Vergütungsdauer erhalten Vergütung und Vergütungsdauer Die Vergütung orientiert sich an den Gestehungskosten (Art. 22 Abs. 1 EnG). Sie entspricht rund 80 bis 90 Prozent der bisherigen kostendeckenden Vergütung und ist somit nicht mehr in jedem Fall kostendeckend. Die kostenorientierte Vergütung ergibt sich hauptsächlich durch die Verkürzung der Vergütungsdauer von 20 auf 15 Jahre. Die zur Verfügung stehenden Mittel werden dadurch auch weniger lang gebunden. Biomasseanlagen sind von der Kürzung der Vergütungsdauer nicht betroffen. Aufgrund der hohen laufenden Betriebskosten (Kosten für Biomasse und das Ausbringen von Gärgut, Personalkosten) haben Betreiber dieser Anlagen keinen Anreiz, sie nach Ende der Vergütungsdauer weiter zu betreiben. Die Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen werden um 20 Prozent gekürzt. Damit wird zum einen der dynamischen Kostenentwicklung dieser Technologie Rechnung getragen. Zum anderen sollen dadurch möglichst viele Projekte auf der Warteliste ins Einspeisevergütungssystem aufgenommen werden können. Die Vergütungssätze für Wind- und Wasserkraftanlagen werden gegenüber dem geltenden Recht leicht erhöht, so dass dadurch die Kürzung der Vergütungsdauer teilweise kompensiert 1 Vgl. dazu die ausführlichen Informationen zur Ausgangslage in den Erläuterungen zur Totalrevision der Energieverordnung (EnV) vom November

196 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) wird. Ohne diese Teilkompensation würden viele Projekte u.u. nicht mehr weiterverfolgt. Die Vergütungssätze für Geothermieanlagen bleiben unverändert. Bei Kleinwasserkraft- und Biomasseanlagen wird neu der Vergütungssatz bei nachträglichen Erweiterungen oder Erneuerungen gekürzt, sofern dabei die Leistung erhöht wird. Mit dieser Massnahme soll das Risiko einer Verschuldung des Netzzuschlagsfonds reduziert werden, da nachträgliche Erweiterungen oder Erneuerungen zu unvorhersehbaren und deutlich höheren Auszahlungsbeträgen führen können, als aufgrund der Anmeldungen absehbar ist Direktvermarktung Betreiber von Anlagen mit einer Leistung ab 500 kw, die bereits eine Einspeisevergütung nach bisherigem Recht erhalten, sowie Betreiber von Anlagen ab 100 kw, die neu ins Einspeisevergütungssystem aufgenommen werden, müssen spätestens zwei Jahre nach Inkrafttreten des Gesetzes die produzierte Elektrizität selber vermarkten. Damit tragen neue wie auch bestehende KEV-Anlagen zu einer bedarfsgerechten Erzeugung bei. Ein freiwilliger Wechsel in die Direktvermarktung ist auf ein Quartalsende möglich, kann aber nicht rückgängig gemacht werden. Den Produzenten in der Direktvermarktung steht es grundsätzlich frei, die Vermarktung ihrer Elektrizität selber vorzunehmen. Da bei der Vermarktung von Elektrizität auch Fahrpläne gemeldet und andere Modalitäten eingehalten werden müssen, ist aber davon auszugehen, dass die meisten Produzenten einen spezialisierten Dritten mit der Vermarktung beauftragen werden. Aufgrund der Anzahl Anlagen in der Direktvermarktung und der durch diese produzierten Menge Elektrizität wird sich ein entsprechender Markt mit verschiedenen Dienstleistungsangeboten entwickeln. Die Vergütung der Anlagen in der Direktvermarktung wird aus zwei Komponenten bestehen: Aus dem Erlös für die vom Produzenten selber oder für ihn von einem spezialisierten Dienstleister verkaufte Elektrizität und der Einspeiseprämie (Vergütungssatz abzüglich Referenz-Marktpreis), die quartalsweise von der Vollzugsstelle überwiesen wird (Art. 21 Abs. 4 EnG). Wenn Anlagenbetreiber zu einem höheren Preis als dem Referenz-Marktpreis einspeisen, können sie höhere Einnahmen erzielen als durch eine fixe Vergütung. Die Kosten für die Stromvermarktung und für die Bilanzierung, die bisher bei der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien (BG-EE) angefallen sind, werden künftig direkt dem Produzenten mit einem technologiespezifischen Bewirtschaftungsentgelt entschädigt. Die BG-EE wird nur noch für Anlagen weitergeführt, welche zum Referenz-Marktpreis einspeisen. Neu wird die BG-EE aus vollzugstechnischen Gründen der Vollzugstelle für die gemäss Fahrplan abgenommene Elektrizität den Referenz-Marktpreis vergüten. Gleichzeitig wird sie aber den Auftrag haben, die abgenommene Elektrizität bestmöglich zu veräussern. Die BG-EE (und damit zusammenhängend die übrigen BG und die Netzbetreiber) werden ihre bisherigen Tätigkeiten im Zusammenhang mit der Abnahme von Elektrizität aber noch bis ein Jahr nach Inkrafttreten dieser Verordnung weiterführen, die neuen diesbezüglichen Bestimmungen gelten ab dem 1. Januar Vergütung zum Referenz-Marktpreis Anlagenbetreiber, die nicht in der Direktvermarktung sind, speisen die Elektrizität zum sogenannten Referenz-Marktpreis ein (Art. 21 Abs. 2 und 3 EnG): Die Vollzugsstelle zahlt ihnen den ganzen Vergütungssatz, aufgeteilt in den Referenz-Marktpreis und die Einspeiseprämie, aus. Anlagen, die über eine Lastgangmessung oder ein intelligentes Messsystem verfügen, werden weiterhin in der BG-EE bilanziert. 2

197 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Die Elektrizität von Anlagen, die weder über eine Lastgangmessung noch über ein intelligentes Messsystem verfügen, wird weiterhin von den jeweiligen Netzbetreibern abgenommen. In diesem Fall erstatten die Netzbetreiber den Referenz-Marktpreis der Vollzugsstelle. Ein Bewirtschaftungsentgelt wird jedoch nicht bezahlt, da keine Bilanzierungsaufwände anfallen Besonderheiten Photovoltaik Mit Inkrafttreten des neuen EnG werden die Mittel zur Förderung der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien erhöht. Aufgrund der nach wie vor grossen Nachfrage reichen diese aber nicht aus, um alle auf der Warteliste stehenden Photovoltaik-Projekte ins Einspeisevergütungssystem aufnehmen zu können. Vor diesem Hintergrund sollen Kleinanlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kw künftig nur noch die EIV in Anspruch nehmen können. Das bisherige System zum Abbau der Warteliste wird beibehalten; massgebend ist nach wie vor das Einreichedatum des Gesuchs Besonderheiten Geothermie Nebst den bisher bereits vorgesehenen hydrothermalen Anlagen gibt es bei Geothermieanlagen zusätzlich die Kategorie der petrothermalen Anlagen. Diese unterscheiden sich von hydrothermalen Anlagen dadurch, dass der Untergrund für die Gewinnung von Wärme und Heisswasser neben dem eigentlichen Bohrloch zusätzlich hydraulisch stimuliert wird. Diese Kategorie wird aus folgenden Gründen neu in Anhang 1.4 aufgenommen: Das Potenzial für hydrothermale Tiefengeothermie ist in der Schweiz möglicherweise begrenzt. Dafür müssen im Untergrund Wasser in gewünschter Menge und Temperatur erstens vorhanden sein und zweitens auch gefunden werden. Erschwert wird die Auffindung dadurch, dass mit zunehmender Tiefe die Kenntnisse über allfällige Wasservorkommen stark abnehmen. In der Schweiz liefern 16 Bohrungen punktuelle Informationen über den Untergrund ab Meter Tiefe. Diese Informationen sind zudem oftmals nicht öffentlich zugänglich oder haben den Fokus auf andere Nutzungsarten gelegt. Bei petrothermalen Anlagen kann durch diese Art von hydraulischer Stimulation des Untergrunds die Wasserwegsamkeit des Untergrunds erhöht werden und so, selbst bei geringer natürlich vorkommender Wassermenge, die Erdwärme dennoch genutzt werden. Die technische Erstellung dieser Durchlässigkeit im Untergrund ist kapitalintensiv. Deswegen gibt es für petrothermale Geothermieanlagen neu eine eigene Kategorie mit einem höheren Vergütungssatz. Die Vergütungssätze wurden an Hand von Referenzanlagen bestimmt, bei denen eine Reihe von verschiedenen Stimulationsmassnahmen ökonomisch kalkuliert wurden die Differenz der technischen Gestehungskosten gegenüber einer hydrothermalen Anlage betrugen 2,4 bis 13,4 Rp./kWh mit einem mittleren Wert von 7,5 Rp./kWh. 2.2 Investitionsbeiträge Einmalvergütungen für Photovoltaikanlagen Seit 2014 ist ein starker Zubau bei Photovoltaikanlagen zu beobachten. Dieser ist auf die Einführung der EIV zurückzuführen. Dank der EIV in Kombination mit einem vermehrten Eigenverbrauch und dem Rückgang der Preise für Photovoltaikanlagen können heute kleine Anlagen rentabel betrieben werden. Um diesen Trend zu unterstützen, wird die EIV mit den neuen Regelungen auf grosse Anlagen ausgeweitet. Dies führt zudem dazu, dass die Fördermittel weniger lang gebunden sind. Um eine möglichst zutreffende Liquiditätsplanung des Netzzuschlagsfonds zu gewährleisten, wird bei der EIV für Anlagen ab 100 kw ein Höchstbeitrag festgelegt. Dieser wird anhand der angemeldeten Leistung berechnet und darf nicht überschritten werden. 3

198 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Investitionsbeiträge für Wasserkraftanlagen Im Rahmen der Beratung des neuen EnG hat das Parlament beschlossen, dass der Zubau bei Wasserkraftanlagen mit Investitionsbeiträgen gefördert werden soll. Bei der Förderung durch Investitionsbeiträge muss ein Teil der notwendigen Investition nicht durch den Investor getragen werden. Dadurch können die Kapitalkosten und damit die nicht amortisierbaren Mehrkosten der Anlage über die gesamte Lebensdauer reduziert werden. Dies erhöht die Investitionsbereitschaft potenzieller Investoren. Investitionsbeiträge steigern die Investitionssicherheit gegenüber dem Status Quo, jedoch nicht im selben Ausmass wie beispielsweise die KEV, da die Produzenten weiterhin den Marktrisiken und den damit zusammenhängenden Preisschwankungen ausgesetzt sind. Zudem sind die Produzenten selber für die Vermarktung des Stroms verantwortlich. Sie haben dadurch Anreize, auf Preissignale zu reagieren und Fahrplanabweichungen zu minimieren. Die Senkung der Kapitalkosten kann jedoch zu volkswirtschaftlichen Verzerrungen führen und in der Folge dazu, dass über das effiziente Niveau hinaus investiert wird: tiefe Preise und entsprechend eine tiefe Rentabilität sind im Allgemeinen ein Signal für Überkapazitäten. Um die Effizienz sicherzustellen und Mitnahmeeffekte zu reduzieren, werden die Investitionsbeiträge im Einzelfall festgelegt und die Investitionen nur teilweise bezahlt. Die Investitionsbeiträge betragen bei Grosswasserkraftanlagen (mit einer Leistung von mehr als 10 MW) maximal 35 Prozent und bei Kleinwasserkraftanlagen (bis zu einer Leistung von 10 MW) maximal 60 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten. Der Unterschied zwischen den beiden Kraftwerkstypen ist dadurch bedingt, dass Grosswasserkraftwerke tendenziell wirtschaftlicher sind. Die Investitionsbeiträge dürfen die nicht amortisierbaren Mehrkosten nicht übersteigen. Der Anspruch orientiert sich demnach am tieferen der beiden Werte. Die Bestimmung der Investitionsbeiträge basiert auf dem Discounted Cashflow Modell (DCF-Methode). Mit dieser Methode können langfristige Investitionen bewertet werden, indem alle zukünftigen Geldflüsse auf einen bestimmten Zeitpunkt abdiskontiert und summiert werden. Falls der aus dieser Berechnung resultierende Nettobarwert negativ ist, also nicht amortisierbare Mehrkosten vorliegen, können die Betreiber einen Investitionsbeitrag erhalten. Zur Bestimmung des Nettobarwerts müssen, neben der notwendigen Investition, Angaben zu den wiederkehrenden Kosten sowie zur zukünftigen Preisentwicklung vorliegen. Hierzu werden bestimmte Vorgaben in der Verordnung geregelt. Die anrechenbaren Kapitalkosten (WACC) werden analog zur bestehenden Regulierung im Stromnetz berechnet und vom Eidgenössischen Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) resp. vom Bundesamt für Energie (BFE) festgelegt. Die zukünftige Entwicklung der Strompreise wird vom BFE anhand branchenüblicher Modelle festgelegt und regelmässig aktualisiert. Nach der Baubeginn-Regel in Artikel 28 EnG erhalten Anlagen dann keinen Investitionsbeitrag, wenn ohne Zusicherung oder ohne Bewilligung eines früheren Baubeginns mit den Bau-, Erweiterungs- oder Erneuerungsarbeiten für die Anlage begonnen wird. Artikel 73 Absatz 1 EnG nimmt die Anlagen von dieser Baubeginn-Regel aus, die bereits vor dem 1. Januar 2018 einen Wartelistenbescheid erhalten haben. Da Grosswasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW nach altem Recht nicht für die KEV angemeldet werden konnten, können sie über keinen Wartelistenbescheid verfügen, weshalb sie von den Investitionsbeiträgen ausgeschlossen sind, sofern bereits vor dem 1. Januar 2018 mit dem Bau begonnen wurde. Kleinwasserkraftanlagen mit einer Leistung von bis zu 10 MW konnten sich hingegen schon unter bisherigem Recht für die KEV anmelden und haben wenn sie dies taten mit dem Wartelistenbescheid ein gewisses Vertrauen in eine Förderung in Aussicht gestellt erhalten, was sie u.u. zu ersten Investitionen oder gar zum Bau der Anlage (mit)bewogen hat. Deshalb hat es der Gesetzgeber als gerechtfertigt erachtet, diesen Anlagen, obwohl sie noch keine definitive Zusage zur KEV nach altem Recht erhalten haben, mit einer Ausnahme von der Baubeginn-Regel (Art. 73 Abs. 1 EnG) die Inanspruchnahme von Investitionsbeiträgen zu ermöglichen. Andernfalls könnten diese Anlagen, die nach neuem Recht nicht mehr am Einspeisevergütungssystem teilnehmen können, 4

199 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) obwohl sie bisher konnten, ohne die Ausnahmeregelung nicht einmal mehr einen Investitionsbeitrag beantragen. Bei Grosswasserkraftanlagen, die sich nach altem Recht gar nicht erst für die KEV anmelden konnten und daher auch über keinerlei Vertrauensgrundlage verfügen, lässt sich eine solche Ausnahme nicht rechtfertigen, da es sich bei der Gewährung von Investitionsbeiträgen an Anlagen, die mit dem Bau bereits begonnen haben, ohne eine Förderung in Aussicht zu haben, um reine Mitnahmeeffekte handeln würde. Entsprechend hat der Gesetzgeber für Grosswasserkraftanlagen auch keine Ausnahme von der Baubeginn-Regel vorgesehen Investitionsbeiträge für Biomasseanlagen Anstelle einer Einspeisevergütung stehen Kehrichtverbrennungsanlagen (KVA) sowie Abwasserreinigungsanlagen (ARA) und erheblichen Erweiterungen oder Erneuerungen solcher Anlagen nur noch Investitionsbeiträge zu. Holzkraftwerke (HKW) von regionaler Bedeutung können sowohl einen Investitionsbeitrag als auch eine Einspeisevergütung beantragen. Eine Doppelvergütung ist jedoch ausgeschlossen. Der Investitionsbeitrag beträgt höchstens 20 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten und ist für nicht wirtschaftliche Massnahmen, die zu einer gesteigerten Stromproduktion oder zur Verlängerung der wirtschaftlichen Nutzungsdauer führen, bestimmt. 2.3 Unterstützung der bestehenden Grosswasserkraft Angesichts der schwierigen Situation der Schweizer Wasserkraft hat das Parlament beschlossen, ein in der Vorlage des Bundesrats noch nicht enthaltenes Unterstützungsinstrument für bestehende Anlagen in das EnG aufzunehmen. Mit dem Marktprämienmodell sollen Grosswasserkraftanlagen, deren Strom am Markt unter Gestehungskosten verkauft werden muss, mit einer Marktprämie von maximal 1 Rp./kWh unterstützt werden. Neben dem Kriterium der Unterdeckung ist ebenfalls relevant, dass dieser Strom nicht in der Grundversorgung des jeweiligen Betreibers abgesetzt werden kann, da er in diesem Fall zu Gestehungskosten an den gebundenen Endkunden verrechnet werden kann. Die Regelung ist auf fünf Jahre befristet und soll zur vorübergehenden Linderung der angespannten Situation der am Markt exponierten Betreiber dienen. Finanziert wird die Marktprämie aus dem Netzzuschlag. Zur Bestimmung der Höhe der Marktprämie würden idealerweise die effektiven Markterlöse und Gestehungskosten je Anlage berücksichtigt. Allerdings ist eine kraftwerksscharfe Eruierung der Erlöse wegen der Strukturen der Elektrizitätswirtschaft heute kaum mehr möglich. Einerseits gibt es verschiedene Märkte, wo die Produktion aus Wasserkraft abgesetzt werden kann, und anderseits findet eine Optimierung für das ganze Portfolio statt, was Rückschlüsse auf einzelne Anlagen kaum mehr zulässt. Deswegen und um den Vollzugsaufwand möglichst tief zu halten, wählte der Bundesrat einen vereinfachenden Ansatz, der auf einen Referenzmarkterlös abstellt und mehrere Posten (erlös- und kostenseitig) ganz weglässt. In der Regel sollten sich diese Weglassungen in etwa die Waage halten. Nebst der Marktprämie verschafft das EnG den Berechtigten auch das Recht, den Wasserkraftstrom zu Gestehungskosten in der Grundversorgung abzusetzen und so eine zweite Stütze. Zur Frage, wie viel Wasserkraftstrom angesichts dieses Privilegs zur Marktprämie zugelassen wird, macht der Bundesrat im Sinne einer möglichst ausgewogenen und fairen Lösung ebenfalls Vorgaben. 3. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Die Änderungen auf Verordnungsstufe haben keine besonderen finanziellen, personellen oder weiteren Auswirkungen auf Kantone und Gemeinden. Auf Ebene Bund ist für den Vollzug der vorgesehenen Regelungen mit einem höheren finanziellen und personellen Aufwand zu rechnen. Die finanziellen 5

200 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Mehrbelastungen ergeben sich weitgehend aufgrund der parlamentarischen Beschlüsse hinsichtlich Holzkraftwerke und Grosswasserkraftwerke. Für Vollzugs-, Entwicklungs- und Grundlagenarbeiten ist in den nächsten Jahren mit insgesamt einer Million Franken pro Jahr zu rechnen. Diese können haushaltsneutral über den Netzzuschlagsfonds finanziert werden. Für den Vollzug des Fördersystems (Einspeisevergütung, EIV, Investitionsbeiträge, Marktprämie, Strafbestimmungen) ist mit einem personellen Mehrbedarf von 1100 Stellenprozenten zu rechnen. Davon können 300 Stellenprozente intern kompensiert werden; 300 Stellenprozente werden zudem nur bis 2022 benötigt. Bis auf 100 Stellenprozente können die Stellen haushaltsneutral finanziert werden. 4. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Durch die vorgesehenen Änderungen des Fördersystems KEV hin zu einer kostenorientierten Einspeisevergütung mit Direktvermarktung steigt die Effizienz der eingesetzten Fördermittel. Zudem stellt die Einführung der Direktvermarktung die bessere Integration der Produktionsanlagen erneuerbarer Energien in den Markt sicher. Einerseits wird dadurch mittel- bis langfristig die Prognosegüte der Produktion zunehmen. Andererseits können die Anlagen besser und flexibler zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit eingesetzt werden. Eine höhere Wirkung pro eingesetzten Förderfranken wird ausserdem durch die Einführung bzw. Erweiterung von Investitionsbeiträgen und EIV erzielt. Mit einer Anschubfinanzierung werden hohe Investitionen ausgelöst. Aufgrund der begrenzten Fördermittel kann die bereits bestehende KEV-Warteliste auch in Zukunft nicht vollständig abgebaut werden. Davon betroffen sind vor allem Photovoltaik-Projekte. Es ist davon auszugehen, dass nicht alle Betreiber, die ihre Anlagen ohne positiven KEV-Bescheid und damit auf eigenes Risiko gebaut haben, von der Förderung profitieren können. Von den höheren Förder- und somit Investitionsvolumen profitieren wird in erster Linie die Branche rund um die Anlagenplanung, den Anlagenbau sowie die entsprechenden Zulieferungsbetriebe. Es ist damit zu rechnen, dass der Grossteil der Wertschöpfung in der Schweiz generiert wird. 5. Verhältnis zum europäischen Recht Durch die Verordnung wird das derzeitige Verhältnis zum europäischen Recht nicht verändert. Mit Blick auf ein mögliches Stromabkommen mit der EU sind insbesondere die EU-Regeln zu staatlichen Beihilfen (Subventionen, Entlastungen und Vorteile aller Art) im Auge zu behalten. Allfällige Konflikte mit dem EU-Recht ergeben sich jedoch nicht aufgrund der Verordnungsbestimmungen, um die es vorliegend geht, sondern aufgrund des Gesetzes, das bereits beschlossen ist und hier nicht geändert werden kann. Beihilferechtlich in den Fokus rücken dürfte die Grosswasserkraft-Marktprämie, dies v.a. darum, weil mit ihr laufende Betriebsausgaben beeinflusst werden und weil die Prämie für bestehende Anlagen ausbezahlt wird und also nicht der Zubau von Erneuerbaren-Anlagen oder -Produktion bezweckt wird wie z.b. bei der Einspeisevergütung und bei den Investitionsbeiträgen. Rückt ein Stromabkommen in Reichweite, müsste die Marktprämie mit der EU diskutiert werden, wobei es für deren Rechtfertigung durchaus gute Argumente gibt, u.a. die Befristung auf 5 Jahre. Im Verhältnis zum WTO-Recht, das ebenfalls Regeln zu Subventionen und dgl. enthält und das für die Schweiz verbindlich ist, gilt das zum Beihilferecht Ausgeführte: Allfällige Konflikte ergeben sich aus dem bereits beschlossenen Gesetz und nicht aus den vorliegenden Verordnungsbestimmungen. 6

201 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) 6. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen 1. Kapitel: Allgemeine Bestimmungen Dieses Kapitel enthält Bestimmungen, die für verschiedene der nachfolgenden Kapitel von Bedeutung sind. Art. 3 Neuanlagen Absatz 2 sieht vor, dass nebst tatsächlich neuen Anlagen auch der komplette Ersatz einer bestehenden Anlage als Neuanlage gilt. Von einem kompletten Ersatz ist dann auszugehen, wenn die notwendige Investition annähernd so gross ist wie diejenige in eine vergleichbare, tatsächlich neue Anlage. Allenfalls verbleibende Anlagenteile dürfen zudem höchstens von untergeordneter Bedeutung sein. Art. 4 Anlagenleistung Die Leistung einer Anlage bestimmt sich nach Artikel 13 EnV und somit gleich wie bei Anlagen, die nach Artikel 15 EnG einspeisen. Art. 5 Meldepflicht bei Änderung der berechtigten Person Die Verpflichtung, eine allfällige Änderung der berechtigten Person zu melden, soll sicherstellen, dass die Förderungsleistung nicht an die falsche Person ausbezahlt wird. Erfolgt die Meldung nicht, wird der Betrag an die bisher berechtigte Person ausbezahlt. Insbesondere bei der Einspeisevergütung und der EIV würde es einen unverhältnismässigen Vollzugsaufwand bedeuten, wenn vor der Auszahlung der Vergütung oder des Investitionsbeitrags nochmals abgeklärt werden müsste, ob sich die Person des Berechtigten geändert hat oder nicht. Art. 6 Kategorien von Photovoltaikanlagen Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kw werden in zwei Kategorien aufgeteilt. Kleine Photovoltaikanlagen, die ins Gebäude integriert werden, haben auch heute noch leicht höhere Investitionskosten, als solche, die nur ans Gebäude angebaut oder gar als freistehende Anlagen realisiert werden. Diesem Umstand soll weiterhin mit leicht höheren Vergütungssätzen bei der Einmalvergütung Rechnung getragen werden. Eine Anlage gilt nur dann als integriert, wenn sie in ein Gebäude effektiv eingebaut ist und eine Doppelfunktion erfüllt. Das konstruktive Aufstellen von Anlagen wie beispielsweise bei Carports bzw. bei der Überdachung von Parkplätzen mittels PV-Panels erfüllt die Anforderung gemäss Artikel 6 Absatz 2 mangels Integration der Photovoltaikmodule in ein Gebäude nicht. Dass in solchen Fällen keine integrierte Anlage vorliegt, ergibt sich auch aus dem Umstand, dass die höheren Kosten einer Integration nicht anfallen. Art. 7 Grosse und kleine Photovoltaikanlagen Die Unterscheidung zwischen grossen und kleinen Photovoltaikanlagen (Art. 19 Abs. 6 EnG) wird bei einer Leistung von 100 kw gemacht. Anlagen ab 100 kw sind mit erheblichen Investitionen verbunden. Die Rentabilität und die Investitionssicherheit der Anlage spielen beim Investitionsentscheid eine viel grössere Rolle als bei den kleinen Anlagen. Deshalb wird für grosse Photovoltaikanlagen das Antragsverfahren etwas anders gestaltet als für die kleinen Anlagen (vgl. dazu die Abschnitte 3 und 4 des 4. Kapitels). Anlagen unterhalb einer Leistung von 100 kw werden als Teil der Gebäudetechnik betrachtet. Es ist davon auszugehen, dass diese Anlagen von den Projektanten entweder bereits beim Neubau des Gebäudes oder in Verbindung mit anderen Massnahmen wie einer Dachsanierung realisiert werden. Folglich hängen der Realisierungszeitpunkt und die Rentabilität von einer Vielzahl verschiedener Faktoren ab. 7

202 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Auch Anlagen, die eine Gesamtleistung von 100 kw oder mehr aufweisen, sollen von der administrativ weniger aufwändigen und möglicherweise schnelleren Abwicklung der EIV für kleine Anlagen profitieren können, wenn der für diese Anlagen auszubezahlende Betrag auf einen Leistungsbeitrag von weniger als 100 kw begrenzt ist. Ausschlaggebend für die Definition der kleinen Anlage soll deshalb sein, dass die beantragte EIV den Leistungsbeitrag von 100 kw nicht erreicht. Das bedeutet, dass, auch wenn eine Anlage auf 100 kw oder mehr Gesamtleistung erweitert oder erneuert wird, ein Antrag für eine kleine Anlage gestellt werden kann, solange die Erweiterungsleistung die Grenze von 100 kw nicht erreicht (Abs. 2 Bst. b). Gleich werden auch Anlagen behandelt, wenn der Betreiber für eine Anlage mit einer Leistung ab 100 kw nur eine EIV für die Leistung von weniger als 100 kw beantragt (Abs. 3). Art. 8 Wahlrecht bei Photovoltaikanlagen Alle Betreiber von Photovoltaikanlagen, die eine Leistung von weniger als 100 kw aufweisen, werden nur noch die EIV in Anspruch nehmen können. Für Anlagen mit einer Leistung von 100 kw bis 50 MW besteht ein Wahlrecht zwischen der Einspeisevergütung und der EIV. Bei einer Anlagenleistung von mehr als 50 MW kann nur die Einspeisevergütung beantragt werden. Die sehr hoch angesetzte Obergrenze wurde gewählt, damit möglichst alle in der Schweiz denkbaren Anlagengrössen von einer EIV profitieren können. Das Wahlrecht wird bei Antragseinreichung endgültig ausgeübt, indem ein Antrag für die eine oder die andere Förderung eingereicht wird. Einzige Ausnahme von dieser endgültigen Ausübung ist, wenn ein Anlagenbetreiber seine Anlage in Betrieb nimmt und nach der Inbetriebnahme einen Antrag auf EIV für kleine Anlagen stellt. In solch einem Fall soll der Wechsel vom Einspeisevergütungssystem beziehungsweise der EIV für grosse Anlagen ins administrativ weniger aufwändige System der EIV für kleine Anlagen möglich sein. Dies bedingt allerdings, dass der Anlagenbetreiber auf die Vergütung des Leistungsbeitrags ab 100 kw verzichtet (vgl. Definition der kleinen Photovoltaikanlagen in Art. 7). Art. 9 Ausnahmen von der Untergrenze bei Wasserkraftanlagen Die in Artikel 9 aufgezählten Wasserkraftanlagen bedingen im Sinne von Artikel 19 Absatz 5 EnG keinen neuen Eingriff in natürliche Gewässer. Sie werden daher von der Leistungsuntergrenze für den Erhalt einer Einspeisevergütung oder eines Investitionsbeitrags ausgenommen. Sie können am Einspeisevergütungssystem teilnehmen oder für sie kann ein Investitionsbeitrag beantragt werden. Dies gilt für Dotierkraftwerke (Bst. a) und für Anlagen an künstlich geschaffenen Kanälen, sofern sich in diesen über die Zeit nicht ein wertvolles Ökosystem entwickelt hat und die Anlage keinen Eingriff in ein natürliches Gewässer bewirkt (Bst. b). Weiter gilt es für Anlagen, die das für eine anderweitige Hauptnutzung bereits genutzte Wasser im Sinne einer Nebennutzung noch zur Elektrizitätsproduktion nutzen; wie sich aus dem Begriff Nebennutzung ergibt, darf die gesamthaft genutzte Wassermenge die für die Hauptnutzung (z.b. Beschneiung) notwendige bzw. bewilligte oder konzedierte Wassermenge nicht überschreiten (Bst. c). Art. 10 Eigenverbrauch Für einen allfälligen Eigenverbrauch im Einspeisevergütungssystem gelten die einschlägigen Bestimmungen der Energieverordnung. 8

203 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) 2. Kapitel: Einspeisevergütungssystem 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art. 11 Allgemeine Anforderungen Für Anlagen im Einspeisevergütungssystem gelten betreffend die Anschlussbedingungen sowie die Bestimmung der zu vergütenden Energie die gleichen Regelungen wie für Anlagen, die gestützt auf Artikel 15 des Gesetzes einspeisen. Art. 12 Herkunftsnachweis und ökologischer Mehrwert Wie im heutigen Recht gilt der ökologische Mehrwert der aus erneuerbaren Energien produzierten Elektrizität mit der Teilnahme am Einspeisevergütungssystem bzw. der Ausrichtung der Einspeiseprämie als abgegolten. Die entsprechenden Herkunftsnachweise sind daher der Vollzugsstelle zu übertragen und können nicht vermarktet werden. Art. 13 Teilnahme von Photovoltaikanlagen Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kw werden zum Einspeisevergütungssystem nicht mehr zugelassen. Für solche Anlagen besteht die Möglichkeit, eine Einmalvergütung zu beantragen (vgl. Art. 19 Abs. 4 und 6 Art. 24 EnG). 2. Abschnitt: Direktvermarktung und Einspeisung zum Referenz-Marktpreis Art. 14 Direktvermarktung Absatz 1 sieht gestützt auf Artikel 21 Absatz 2 des Gesetzes vor, dass Betreiber von Kleinanlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kw von der Pflicht, ihre Elektrizität selber am Markt zu verkaufen, ausgenommen sind, da der Vermarktungsaufwand im Verhältnis zur produzierten Elektrizitätsmenge unverhältnismässig hoch wäre. Betreiber von Anlagen ab einer Grösse von 100 kw müssen ihre Elektrizität spätestens nach einer Übergangsfrist von zwei Jahren (vgl. Art. 105 Abs. 1) selber am Markt verkaufen. Betreibern von Anlagen ab einer Grösse von 500 kw, die bereits eine Vergütung nach altem Recht erhalten, ist es aufgrund ihrer Grösse ebenfalls zumutbar, ihre Elektrizität selber zu vermarkten. Sie müssen ihre Elektrizität gestützt auf Artikel 72 Absatz 5 des Gesetzes deshalb auch selber verkaufen, für sie gilt aber ebenfalls eine Übergangsfrist von zwei Jahren (Vgl. Art. 105 Abs. 2). Es ist jedoch jedem Anlagenbetreiber unabhängig von der Grösse seiner Anlage unbenommen, auf eigenen Wunsch jederzeit in die Direktvermarktung zu wechseln. Ein solcher Wechsel ist endgültig. Art. 15 Referenz-Marktpreis Der Referenz-Marktpreis für Photovoltaikanlagen entspricht dem Durchschnitt der Preise, die an der Strombörse in einem Vierteljahr jeweils für den Folgetag festgesetzt werden, gewichtet nach der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung ebendieser Anlagen. Da Photovoltaikanlagen nur tagsüber Elektrizität produzieren und einspeisen, würde ein ungewichteter Marktpreis, der auch die tieferen Nachtpreise umfasst, keine adäquate Abbildung der erzielbaren Markterlöse darstellen und zu einer zu hohen Einspeiseprämie führen (Abs. 1). Bei den übrigen Technologien liegen keine solch spezifischen Produktions- und Einspeisemuster vor. Deshalb entspricht der Referenz-Marktpreis den vierteljährlich gemittelten Preisen an der Strombörse (Abs. 2). Die Referenz-Marktpreise werden vom BFE berechnet und veröffentlicht (Abs. 3). 9

204 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Art. 16 Vergütungssätze und deren Anpassung Die Vergütungssätze werden für jede Technologie im entsprechenden Anhang ( ) festgelegt (Abs. 1). Bei Hybridanlangen (Art. 2 Bst. a) wird der Vergütungssatz nach Absatz 2 wie im bisherigen Recht anhand der eingesetzten Energieträger und gewichtet nach den Anteilen der jeweiligen Energieinhalte berechnet. Bei Technologien, bei denen die äquivalente Leistung massgebend für die Berechnung des Vergütungssatzes ist, wird zur Bestimmung der äquivalenten Leistung die gesamte Produktionsmenge der Hybridanlage berücksichtigt. Art. 17 Vergütungsdauer und Mindestanforderungen Die Vergütungsdauer und die Mindestanforderungen werden ebenfalls für jede Technologie separat in den Anhängen festgelegt (Abs. 1). Wie im bisherigen Recht beginnt die Vergütungsdauer mit der Inbetriebnahme der Anlage zu laufen, unabhängig davon, ob der Betreiber für die Anlage bereits eine Vergütung erhält oder nicht. Die Vergütungsdauer kann auch nicht unterbrochen werden (Abs. 2). 3. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung und Warteliste Art. 18 Reihenfolge der Berücksichtigung Massgebend für die Berücksichtigung der Projekte ist vorab das Einreichedatum des Gesuchs (Abs. 1). Bei mehreren Gesuchen an einem Tag werden die Projekte mit der grössten Leistung vorab berücksichtigt (Abs. 2). Art. 19 Warteliste Reichen die Mittel aus dem Netzzuschlagsfonds (Art. 37 EnG) nicht für die Berücksichtigung aller Gesuche aus, werden wie im bisherigen Recht Wartelisten geführt, eine für Photovoltaikanlagen und eine für die übrigen Technologien. Die Aufnahme in die Warteliste gibt einem Anlagenbetreiber keinerlei Anspruch auf die Teilnahme am Einspeisevergütungssystem. Wenn ein Anlagenbetreiber seine Anlage, die auf einer Warteliste eingetragen ist, realisiert, tut er dies auf eigenes Risiko. Wichtig ist zudem, dass nur Anlagen in die Warteliste aufgenommen werden, welche die Anspruchsvoraussetzungen voraussichtlich erfüllen. Ist bereits bei Einreichung des Gesuchs offensichtlich, dass die Anlage die Anspruchsvoraussetzungen nicht erfüllt, ist das Gesuch bereits vor Aufnahme in die Warteliste abzuweisen. Art. 20 Abbau der Warteliste Stehen wieder Mittel aus dem Netzzuschlagsfonds zur Verfügung, legt das BFE nach Absatz 1 mittels Kontingenten fest, wie viele Anlagen berücksichtigt werden können. Die heute bestehende Warteliste kann aufgrund der beschränkten Mittel und dem Auslaufen des Einspeisevergütungssystems Ende 2022 trotz der Anhebung des Netzzuschlags auf 2,3 Rp./kWh nicht vollständig abgebaut werden. Die Photovoltaikanlagen auf der Warteliste werden gemäss Absatz 2 nach dem Einreichedatum des Gesuchs berücksichtigt, unabhängig davon, ob sie bereits in Betrieb genommen wurden oder nicht. Dadurch wird gewährleistet, dass die Anlagenbetreiber, die sich früh angemeldet haben und schon länger auf der Warteliste sind, am Einspeisevergütungssystem teilnehmen können. Gleichzeitig ist davon auszugehen, dass viele Betreiber, die ihre Anlage ohne positiven Bescheid nach bisherigem Recht in Betrieb genommen haben, nicht mehr am Einspeisevergütungssystem werden teilnehmen können. Sie können aber eine Einmalvergütung in Anspruch nehmen (Art. 25 EnG). Die Photovoltaik- Warteliste kann etwa bis zu den Anlagen, die sich bis Mitte 2012 angemeldet haben, abgebaut werden. Das genaue Datum ist nur schwer abzuschätzen, da es von der tatsächlich realisierten Leistung der Anlagen abhängt, die erfahrungsgemäss von der angemeldeten Leistung abweichen kann. 10

205 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Bei den übrigen Technologien springen gemäss Absatz 3 die Anlagen an die Spitze der Warteliste, bei denen die Inbetriebnahme oder die Baureife mit der Inbetriebnahmemeldung oder mit der Projektfortschrittsmeldung bzw. bei Kleinwasserkraft- und Windenergieanlagen mit der zweiten Projektfortschrittsmeldung nachgewiesen wurde. Innerhalb der Gruppe dieser Springer werden dann wiederum die Anlagen zuerst berücksichtigt, die zuerst die Inbetriebnahme- bzw. Projektfortschrittsmeldung eingereicht haben (Bst. a). Können alle Springer berücksichtigt werden, werden die übrigen Projekte entsprechend dem Einreichedatum des Gesuchs berücksichtigt (Bst. b). 4. Abschnitt: Gesuchsverfahren Art. 21 Gesuch Für die Behandlung der Gesuche um Teilnahme am Einspeisevergütungssystem ist die Vollzugsstelle zuständig (Abs. 1). In den Anhängen wird für jede Technologie festgelegt, welche Angaben und Unterlagen das Gesuch zu enthalten hat (Abs. 2). Art. 22 Zusicherung dem Grundsatz nach Die Zusicherung dem Grundsatz nach entspricht dem früheren positiven Bescheid (Art. 3g Abs. 3 a- EnV). Er soll dem Anlagenbetreiber Investitionssicherheit bieten, indem ihm die Teilnahme am Einspeisevergütungssystem für den Fall zugesichert wird, dass im späteren Zeitpunkt der Inbetriebnahme sämtliche Anforderungen erfüllt werden (Abs.1). Wie heute der positive Bescheid hat diese Verfügung für allfällige Konzessions- oder Bewilligungsverfahren keinerlei präjudizielle Wirkung (Abs. 2). Art. 23 Projektfortschritte, Inbetriebnahme und Meldepflichten Projekte, denen die Einspeisevergütung dem Grundsatz nach zugesichert wurde, sollen zügig realisiert werden und die für sie reservierten Mittel (Art. 22) nicht unnötig lange blockieren. Deshalb sieht Artikel 23 wie bereits das heutige Recht vor, dass die Antragsteller innert der in den Anhängen festgelegten Fristen Projektfortschritte erzielen und die Anlage in Betrieb nehmen müssen und der Vollzugsstelle jeweils entsprechend Meldung zu erstatten haben (Abs. 1, 2 und 4). Kann ein Gesuchsteller die Frist für einen Projektfortschritt oder die Inbetriebnahme aus Gründen, für die er nicht einzustehen hat, nicht einhalten, kann ihm diese Frist von der Vollzugsstelle auf Gesuch hin verlängert werden. Das Gesuch ist vor Ablauf der jeweiligen Frist einzureichen (Abs. 3). Reicht ein Anlagenbetreiber die Inbetriebnahmemeldung zu spät ein und erhält er aus diesem Grund keine Vergütung, erhält er rückwirkend nur den Referenz-Marktpreis, nicht aber die Einspeiseprämie ausbezahlt (Abs. 5). Art. 24 Entscheid Erfüllt die Anlage auch nach der Inbetriebnahme sämtliche Voraussetzungen, nimmt sie definitiv am Einspeisevergütungssystem teil (Abs. 1). Eine Zusicherung dem Grundsatz nach ist keine Voraussetzung für die Teilnahme am Einspeisevergütungssystem (Abs. 2). Wie bereits nach heutigem Recht vorgesehen, wird das Gesuch um Teilnahme am Einspeisevergütungssystem gemäss Absatz 3 abgewiesen, wenn eine Anlage die Anspruchsvoraussetzungen nicht erfüllt, die Fristen zur Erreichung der Projektfortschritte oder der Inbetriebnahme nicht einhält oder der Standort der Anlage nicht mehr dem im Gesuch angegebenen Standort entspricht. Ob der effektive Standort einer Anlage von dem Standort gemäss Anmeldung abweicht, ist je nach Technologie unterschiedlich zu definieren und einzelfallweise zu beurteilen: - Bei Photovoltaikanlagen liegt beispielsweise in der Regel dann ein anderer Standort vor, wenn die Anlage auf einem anderen als dem angemeldeten Grundstück installiert wird. Einzig bei wirtschaftlich eng zusammenhängenden Bauten auf verschiedenen Grundstücken (z.b. ein Landwirtschaftsbetrieb auf mehreren Parzellen, verschiedene Ökonomieteile, Wohnhaus, Stöckli) kann 11

206 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) auch bei einem Wechsel von einem auf ein anderes Grundstück innerhalb der Betriebsfläche in der Regel vom gleichen Standort ausgegangen werden. - Bei Wasserkraftanlagen kann es in der Projektierungsphase naturgemäss zu grösseren örtlichen Verschiebungen kommen. Vom gleichen Standort kann bei Wasserkraftanlagen daher in der Regel dann ausgegangen werden, wenn sie am gleichen Gewässerabschnitt gebaut werden. - Für Windkraftanlagen gilt das gleiche, bei ihnen kann dann vom gleichen Standort ausgegangen werden, wenn sie innerhalb des gleichen Planungsperimeters erstellt werden. - Biomasseanlagen werden oft in der Nähe und im Zusammenhang mit einem Landwirtschafts- o- der Industriebetrieb erstellt. Bei ihnen dürfte daher normalerweise dann vom gleichen Standort auszugehen sein, wenn sie innerhalb der Betriebsfläche erstellt werden. - Auch bei Geothermieanlagen sind naturgemäss grössere Abweichungen vom angemeldeten Standort denkbar, mangels Erfahrungswerten wird sich im Vollzug weisen, wann von einem neuen Standort auszugehen ist. 5. Abschnitt: Laufender Betrieb, Ausschluss und Austritt Art. 25 Auszahlung der Vergütung Die Vergütung besteht gemäss Artikel 21 Absatz 3 EnG neu aus zwei Komponenten, dem Marktpreis bzw. dem Referenz-Marktpreis und der Einspeiseprämie. Die Vollzugsstelle zahlt Betreibern in der Direktvermarktung vierteljährlich die Einspeiseprämie aus. Den Marktpreis müssen sich diese Betreiber im Rahmen der Direktvermarktung selber erwirtschaften. Betreiber, die zum Referenz-Marktpreis einspeisen, erhalten von der Vollzugsstelle die Einspeiseprämie und den Referenz-Marktpreis ausbezahlt (Abs. 1). Gleich wie im bisherigen Recht hat die Vollzugsstelle die Auszahlung anteilsmässig vorzunehmen, wenn nicht genügend Mittel zur Verfügung stehen. Der Restbetrag wird den Betreibern im Folgejahr nachbezahlt (Art. 2). Der Vergütungssatz eines bestimmten Jahres für Wasserkraft- und Biomasseanlagen wird provisorisch anhand der letztjährigen Produktion festgelegt. Erst im nächsten Jahr wird der Vergütungssatz rückwirkend anhand der effektiven Produktion angepasst (vgl. z.b. Anhang 1.1 Ziff. 2.6), allenfalls zu viel ausbezahlte Beträge hat der Betreiber zurückzubezahlen (Abs. 3). Sollte der Referenz-Marktpreis den Vergütungssatz übersteigen (Art. 21 Abs. 5 EnG), so haben die Betreiber den Differenzbetrag vierteljährlich der Vollzugsstelle zu entrichten (Abs. 4). Die Vergütungsdauer endet nach Absatz 5 neu am Ende des Monates, in welchem sie ausläuft und nicht erst im nachfolgenden Dezember. Bei Anlagenbetreibern, denen im Bescheid nach bisherigem Recht eine Vergütungsdauer nicht auf Ende des Monates, in welchem die Vergütungsdauer ausläuft, sondern auf den darauffolgenden Dezember zugesichert wurde, gilt Artikel 106. Ein Betreiber, der die für die Auszahlungen nach Absatz 1 notwendigen Angaben und Nachweise (u.a. Zahlungsverbindungen, etc.) nicht erbringt, verliert seinen Anspruch bis zu dem Zeitpunkt, in dem er die notwendigen Informationen eingereicht hat (Abs. 6). Art. 26 Bewirtschaftungsentgelt Produzenten in der Direktvermarktung erhalten für die damit zusammenhängenden Vermarktungskosten, wie beispielsweise für die Fahrplanerstellung und die Ausgleichsenergiekosten ein Bewirtschaftungsentgelt pro kwh. Da die Vermarktung bei den verschiedenen Technologien unterschiedlich hohen Aufwand verursacht und unterschiedlich gut prognostizierbar ist, fällt auch das Bewirtschaftungsentgelt verschieden hoch aus. Betroffen davon sind auch altrechtliche Anlagen (Art. 72 Abs. 1 und 5 EnG i.v.m. Art. 14 Abs. 2 und 105 Abs. 2 EnV), weshalb in Artikel 26 auch KVA aufgeführt sind. Für 12

207 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) KVA wird ein spezifisches Entgelt festgelegt, weil sie im Unterschied zu den restlichen Biomasseanlagen deutlich geringere Ausgleichsenergiekosten verursachen. Dies insbesondere weil sie hochautomatisiert sind, professionell betrieben werden sowie mit Bandlast gefahren werden können. Je nach Entwicklung des Marktes für Direktvermarkter bzw. der Vermarktungskosten wird die Höhe des Entgelts inskünftig angepasst; es soll einen Anreiz bieten, die Einspeiseprognose zu verbessern und mittelfristig zu einer Senkung der Ausgleichsenergiekosten beitragen. Das Bewirtschaftungsentgelt erhalten nur Anlagen, die am Einspeisevergütungssystem teilnehmen und ihre Elektrizität selbst am Markt verkaufen. Vermarktungskosten von Anlagen im Einspeisevergütungssystem, die zum Referenz-Marktpreis einspeisen, werden direkt vom Netzzuschlagsfonds übernommen (Art. 24 StromVV). Verträge mit der Mehrkostenfinanzierung basieren auf einer früheren Gesetzgebung, das neue Energiegesetz verweist diesbezüglich auf die damaligen Bestimmungen (Art. 73 Abs. 4 und 5 EnG), weshalb auf Verordnungsstufe zur MKF keine neuen Regelungen getroffen werden können, insbesondere auch nicht im Zusammenhang mit dem Bewirtschaftungsentgelt. Art. 27 Pflichten der Bilanzgruppe für erneuerbare Energien und der Netzbetreiber Bei Anlagen, deren Produktion zum Referenz-Marktpreis eingespeist wird und die über eine Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung oder ein intelligentes Messsystem verfügen, ist die Bilanzgruppe für erneuerbare Energien (BG-EE) für die Abnahme und den Verkauf der Elektrizität zuständig. Der Leistungsauftrag mit der BG-EE wird vorsehen, dass sie die abgenommene Elektrizität bestmöglich (Spotmarkt Schweiz Day-Ahead, Intraday, Systemdienstleistungen, etc.) zu veräussern hat. Sie vergütet der Vollzugsstelle den Referenz-Marktpreis für die gemäss Fahrplan abgenommene Elektrizität (Abs. 1). Bei Anlagen, deren Produktion zum Referenz-Marktpreis eingespeist wird und die über keine Lastgangmessung und kein intelligentes Messsystem verfügen, ist der Netzbetreiber für die Abnahme der Elektrizität zum Referenz-Marktpreis zuständig. Wie bereits heute entrichtet er dem Netzzuschlagsfonds für diese Elektrizität via die Vollzugsstelle den Referenz-Marktpreis (Abs, 2). Da für diese Anlagen keine Bilanzierungsaufwände anfallen, steht den Netzbetreibern keine Entschädigung zu. Art. 28 Nachträgliche Erweiterungen oder Erneuerungen Anlagenbetreiber im Einspeisevergütungssystem müssen gemäss Absatz 1 allfällige Erweiterungen oder Erneuerungen einen Monat vor deren Inbetriebnahme der Vollzugsstelle melden. Die Vergütungsdauer bleibt bei einer Erweiterung oder Erneuerung unverändert (Abs. 2) Um möglichst neue Standorte für die Photovoltaikanlagen zu erschliessen, wird die Zusatzproduktion durch Erweiterungen oder Erneuerungen von bestehenden Anlagen, die bereits eine Vergütung erhalten nicht gefördert bzw. vergütet. Der Vergütungssatz von erweiterten oder erneuerten Photovoltaikanlagen wird daher entsprechend der zusätzlich installierten Leistung gekürzt (Abs. 3). Bei einer Anlage, deren Leistung um z.b. 15% erweitert wird, bedeutet das eine Kürzung des Vergütungssatzes für die Produktion der Gesamtanlage um 15%. Die Ausnahme von dieser Kürzung (Abs. 4) soll sicherstellen, dass jemand, der eine Anlage im Einspeisevergütungssystem betreibt, einen zusätzlichen Anlagenteil installieren und diesen beispielsweise für den Eigenverbrauch verwenden kann. Für eine entsprechende Erweiterung erhält der Betreiber zwar keine Vergütung, sie hat aber auch keine Kürzung des Vergütungssatzes des mit der Einspeisevergütung vergüteten Teils der Anlage zur Folge. Bei Kleinwasserkraft- und Biomasseanlagen wird die Zusatzproduktion aufgrund einer Erweiterung oder einer Erneuerung mit einem gekürzten Vergütungssatz vergütet. Je höher die Zusatzproduktion aufgrund der Leistungserhöhung, desto stärker wird der Vergütungssatz gekürzt. Bei Kleinwasserkraftwerken entspricht die Anlagenleistung der mittleren mechanischen Bruttoleistung nach Art. 4 EnFV i.v.m. Art.13 EnV. Die Erweiterungen und Erneuerungen sind auch künftig uneingeschränkt möglich, haben aber eine leichte Kürzung des Vergütungssatzes zur Folge, um die Liquidität des Netzzuschlagsfonds auch künftig jederzeit zu gewährleisten. 13

208 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Art. 29 Folgen des Nichteinhaltens von Anspruchsvoraussetzungen oder Mindestanforderungen Die Regelung bei Nichteinhaltung der Anspruchsvoraussetzungen oder der Mindestanforderungen nach Absatz 1 entspricht dem bisherigen Recht. Eine Anlage, welche die Anspruchsvoraussetzungen oder die Mindestanforderungen nicht oder nicht mehr einhält, erhält nur den Referenz-Marktpreis ausbezahlt. Allenfalls zu viel erhaltene Vergütung muss der Anlagenbetreiber zurückerstatten. Anspruchsvoraussetzungen sind beispielsweise die Voraussetzungen für die erhebliche Erweiterung oder Erneuerung oder das Erreichen der Mindestgrenzen (Art. 19 Abs. 4 EnG), die Mindestanforderungen sind gegebenenfalls für jede Technologie in den Anhängen geregelt. Werden die Anspruchsvoraussetzungen oder die Mindestanforderungen wieder eingehalten, lebt der Anspruch wieder auf (Abs. 2). Massgebend für das Entfallen oder das Wiederaufleben des Anspruchs ist der Zeitpunkt, ab welchem die Voraussetzungen oder Anforderungen nicht bzw. wieder eingehalten werden. Ist für die Berechnung der Vergütung eine Beurteilungsperiode vorgesehen, so gelten Absatz 1 und 2 je für die ganze Beurteilungsperiode. Kein Fall von Artikel 29 liegt dann vor, wenn für eine Technologie eine spezifische Übergangsfrist für das Erreichen einer Mindestanforderung vorgesehen ist, wie beispielsweise in Anhang 1.4 Ziffer 3.1. Dort ist vorgesehen, dass Geothermieanlagen den minimalen Gesamtnutzungsgrad erst ab dem 3. vollen Kalenderjahr erreichen müssen. Die Nichteinhaltung der Mindestanforderungen in den ersten 2 Jahren fällt in dem Fall nicht zu einer Anwendung von Artikel 29. Hat der Anlagenbetreiber für die Gründe, aus welchen die Anlage die Anspruchsvoraussetzungen o- der die Mindestanforderungen nicht einhält, nicht selber einzustehen, kann er der Vollzugsstelle Massnahmen darlegen, mit welchen er diese wieder einzuhalten gedenkt. Die Vollzugsstelle kann ihm zur Umsetzung dieser Massnahmen eine Frist setzen sowie Auflagen erlassen. Hält der Anlagenbetreiber diese Auflagen ein, erhält er während der Dauer der Frist die Einspeiseprämie weiterhin ausbezahlt (Abs. 3). Nach der Frist kommt wieder Absatz 1 zur Anwendung, wenn die Voraussetzungen und Anforderungen noch immer nicht eingehalten werden (Abs. 4). Art. 30 Ausschluss und Austritt aus dem Einspeisevergütungssystem Eine Anlage, die wegen Nichteinhaltens der Anspruchsvoraussetzungen oder der Mindestanforderungen in drei Jahren je mindestens einmal auf den Referenz-Marktpreis gesetzt wurde oder die Anspruchsvoraussetzungen oder die Mindestanforderungen ein Jahr nach Ablauf der Frist nach Artikel 29 Absatz 3 nicht für ein ganzes Jahr einhält, wird aus dem Einspeisevergütungssystem ausgeschlossen (Abs. 1). Ein Betreiber kann selbstverständlich auch freiwillig aus dem Einspeisevergütungssystem austreten (Abs. 2). Ein erneutes Teilnehmen nach dem Ausscheiden oder dem Austritt ist nicht möglich (Abs. 3). 3. Kapitel: Allgemeine Bestimmungen zur Einmalvergütung und zu den Investitionsbeiträgen Dieses Kapitel enthält Bestimmungen, die für mehrere der nachfolgenden Kapitel von Bedeutung sind. Art. 31 Ausschluss des Investitionsbeitrags Befindet sich eine Anlage in einem Vergütungssystem wie der Mehrkostenfinanzierung, der kostendeckenden Einspeisevergütung nach bisherigem Recht oder dem Einspeisevergütungssystem nach neuem Recht, kann sie nicht gleichzeitig von einer EIV oder von einem Investitionsbeitrag profitieren. Tritt ein Anlagenbetreiber vor Ablauf der Vergütungsdauer definitiv aus einem dieser Systeme aus, steht es ihm frei, für eine spätere erhebliche Erweiterung oder Erneuerung eine EIV oder einen Investitionsbeitrag zu beantragen. 14

209 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Art. 32 Bewilligung des früheren Baubeginns Bei Wasserkraft- und Biomasseanlagen darf grundsätzlich gestützt auf Artikel 28 EnG mit den Bau-, Erweiterungs- oder Erneuerungsarbeiten erst begonnen werden, nachdem das BFE eine Zusicherung dem Grundsatz nach für den Investitionsbeitrag abgegeben hat. Das BFE kann jedoch einen früheren Baubeginn bewilligen. Dies tut es, wenn es mit schwerwiegenden Nachteilen verbunden wäre, die Zusicherung dem Grundsatz nach abzuwarten. Diese Bestimmung lehnt sich stark an Artikel 26 des Bundesgesetzes vom 5. Oktober 1990 über Finanzhilfen und Abgeltungen (Subventionsgesetz, SuG [SR 616.1]) an. Art. 33 Anforderungen an den Betrieb und die Betriebstüchtigkeit der Anlage Diese Bestimmung soll gewährleisten, dass eine EIV oder ein Investitionsbeitrag nur für Anlagen ausbezahlt wird, die tatsächlich während der vorgesehenen Mindestdauer die erwartete Menge Elektrizität produzieren. Gerade bei Wasserkraftanlagen kann der durch die getätigten Investitionen erreichte Mehrwert auch auf andere Weise als durch eine Mehrproduktion erreicht werden, so z.b. durch die zeitliche Verschiebung der Produktion bei Speicherkraftwerken. In solchen Fällen ist nicht (allein) die Menge der produzierten Elektrizität für die Beurteilung des regulären Betriebs massgebend. Wichtig ist jedoch, dass nicht Anlagen gefördert werden, die bereits nach kurzer Zeit wieder abgeschaltet oder schlecht gewartet werden. Art. 34 Rückforderung der Einmalvergütung und der Investitionsbeiträge Mit der Möglichkeit der Rückforderung der EIV oder des Investitionsbeitrags soll sichergestellt werden, dass die verfügbaren Mittel richtig eingesetzt und nur für Projekte verwendet werden, welche die Anforderungen einhalten und eine Förderung auch tatsächlich nötig haben. Wenn die Bedingungen nach Artikel 33 nicht eingehalten werden, die Anlage insbesondere nicht die erwartete (Mehr-)produktion erreicht, können die Förderbeiträge zurückverlangt werden. Absatz 3 sieht zudem vor, dass bei starken Abweichungen der prognostizierten Rentabilität von der effektiven Entwicklung die Investitionsbeiträge zurückgefordert werden können. Art. 35 Karenzfrist Diese Bestimmung dient in erster Linie dazu, sicherzustellen, dass nicht immer die Gleichen von der EIV oder von einem Investitionsbeitrag profitieren. Zudem sollen insbesondere die Betreiber von Photovoltaikanlagen durch diese Bestimmung dazu angehalten werden, von Anfang an zu überlegen, wie gross das Potenzial auf ihrem Grundstück tatsächlich ist und dann auf einmal investieren, anstatt ihre Anlage in Etappen zu erweitern. Für Wasserkraftanlagen wird darauf verzichtet, eine Mindestdauer einzuführen, da Wasserkraftprojekte häufig aus Erneuerungs- und Erweiterungsteilen bestehen, welche erfahrungsgemäss verschieden lange Bewilligungsverfahren aufweisen. Der Verzicht auf eine Mindestdauer stellt sicher, dass nicht einzelne Projektteile blockiert werden. Hinzu kommen die sehr unterschiedlichen Nutzungsdauern der einzelnen Anlagenteile und damit einhergehend ein zeitlich gestaffelter Investitionsbedarf. Mit einer Mindestdauer besteht die Gefahr, dass Anlagenteile vor Ablauf ihrer Nutzungsdauer ersetzt werden. Für Photovoltaikanlagen, für die bereits nach bisherigem Recht eine EIV ausbezahlt wurde, ist ein Antrag auf EIV nach neuem Recht nicht ausgeschlossen, sofern die Erweiterung oder Erneuerung nicht vor Inkrafttreten dieser Verordnung erfolgt ist. 15

210 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) 4. Kapitel: Einmalvergütung für Photovoltaikanlagen 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art. 36 Mindestgrösse und Leistungsobergrenze für die Ausrichtung einer Einmalvergütung Der administrative Aufwand für die Gewährung einer EIV für Kleinstanlagen wäre unverhältnismässig. Daher wird die Mindestgrösse für den Erhalt einer EIV wie bisher auf 2 kw Leistung festgesetzt. Mit der hohen Leistungsobergrenze von 50 MW soll sichergestellt werden, dass sämtliche heute in der Schweiz denkbaren grossen Photovoltaikanlagen ein Wahlrecht zwischen dem Einspeisevergütungssystem und der EIV haben. Grosse Anlagen sind die wichtigste Säule beim Ausbau der Photovoltaik in der Schweiz. Durch die Warteliste werden neue Grossanlagen aber kaum vom Einspeisevergütungssystem profitieren können. Um eine Rentabilität dieser Anlagen und somit den Zubau zu gewährleisten, ist ein Beitrag in Form der EIV unerlässlich. Zusätzlich ist zu beachten, dass im Vergleich zur Einspeisevergütung, bei der über die gesamte Vergütungsdauer periodische Abrechnungen über die produzierte Elektrizität gemacht werden müssen, die EIV als einmalig zu bezahlender Investitionsbeitrag im Vollzug viel weniger aufwändig ist. Auch der insgesamt aus dem Netzzuschlagsfonds zu bezahlende Betrag ist mit höchstens 30 Prozent der Investitionskosten einer Referenzanlage wesentlich geringer, als wenn die Anlage am Einspeisevergütungssystem teilnimmt. Ausserdem sind die Mittel nicht so lange wie bei der Einspeisevergütung gebunden. Die EIV hat zudem den erwünschten Effekt, dass die Produzenten die Elektrizität vermehrt selbst am Ort der Produktion verbrauchen. Art. 37 Erheblichkeit der Erweiterung oder Erneuerung einer Anlage Die Erheblichkeit einer Erweiterung oder Erneuerung wird in Übereinstimmung mit der Mindestgrösse für den Erhalt einer EIV festgesetzt. Die Leistung muss um mindestens 2 kw gesteigert werden. Art. 38 Berechnung der Einmalvergütung und Anpassung der Ansätze Die Höhe der EIV entspricht höchstens 30 Prozent der Investitionskosten von Referenzanlagen zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Da die spezifischen Referenzkosten pro kw für grössere Anlagen generell sinken, wurden bei der EIV Leistungsklassen eingeführt. So wird sichergestellt, dass der im Gesetz fixierte Maximalbeitrag von 30 Prozent zu keinem Zeitpunkt überschritten wird. Bei grossen Anlagen wird nicht zwischen integrierten und den übrigen Anlagen unterschieden. Die integrierten Anlagen erhalten wie beim Einspeisevergütungssystem auch die Vergütungssätze für die übrigen Anlagen (Abs. 3). Mit Absatz 4 wird zum einen sichergestellt, dass nur ein Zubau in der Produktion von Elektrizität mit der EIV unterstützt wird und zum andern wird dem Umstand Rechnung getragen, dass die erstmaligen Grundkosten, die beim Neubau einer Anlage anfallen, bei einer Erweiterung oder Erneuerung nicht nochmals anfallen. Deshalb wird bei Erweiterungs- und Erneuerungsprojekten kein Grundbeitrag geleistet. 2. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung und Warteliste Art. 39 Reihenfolge der Berücksichtigung Grundsätzlich werden die Gesuche nach ihrem Einreichedatum berücksichtigt. Einzig wenn nicht alle am gleichen Tag eingereichten Gesuche berücksichtigt werden können, werden die Anlagen mit dem grössten Leistungszubau zuerst berücksichtigt. Art. 40 Warteliste Wichtig ist, dass nur Anlagen in die Warteliste aufgenommen werden, welche die Anspruchsvoraussetzungen voraussichtlich erfüllen. Ist bereits bei Einreichung des Gesuchs klar, dass die Anlage die Anspruchsvoraussetzungen nicht erfüllt, ist das Gesuch bereits vor Aufnahme in die Warteliste abzuweisen. 16

211 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Vor dem Hintergrund, dass bereits heute viele Anlagen gebaut sind, ist die Frage zu klären, wie die zukünftige EIV-Warteliste abgebaut werden soll. Bei den grossen Anlagen ( 100 kw) hätte der Abbau nach erfolgter Inbetriebnahme zur Folge, dass während voraussichtlich zwei Jahren nur bereits realisierte Anlagen eine EIV erhalten würden. Somit käme dieser Markt während zwei Jahren fast zum Erliegen und neue Anlagen würden kaum gebaut. Deshalb werden künftig zwei EIV-Wartelisten geführt. Eine für die kleinen und eine für die grossen Photovoltaikanlagen. Für die Reihenfolge beider Wartelisten ist das Einreichedatum des Gesuchs massgebend, wobei jedoch das Gesuch für kleine Photovoltaikanlagen erst nach der Inbetriebnahme eingereicht werden kann (vgl. Art. 44). Um zu gewährleisten, dass sowohl kleine als auch grosse Anlagen in den Genuss der EIV kommen können, wird das BFE, wenn wieder Mittel zur Verfügung stehen, je ein Kontingent festlegen, im Umfang dessen Projekte auf den beiden Wartelisten berücksichtigt werden können. Es besteht jedoch weder für die kleinen noch für die grossen Photovoltaikanlagen ein absoluter Anspruch auf die Einmalvergütung. So sieht bereits Artikel 24 EnG vor, dass eine EIV nur in Anspruch genommen werden kann, sofern die Mittel reichen. 3. Abschnitt: Gesuchsverfahren für kleine Photovoltaikanlagen Kleine Anlagen sollen mit einem möglichst geringen administrativen Aufwand durch die EIV unterstützt werden können. Deshalb soll der Antrag für diese Anlagen erst nach der Inbetriebnahme erfolgen können (Art. 41). Dies hat zur Folge, dass die EIV sobald genügend Mittel zur Verfügung stehen von Anfang an definitiv festgesetzt werden kann. 4. Abschnitt: Gesuchsverfahren für grosse Photovoltaikanlagen Das Gesuch für grosse Anlagen kann im Gegensatz zum Gesuch für kleine Anlagen bereits gestellt werden, bevor die Anlage gebaut ist. Zunächst wird das Gesuch (Art. 43) eingereicht und von der Vollzugsstelle auf Vollständigkeit hin geprüft. Stehen nicht genügend Mittel zur Berücksichtigung zur Verfügung, wird das Gesuch gemäss Artikel 40 auf die Warteliste gesetzt. Stehen Mittel für die Berücksichtigung zur Verfügung und sind die Anspruchsvoraussetzungen aufgrund der im Gesuch gemachten Angaben voraussichtlich erfüllt, erfolgt die Gewährung der EIV für grosse Anlagen in einem zweistufigen Verfahren. Zunächst wird der gesuchstellenden Person die EIV dem Grundsatz nach zugesichert (Art. 44). Mit der Zusicherung dem Grundsatz nach setzt die Vollzugsstelle auch den Betrag fest, der nach Inbetriebnahme der Anlage höchstens ausbezahlt wird. Ist die Leistung nach der Inbetriebnahme grösser als im Gesuch angegeben, wird aus Gründen der Liquiditätsplanung und -sicherheit des Netzzuschlagsfonds trotzdem höchstens der in der Zusicherung dem Grundsatz nach festgesetzte Höchstbetrag ausbezahlt. Die Zusicherung dem Grundsatz nach bietet der gesuchstellenden Person Investitionssicherheit. Der festgesetzte Höchstbeitrag wird für sie bis zur Inbetriebnahme der Anlage reserviert. Hält die gesuchstellende Person die Fristen für die Inbetriebnahme und deren Meldung (Art. 45) ein, setzt die Vollzugsstelle die definitive Höhe der EIV anhand der beglaubigten Anlagedaten fest (Art. 46). Ausschlaggebend für die Höhe der EIV ist die tatsächliche Leistung der Anlage nach Inbetriebnahme. Da ein Gesuch aufgrund der langen Warteliste Jahre vor dessen Berücksichtigung eingereicht worden sein kann, soll vor der Zusicherung dem Grundsatz nach eine Möglichkeit bestehen, die angemeldete Leistung zu korrigieren. Eine entsprechende Meldepflicht ist in Artikel 43 Absatz 3 vorgesehen. Für die Projekte, die sich bereits bei Inkrafttreten dieser neuen Bestimmungen auf der Warteliste befinden, sollte die Vollzugsstelle bei allen Anlagen eine Leistungsabfrage vornehmen, bevor sie die EIV dem Grundsatz nach zusichert. Baut ein Gesuchsteller seine Anlage, bevor ihm die EIV dem Grundsatz nach zugesichert wurde, gibt ihm dies keinerlei Anspruch auf EIV. Stehen jedoch Mittel zur Verfügung und kann sein Antrag aufgrund des Einreichedatums des Gesuchs be- 17

212 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) rücksichtigt werden, wird die EIV direkt definitiv festgesetzt, sofern der Gesuchsteller der Vollzugsstelle die vollständige Inbetriebnahmemeldung eingereicht hat. Artikel 46 Absatz 3 präzisiert die Gründe aus denen eine Einmalvergütung verweigert wird. Dass dies bei Nichterfüllung der Anspruchsvoraussetzungen der Fall ist, ist an sich selbstverständlich. Zu den Anspruchsvoraussetzungen gehören genau genommen auch die fristgerechte Inbetriebnahme und die Beibehaltung des ursprünglichen Standorts, da es sich bei einer Standortänderung gar nicht mehr um die vom Gesuch erfasste Anlage handeln würde. Aufgrund der Erfahrungen aus dem bisherigen Vollzug und des Umstands, dass in einem beschränkten Ausmass nach bisherigem Recht Standortänderungen unter gewissen Voraussetzungen zulässig waren, wurden die Buchstaben b und c dennoch explizit aufgenommen. 5. Kapitel: Investitionsbeitrag für Wasserkraftanlagen 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art. 47 Erheblichkeit der Erweiterung oder Erneuerung Für die Definition der Erheblichkeit von Erweiterungen wird wegen der besseren Kontrollierbarkeit primär auf technische Kriterien abgestellt. Für Kriterien, die direkt zu einer Mehrproduktion dem primären Ziel der Investitionsbeiträge führen, werden die Schwellen eher tiefer angesetzt. Daneben weist aber auch eine höhere Steuerbarkeit der Produktion einen Wert auf. Die Schwellen werden hier jedoch etwas höher angesetzt. Projekte, bei denen die baulichen Massnahmen bei verschiedenen Kriterien eine Verbesserung zur Folge haben, die jedoch bei keinem der Kriterien nach den Buchstaben a bis d die Schwelle der Erheblichkeit erreichen, können in den meisten Fällen über die Schwelle der Steigerung der durchschnittlichen jährlichen Nettoproduktion (Abs. 1 Bst. e) die nötige Erheblichkeit erreichen und so den Zugang zu den Investitionsbeiträgen erlangen. Bei der Berechnung der Mehrproduktion werden Produktionsverluste aufgrund von behördlichen Auflagen (z.b. Restwasserabgaben oder Sanierung Wasserkraft) von der notwendigen Mehrproduktion abgezogen. Solche Produktionsverluste müssen also nicht durch eine zusätzliche Steigerung der Produktion kompensiert werden. Eine Erneuerung ist erheblich, wenn mindestens eine Hauptkomponente der Anlage durch vergleichbare Komponenten gemäss dem heutigen Stand der Technik ersetzt wird (Abs. 2 Bst. a). Um Bagatellprojekte zu verhindern, wird die Erheblichkeit in Buchstabe b zusätzlich über eine minimale Investition pro kwh der bisherigen Nettoproduktion definiert. Wird eines der Kriterien nach Absatz 1 erfüllt, handelt es sich automatisch um eine erhebliche Erweiterung, unabhängig davon, ob zusätzliche Bauteile errichtet oder lediglich bestehende Bauteile ersetzt werden. Art. 48 Ansätze Die gesetzlichen Maximalbeiträge betragen 60 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten für Wasserkraftanlagen mit einer Leistung bis zu 10 MW und 40 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten für Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW (Art. 26 EnG). Für erhebliche Erweiterungen von Anlagen mit einer Leistung von höchstens 10 MW wird dieser Höchstbeitrag auch auf Verordnungsstufe übernommen. Für erhebliche Erweiterungen und Neuanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW wird maximal 35 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten vergütet, damit möglichst viele Projekte gefördert werden können. Da im Rahmen der Energiestrategie mit dem Instrument der Investitionsbeiträge die Wasserkraftproduktion möglichst ausgebaut werden soll und Erneuerungen in der Regel nur eingeschränkt zum Ausbau beitragen, werden die maximalen Beiträge für erhebliche Erneuerungen auf 20 Prozent bei Grosswasserkraftanlagen und 40 Prozent bei Kleinwasserkraftanlagen festgelegt. Bei den Investitionsbeiträgen handelt es sich um ein schweizerisches Förderinstrument, das aus dem Netzzuschlag finanziert wird, den die Netzbetreiber auf die Endverbraucher in der Schweiz überwäl- 18

213 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) zen können. Daraus ergibt sich, dass die Investitionsbeiträge nur für Anlagen in der Schweiz ausgerichtet werden können. Bei Grenzwasserkraftanlagen wird der berechnete Investitionsbeitrag um den nicht schweizerischen Hoheitsanteil gekürzt. 2. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung von Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von höchstens 10 MW und Warteliste Die Berücksichtigung der Projekte für eine erhebliche Erweiterung oder Erneuerung von Kleinwasserkraftanlagen erfolgt nach dem Einreichedatum des Gesuchs. Können nicht alle am gleichen Tag eingereichten Gesuche berücksichtigt werden, so werden jene Projekte, die die grösste Mehrproduktion im Verhältnis zu den als Investitionsbetrag zu bezahlenden Mitteln aufweisen, zuerst berücksichtigt (Art. 49). Reichen die Mittel nicht für eine sofortige Berücksichtigung aus, wird eine Warteliste geführt (Art. 50). Wie bei den Photovoltaikanlagen werden auch bei den Kleinwasserkraftanlagen nur Projekte in die Warteliste aufgenommen, welche die Anspruchsvoraussetzungen voraussichtlich erfüllen. Ist bei einem Projekt bereits bei einer summarischen Prüfung des Gesuchs klar, dass die Anspruchsvoraussetzungen nicht erfüllt sind, wird das Gesuch bereits vor Aufnahme in die Warteliste abgewiesen. 3. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung von Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW Die gebündelte Verwendung der Mittel (Art. 51 Abs. 1), die Einführung von Stichtagen alle zwei Jahre (Art. 51 Abs. 2) und die Reihenfolge der Berücksichtigung (Art. 52) erlauben eine Priorisierung der Projekte nach Mehrproduktion (Neuanlagen und Erweiterungen werden vor Erneuerungen berücksichtigt) sowie nach der Fördereffizienz. Nach Verstreichen eines Stichtags werden sämtliche eingereichten Gesuche summarisch beurteilt und eingeteilt in Neuanlagen und Erweiterungen zum einen sowie Erneuerungen zum andern. Danach werden die Gesuche innerhalb der Neuanlagen und Erweiterungen entsprechend ihrer Fördereffizienz eingereiht. Davon werden sämtliche Gesuche berücksichtigt, die vollständig mit den für die Zweijahresperiode zur Verfügung stehenden Mitteln finanziert werden können, sowie das in der Reihenfolge nächste Projekt zur Realisierung einer Neuanlage oder Erweiterung, sofern mindestens 50 Prozent des diesem Projekt zu gewährenden Investitionsbeitrags aus den Mitteln der aktuellen Zweijahresperiode gedeckt werden kann. Für die letzte Periode werden nur Gesuche berücksichtigt, die vollständig mit den für diese Periode zur Verfügung stehenden Mitteln finanziert werden können. Können alle Gesuche um Investitionsbeiträge für Neuanlagen und Erweiterungen berücksichtigt werden und stehen danach noch Mittel zur Verfügung, so werden auch Projekte zur Realisierung einer Erneuerung entsprechend ihrer Fördereffizienz berücksichtigt. 4. Abschnitt: Gesuchsverfahren Art. 53 Gesuch Ein Gesuch darf erst gestellt werden, wenn eine rechtskräftige Baubewilligung vorliegt oder bei nicht bewilligungspflichtigen Projekten die Baureife nachgewiesen ist. Dadurch soll sichergestellt werden, dass nur solche Projekte unterstützt werden, die zeitnah und mit grosser Wahrscheinlichkeit realisiert werden. Gleichzeitig wird verhindert, dass Geld für nicht realisierbare Projekte blockiert bleibt. Ein weiterer Grund ist, dass erst bei baureifen Projekten Kostenschätzungen mit einer ausreichenden Genauigkeit für die Festsetzung des Investitionsbeitrags vorliegen. 19

214 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Art. 54 Zusicherung dem Grundsatz nach Erfüllt ein Projekt, für das Mittel zur Verfügung stehen, die Anspruchsvoraussetzungen, wird der Investitionsbeitrag auf der Basis der Gesuchsunterlagen dem Grundsatz nach zugesichert. Die Höhe des Investitionsbeitrags wird in Prozent der anrechenbaren Investitionskosten und als absoluter Höchstbetrag in Franken festgelegt. Als Obergrenze dienen zum einen die Höchstansätze gemäss Artikel 48 und zum anderen die für jedes Projekt im Einzelfall zu berechnenden nicht amortisierbaren Mehrkosten. Der tiefere dieser beiden Prozentsätze wird als Obergrenze für die Bestimmung des Investitionsbeitrags verwendet. Veränderungen bei den Investitionskosten sowie bei den Erlöserwartungen werden bei der Festsetzung der definitiven Höhe des Investitionsbeitrags nach der Realisierung der Anlage berücksichtigt, wobei der in der Grundsatzverfügung festgelegte Höchstbetrag (Bst. b) jedoch nicht überschritten werden darf. Die Festlegung eines solchen Höchstbetrags ist notwendig für die Liquiditätsplanung des Netzzuschlagsfonds. Art Diese vier Bestimmungen regeln die Meldepflichten der gesuchstellenden Person (inkl. Fristen und die Voraussetzungen einer Fristerstreckung) ab der Zusicherung dem Grundsatz nach. Art. 59 Definitive Festsetzung des Investitionsbeitrags Absatz 2 dieser Bestimmung sieht vor, dass die nicht amortisierbaren Mehrkosten im Zeitpunkt der definitiven Festsetzung des Investitionsbeitrags auf Basis der definitiven anrechenbaren Investitionskosten, der aktuellen Kosten für Wasserzinsen und der gemeldeten durchschnittlichen jährlichen Nettoproduktion neu berechnet werden. Ausschlaggebend bei der definitiven Festsetzung sind das Preisszenario und der kalkulatorische Zinssatz zum Zeitpunkt der Festsetzung dem Grundsatz nach. Art. 60 Gestaffelte Auszahlung des Investitionsbeitrags Mit der gestaffelten Auszahlung des Investitionsbeitrags wird dem Umstand Rechnung getragen, dass es sich bei Projekten zum Bau, zur Erweiterung oder zur Erneuerung von Wasserkraftanlagen um Projekte handelt, deren Umsetzung sich über mehrere Jahre hinzieht und deren durchschnittliche Nettoproduktion aufgrund des unter Umständen stark variierenden Wasserdargebots über eine Dauer von fünf Jahren festgelegt werden soll. Mit der gestaffelten Auszahlung kann dem Einzelfall Rechnung getragen werden. Der Zahlungsplan wird für jedes Projekt in der Zusicherung dem Grundsatz nach festgelegt. Bei kleineren Projekten wird die Auszahlung möglicherweise in weniger Tranchen erfolgen als bei grösseren Projekten. Wichtig ist, dass die erste Tranche frühestens bei Baubeginn und die letzte frühestens nach der definitiven Festsetzung des Investitionsbeitrags erfolgt, wobei bis zu diesem Zeitpunkt maximal 80 Prozent des in der Zusicherung dem Grundsatz nach festgesetzten Höchstbetrags ausbezahlt werden dürfen. Dieser Rückbehalt soll sicherstellen, dass möglichst selten bereits ausbezahlte Beträge zurückgefordert werden müssen, falls die Investitionskosten oder die nicht amortisierbaren Mehrkosten gegenüber den im Gesuch angegebenen kleiner ausfallen sollten. 20

215 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) 5. Abschnitt: Bemessungskriterien Art. 61 Anrechenbare Investitionskosten Im Grundsatz umfassen die anrechenbaren Investitionskosten alle Massnahmen, die betriebsnotwendig sind und effizient ausgeführt werden. Investitionen, die einen Zusatznutzen aufweisen (z.b. touristische Nutzung einer Seilbahn) sind nur anteilsmässig anrechenbar. Nicht anrechenbar sind insbesondere Heimfallverzichtsentschädigungen. Es sind nur einmalige Investitionskosten (keine Reinvestitionen) anrechenbar, die nachweisbar durch die Erstellung oder die erhebliche Erweiterung oder Erneuerung einer Wasserkraftanlage entstehen. Art. 62 Nicht anrechenbare Kosten Kosten für die Erstellung von Anlagenteilen, die entstehen, bevor der Investitionsbeitrag dem Grundsatz nach zugesichert wurde oder bevor der vorzeitige Baubeginn bewilligt wurde, trägt der Gesuchsteller vollumfänglich selbst. Sie sind für die Berechnung des Investitionsbeitrags nicht anrechenbar (Bst. a). Diese Regelung ist deutlich milder als die Regelung in Artikel 26 Absatz 3 SuG, wonach in einem solchen Fall gar keine Leistungen gewährt werden. Nicht erfasst werden mit dieser Bestimmung die Planungskosten; diese fallen von Natur aus an, bevor eine Anlage als baureif gilt und damit auch bevor das Gesuch um Investitionsbeitrag überhaupt eingereicht werden kann. Kosten die der Gesuchsteller nicht selbst zu tragen hat, sind ebenfalls nicht anrechenbar (Bst. b). Wasserkraftanlagen, die Sanierungsmassnahmen gemäss Artikel 83a des Gewässerschutzgesetzes vom 24. Januar 1991 (GSchG, SR ) oder Artikel 10 des Bundesgesetzes über die Fischerei (BGF, SR 923.0) vornehmen müssen, müssen die Entschädigung nach Gewässerschutz- und Fischereigesetzgebung gemäss Art. 34 EnG zuerst beantragen. Die Kosten, die für diese Massnahmen anfallen sind nicht als Investitionskosten für die Berechnung des Investitionsbeitrags anrechenbar. Art. 63 Nicht amortisierbare Mehrkosten Die nicht amortisierbaren Mehrkosten (NAM) ergeben sich gemäss Artikel 29 Absatz 2 EnG aus der Differenz zwischen den kapitalisierten Gestehungskosten für die Elektrizitätsproduktion und dem erzielbaren kapitalisierten Marktpreis. Der Gesetzeswortlaut ist hier unpräzise, da man zur Berechnung der Investitionsbeiträge naturgemäss eine Investitionsrechnung und nicht eine Kostenrechnung machen muss. Deswegen wird an dieser Stelle präzisiert, dass die NAM dem Nettobarwert aller anrechenbaren Geldabflüsse und aller anzurechnenden Geldzuflüsse entspricht. Damit wird klargestellt, dass im Vollzug die Bewertung der Projekte anhand der Discounted Cash Flow-Methode (DCF-Methode) durchgeführt wird. Aus der Verrechnung der jährlichen Geldzuflüsse und Geldabflüsse ergeben sich jährliche, freie Cash-Flows (FCF) vor Zinsen und nach Steuern. Diese werden mit dem jährlich zu bestimmenden Nach-Steuer-WACC diskontiert und zum Nettobarwert aufsummiert (vgl. Graphik). Positive, diskontierte Free Cash Flows über Laufzeit t 1 -t n NAM* Investition t 0 * NAM = Nicht amortisierbare Mehrkosten 21

216 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) In der Praxis ist die Verwendung der DCF-Methode Standard. Entsprechend wird mit dem Wortlaut dieses Artikels die vom Gesetzgeber angedachte Umsetzung im Vollzug präzisiert. Bei Neuanlagen erfolgt die Berechnung nach obigem Schema. Bei Erweiterungen werden Geldzuflüsse und Geldabflüsse der bestehenden Anlage nicht berücksichtigt. Es werden einzig die aus dem Erweiterungsprojekt resultierenden Geldzuflüsse und Geldabflüsse berücksichtigt. Bei Erneuerungen wird davon ausgegangen, dass ein Weiterbetrieb ohne die Erneuerung nicht möglich ist. Deshalb werden der Erneuerungsinvestition in der NAM-Berechnung die erzielbaren Geldzuflüsse aus der gesamten Nettoproduktion der Anlage über die aufgrund der Erneuerung erreichte verbleibende Nutzungsdauer gegenübergestellt. Mit dieser Regelung dürften Erneuerungsprojekte in der Praxis kaum NAM aufweisen und deshalb auch kaum Investitionsbeiträge erhalten. Dies ist allerdings bewusst so gewählt. Zum einen soll mit den Investitionsbeiträgen ein Zubau der Wasserkraft (neue GWh; neue Speichermöglichkeiten und damit mehr GWh in den höherwertigen Winterstunden) erreicht werden und zum andern profitiert die bestehende Wasserkraft während fünf Jahren von der Marktprämie und kann so ihren Reinvestitionsbedarf zu einem grossen Teil decken. Art. 64 Anrechenbare Geldabflüsse Grundsätzlich können alle zur Erstellung und zum Betrieb einer Wasserkraftanlage über ihre Konzessionsdauer zu erwartenden Kosten angerechnet werden. Für einzelne Kostenarten wurden zur Sicherstellung eines rationellen Vollzugs spezielle Regelungen erarbeitet. Wiederkehrende Kosten sind nicht als anrechenbare Kosten für die Bestimmung der Höhe der Investition anrechenbar. Jedoch sind die wiederkehrenden Kosten relevant für die Bestimmung der anrechenbaren Geldabflüsse. Diese sind ihrerseits für die Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten von Bedeutung. Als Betriebskosten sind pauschal 2 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten anrechenbar. Die Ersatzinvestitionen umfassen Anlagenteile, deren Nutzungsdauer kürzer ist als die verbleibende Konzessionsdauer der gesamten Anlage, weshalb sie vor deren Ablauf ersetzt werden müssen. Kosten für solche Ersatzinvestitionen können als Geldabflüsse angerechnet werden, nicht jedoch als anrechenbare Investitionskosten. Die weiteren anrechenbaren Geldabflüsse umfassen auch Abgaben, welche effektiv geschuldet sind (wie Konzessionsabgaben oder Gratis- und Vorzugsenergie), sowie die nach kantonalem Recht effektiv zu bezahlenden Wasserzinsen. Vermarktungs- und Dispositionskosten entstehen, wenn die Energie gesteuert z.b. in Hochpreiszeiten verkauft werden soll oder durch die Teilnahme am Systemdienstleistungsmarkt (SDL-Markt). Demgegenüber können höhere Energiepreise oder SDL-Erlöse erzielt werden. Für eine konsistente Berechnung müssen sowohl die Kosten als auch die Erlöse entweder eingerechnet oder ausgeschlossen werden. Die Ausrichtung eines Investitionsbeitrags soll den Kraftwerken einen rentablen Betrieb ermöglichen. Mit zusätzlichem Aufwand sollen sie zusätzliche Erlöse erzielen können. Zudem sind insbesondere SDL-Erträge schwierig vorauszusagen. Deshalb sollen weder Vermarktungs- und Dispositionskosten noch allfällige SDL-Erträge eingerechnet werden können. Die direkten Steuern werden kalkulatorisch berechnet. Die Berechnung der kalkulatorischen Steuern erfolgt als Produkt eines einheitlichen, für die gesamte Schweiz repräsentativen und vom BFE festgelegten, kalkulatorischen Steuersatzes und des erwarteten zukünftigen Gewinns. Art. 65 Anzurechnende Geldzuflüsse Den Kraftwerksbetreibern wird als Grundlage für die Bestimmung der anzurechnenden Geldzuflüsse ein vom BFE erarbeitetes und jährlich aktualisiertes Preisszenario mit stündlicher Auflösung zur Verfügung gestellt, das für die Bestimmung der Erlöse verwendet werden muss. Damit wird sichergestellt, dass die einzelnen Kraftwerksprojekte bei der Beurteilung vergleichbar sind. Dieses Preisszenario ba- 22

217 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) siert auf einem branchenüblichen Fundamentalmodell und berücksichtigt am kurzen Ende die aktuellen Terminpreise. Zur Bestimmung der Markterlöse kann der Antragsteller seine eigenen Kraftwerksoptimierungsmodelle verwenden, sofern er dies will. Die Erlöse von gebundenen Kunden (Grundversorgung) werden nicht berücksichtigt, da aus heutiger Sicht nicht bestimmt werden kann, wie lange die Grundversorgung (in der heutigen Form, also mit Gestehungskosten ) noch bestehen bleibt. Allerdings wird damit auch klar, dass ein Betreiber, der Investitionsbeiträge erhält, diesen finanziellen Vorteil über reduzierte Gestehungskosten an Endverbraucher in der Grundversorgung weitergeben muss, wenn die Energie dort abgesetzt wird. Für die Bestimmung der tatsächlichen Geldflüsse sind die anzurechnenden Geldzuflüsse für jedes Jahr der verbleibenden Konzessionsdauer zu berechnen. Im Zusammenhang mit Restwerten am Ende der Konzessionsdauer geht das BFE davon aus, dass Restwertentschädigungsvereinbarungen mit Gemeinden und Kantonen bestehen, weshalb die am Konzessionsende noch bestehende Restwerte als Geldzuflüsse zu berücksichtigen sind. Da die Produktion von Grosswasserkraftanlagen in der Regel steuerbar ist, sind die anzurechnenden Geldzuflüsse bei diesen Anlagen gestützt auf ein wirtschaftlich optimiertes Produktionsprofil zu ermitteln. Art. 66 Kalkulatorischer Zinssatz Die jährliche Berechnung und Veröffentlichung erfolgt grundsätzlich gleich wie diejenige des kalkulatorischen Zinssatzes nach Artikel 13 in Verbindung mit Anhang 1 StromVV. Da sich die Risiken von Investitionen in Stromnetze und in Anlagen zur Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Wasserkraft, Biomasse) unterscheiden, sind in einigen Punkten Abweichungen notwendig. Diese Abweichungen sind im Anhang 3 geregelt. 6. Kapitel: Investitionsbeitrag für Biomasseanlagen 1. Abschnitt: Anspruchsvoraussetzungen Art. 67 Begriffe Holzkraftwerke von regionaler Bedeutung sind Holzkraftwerke, die den regionalen Energiebedarf an Elektrizität und Wärme nicht übersteigen. Art. 68 Erheblichkeit der Erweiterung oder Erneuerung Da Erneuerungen oft keine oder nur eine geringe Produktionssteigerung zur Folge haben, soll die Erheblichkeit einer Erneuerung bei Biomasseanlagen nicht wie bei einer Erweiterung über die Steigerung der Elektrizitätserzeugung definiert werden. Eine Erneuerung ist vielmehr erheblich, wenn die anrechenbaren Investitionskosten die in Absatz 2 festgesetzten Beträge erreicht. Bei ARA sind, je nach Grösse der Anlage (kleiner oder grösser als 50'000 Einwohnerwerte), zwei unterschiedliche Beträge definiert. Art. 69 Energetische Mindestanforderungen Da die Erheblichkeit einer Erneuerung über Mindestbeträge der anrechenbaren Investitionskosten und nicht über eine Produktionssteigerung definiert wird, sorgt Absatz 2 dafür, dass eine Anlage nach einer Erneuerung nicht weniger Elektrizität produzieren darf als vorher. 2. Abschnitt: Ansätze Art. 70 Ansätze für die Investitionsbeiträge Der in Artikel 27 EnG vorgesehene Maximalbeitragssatz von 20 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten wird auf Verordnungsstufe übernommen. Im Gegensatz zu den Wasserkraftanlagen wird bei den Biomasseanlagen der Maximalbeitragssatz für Erneuerungen nicht tiefer festgesetzt, da der 23

218 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Höchstbeitragssatz für Biomasseanlagen bereits auf Gesetzesstufe viel tiefer angesetzt ist und sich eine weitere Reduktion des Höchstbeitragssatzes nicht rechtfertigen würde. Art. 71 Höchstbeitrag Bei KVA und ARA wurden die anrechenbaren Investitionskosten relativ eng um die Elektrizität erzeugenden Teile gezogen. Bei Holzkraftwerken von regionaler Bedeutung wurden die anrechenbaren Investitionskosten relativ eng um die Gesamtanlage festgelegt. Die so definierten engen Systemgrenzen sind in den Nutzungsdauertabellen wiedererkennbar. Gemäss Studien und Daten aus der KEV sind so die maximalen Investitionen relativ gut abschätzbar. Die maximalen anrechenbaren Investitionskosten wurden mit den Maximalbeitragssätzen festgelegt. Der Höchstbeitrag erlaubt eine relativ genaue Budgetierung. 3. Abschnitt: Reihenfolge der Berücksichtigung und Warteliste Die Berücksichtigung der Projekte erfolgt nach dem Einreichedatum des Gesuchs. Können nicht alle am gleichen Tag eingereichten Gesuche berücksichtigt werden, so werden jene Projekte, die die grösste Mehrproduktion an Elektrizität im Verhältnis zu den als Investitionsbeitrag zu bezahlenden Mitteln aufweisen, zuerst berücksichtigt (Art. 72). Reichen die Mittel nicht für eine sofortige Berücksichtigung aus, wird eine Warteliste geführt (Art. 73). Wie bei den Photovoltaikanlagen werden auch bei den Biomasseanlagen nur Projekte in die Warteliste aufgenommen, welche die Anspruchsvoraussetzungen voraussichtlich erfüllen. Ist bei einem Projekt bereits bei einer summarischen Prüfung des Antrags klar, dass die Anspruchsvoraussetzungen offensichtlich nicht erfüllt sind, wird der Antrag bereits vor Aufnahme in die Warteliste abgewiesen. 4. Abschnitt: Gesuchsverfahren Das Gesuchsverfahren ist im Grossen und Ganzen gleich ausgestaltet wie dasjenige für die Gewährung von Investitionsbeiträgen für Wasserkraftanlagen. Deshalb wird hier grundsätzlich auf die Kommentierungen zu diesen Bestimmungen verwiesen und nur auf allfällige Abweichungen näher eingegangen. KVA, ARA und Holzkraftwerke von regionaler Bedeutung sind weniger witterungsabhängig als Wasserkraftanlagen und auch weniger steuerbar als grosse Wasserkraftanlagen. Deshalb wird bei den Biomasseanlagen allein auf die Nettoproduktion des ersten vollen Betriebsjahres abgestellt, anstatt auf die durchschnittliche Nettoproduktion der ersten fünf vollen Betriebsjahre. 5. Abschnitt: Bemessungskriterien Auch die Bemessungskriterien sind grösstenteils gleich geregelt wie bei den Investitionsbeiträgen für Wasserkraftanlagen. Es wird deshalb grundsätzlich auf die dortigen Ausführungen verwiesen. Artikel 81 hält fest, dass nur Kosten anrechenbar sind, die in direktem Zusammenhang mit den für die Elektrizitätsproduktion notwendigen Teilen der Anlage anfallen. Einen Anhaltspunkt dafür, welche Teile darunter fallen, bieten die Nutzungsdauertabellen im Anhang 2.3. Da die Elektrizitätserzeugung nicht der einzige und bei KVA und ARA auch nicht der primäre Zweck ist, wird in Artikel 82 zur Verdeutlichung der Abgrenzung von den übrigen Zwecken der Anlagen explizit erwähnt, dass Kosten für Anlagenteile zur thermischen Behandlung von Abfällen, zur Behandlung von Abwässern, zur Aufbereitung von Brennstoffen oder für den Betrieb eines Fernwärmenetzes nicht anrechenbar sind. Für die Berechnung der anrechenbaren Geldabflüsse von KVA und ARA werden die direkten Steuern nicht berücksichtigt, zumal eine Abgrenzung der für die Elektrizitätserzeugung notwendigen Anlagenteile und der im Verhältnis zur Gesamtrechnung des Unternehmens darauf entfallenden Steuern nicht mit vernünftigem Aufwand umsetzbar wären. Weitere Kosten, wie sie in Artikel 64 Absatz 1 Bst. d und e für Wasserkraftanlagen vorgesehen sind, werden bei KVA und ARA ebenfalls nicht berücksichtigt. 24

219 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Bei Holzkraftwerken von regionaler Bedeutung hingegen werden sowohl die (kalkulatorisch berechneten) direkten Steuern als auch die Energiekosten als wiederkehrende Kosten berücksichtigt. Erlöse aus dem Wärmeverkauf sind jedoch abzuziehen (Art. 84). Da bei Biomasseanlagen im Gegensatz zu Wasserkraftanlagen keine Konzessionsdauer zur Bestimmung der Berechnungsdauer herbeigezogen werden kann, bezweckt Art. 87 eine einfache und eindeutige Festlegung der verbleibenden Nutzungsdauer. 7. Kapitel: Marktprämie für Elektrizität aus Grosswasserkraftanlagen 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art. 88 Einzelheiten zur Anspruchsberechtigung In den Absätzen 1 und 2 wird genauer ausgeführt, was unter dem gesetzlichen 10MW-Anlagebegriff zu verstehen ist. Nebst Einzelanlagen sind auch Anlagegruppen zugelassen, die die Mindestleistung (Bruttoleistung) insgesamt aufweisen (hier braucht es eine Klärung auf Stufe EnFV, weil das Gesetz die Frage nicht beantwortet bzw. eine Lücke enthält). Damit eine solche Gruppe gegeben ist, müssen aber gewisse Kriterien erfüllt sein. Vier Kraftwerke mit je 3 MW Leistung bilden noch nicht per se einen solchen Verbund: Wenn eines der Kraftwerke mit den übrigen hydraulisch nicht verbunden ist, verfügt die übrige, intern verbundene Dreier-Gruppe nur über 9 MW, so dass für die Marktprämie von zwei Anlagen auszugehen ist: 1) Dreier-Gruppe und 2) Einzelanlage. Nicht per se schädlich für den Verbund ist hingegen, wenn eine seiner Anlagen im Einspeisevergütungssystem ist (Abs. 2). Erreicht ein Verbund jedoch genau nur wegen einer solchen Anlage die 10-MW-Schwelle, so soll er nicht allein so die Prämienberechtigung erlangen (keine Doppelförderung). Selbstverständlich sind mit Einspeisevergütungssystem-Einzelanlage mehrere solche Anlagen sowie altrechtliche KEV-Anlagen mitgemeint. Ist die 10-MW-Schwelle aber ohnehin, d.h. auch ohne die Einzelanlage im Einspeisevergütungssystem, überschritten, wäre es nicht fair, wenn der ganze Verbund aus der Prämie rausfiele. Die relativ guten bzw. garantierten Erträge der Anlage im Einspeisevergütungssystem sind freilich bei den Erlösen zu berücksichtigen (Art. 89 Abs. 5). Wegen dieser Einrechnung kann es beim Prämienanspruch am Kriterium der insgesamt nicht gedeckten Gestehungskosten scheitern. Selbstverständlich und daher in Gesetz und Verordnung nicht erwähnenswert ist sodann, dass die Marktprämie nur für Anlagen in der Schweiz und damit für Schweizer Grosswasserkraft-Strom in Frage kommt. Bei Grenzkraftwerken kann also nur der Schweizer Hoheitsanteil in die Marktprämie kommen. Vorbemerkung zu Abs. 3 und 4: Die Anspruchsberechtigung ist mit einer dreistufigen Kaskade im Gesetz geregelt (Art. 30 Abs. 2 EnG). Durchgängiges Prinzip für die Anspruchsberechtigung ist, dass die Marktprämie demjenigen Akteur zugutekommt, der das Risiko nicht gedeckter Gestehungskosten trägt. Marktprämienberechtigt (für eine bestimmte Menge Strom) ist immer nur einer dieser Akteure und nie mehrere parallel. Gemäss Kaskade sind in erster Linie die Betreiber selbst anspruchsberechtigt, in zweiter Linie die Eigner bzw. Aktionäre, namentlich bei Partnerwerken, und in dritter Linie Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU), die via entsprechende Strombezugsverträge das erwähnte Risiko tragen müssen (bei einem Eigner kann es sich natürlich auch um ein EVU handeln). Beim Eigner (2. Glied) und beim EVU (3. Glied) geht die Anspruchsberechtigung also entlang der Kaskade mit einer Risikoverschiebung einher (Art. 30 Abs. 2 EnG: müssen nicht die Betreiber selbst das Risiko [ ] tragen, sondern ihre Eigner ). Diese Risikoverschiebung ist kein Automatismus, der jedwedes wertende Element obsolet macht. Es gibt eine gewisse Unschärfe, weshalb der Bundesrat im Sinne des gesetzgeberischen Willens (Hilfe, da wo Not ist; Missbrauchsbekämpfung) so Leitplanken setzen kann, dass die Gesuchsteller nicht völlig frei und extensiv selbst definieren können, was eine solche Risikoverschiebung ist bzw. dass sie nicht neu solche Verschiebungen produzieren (weil der fragliche Wasserkraft-Strom, wenn er im Portfolio des A statt des B ist, mehr Marktprämie generiert). Dass 25

220 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) der jeweils ein Glied weiter vorne liegende Akteur die Risikoverschiebung bestätigen muss (vgl. Art. 30 Abs. 2 EnG), heisst nicht, dass er die Risikoverschiebung selber definiert; die Bestätigung dient nur dazu, Klarheit zu schaffen, wer innerhalb der Kaskade anspruchsberechtigt ist bzw. zu verhindern, dass es vor dem BFE zwischen den Playern in der Kaskade zu Streit darüber kommt, wer anspruchsberechtigt ist (vgl. Vorschlag und Erläuterungen der Verwaltung vom 5. April 2016 [Anhang]); den Rahmen, was eine Risikoverschiebung ist, setzen aber die Vorgaben von EnG und EnFV. Im Sinne der Marktprämie kann nur sein, wenn gegebene und nicht neu, eigens mit Blick auf die Marktprämie geschaffene Risikoverschiebungen berücksichtigt werden. Die Akteure sollen die Verhältnisse nicht mittels neuer Verträge kurzfristig ändern, um in den Genuss der Marktprämie zu kommen; solche Konstrukte entsprechen nicht Sinn und Zweck der Marktprämie (AB 2016 N 1248, Müller-Altermatt). Der Bundesrat erklärt daher gewisse Vertragskonstrukte für unbeachtlich, wobei Vertrag nicht eng zu verstehen ist; es können z.b. auch Abmachungen sein, die aus dem Konzern- oder Beteiligungsverhältnis herrühren. Der Bundesrat regelt zuerst (Abs. 2) anders als die Reihenfolge des EnG den Übergang vom 2. zum 3. Glied (Eigner/EVU) und erst dann denjenigen vom 1. zum 2. Glied (Betreiber/Eigner). In Absatz 3 wird für kurz- und mittelfristige bzw. erst vor kurzem geschlossene Verträge stipuliert, dass keine Risikotragung bzw. Risikoverschiebung, wie sie das EnG verlangt, vorliegt ( das Risiko liegt nicht anstelle des Eigners beim EVU ). Bei so kurzlebigen Konstrukten kann nicht von Risiko gesprochen werden. Stichtag ist der 1. Januar 2016, weil ab November 2015 im Parlament bzw. in der UREK absehbar wurde, dass das Marktprämienmodell kommt. Kurz- und mittelfristig sind keine starren Grössen, i.d.r. dürfte aber z.b., was unter drei Jahren ist, als kurz, und, was bis zu fünf Jahren (=Dauer der Marktprämie) ist, als mittelfristig gelten. In diesen Fällen besteht für das EVU somit keine Anspruchsberechtigung, vielmehr verbleibt diese in der Kaskade eine Stufe höher, also beim Eigner. Dieser ist freilich nicht automatisch anspruchsberechtigt, sondern nur wenn bei ihm die Anspruchsvoraussetzungen erfüllt sind. Verträge, die nach dem 1. Januar 2016 und nur mit Blick auf die Marktprämie eingegangen wurden, können rückgängig gemacht werden (da angesichts der Regelung von Art. 88 EnFV zwecklos). Beruht das Tragenmüssen nicht gedeckter Gestehungskosten bei Eignern (2. Glied) auf solchen Verträgen (Vertrag Eigner/Betreiber), was auch vorkommen kann, so gilt gemäss Absatz 4 das Gleiche ( Abs. 3 gilt sinngemäss ). Die Marktprämie entfällt mithin für diese Eigner, und die Berechtigung verbleibt grundsätzlich beim Betreiber. Gemeint sind in Absatz 3 Strombezugsverträge und nicht irgendwelche andere Verträge im Zusammenhang mit Grosswasserkraftanlagen. Werden also nach dem 1. Januar 2016 z.b. die Kraftwerke selbst verkauft, fällt ein solcher Vorgang nicht unter Absatz 3. Für solche Kraftwerke kann sofern alle gesetzlichen Anforderungen erfüllt sind die Marktprämie sehr wohl beansprucht werden. Insofern ist auch möglich, dass ein Kraftwerk oder eine Beteiligung daran ins Ausland verkauft wird, so dass die Marktprämie an Berechtigte im Ausland ausbezahlt werden muss. Art. 89 Markterlös Was die Festlegung der anrechenbaren Erlöse und Kosten betrifft, kommt dem Bundesrat ein grosser Spielraum zu. Er nutzt diesen im Sinne einer grob vereinfachenden Lösung, sowohl erlös- (Art. 89) wie auch kostenseitig (Art. 90). Idealerweise würde man zwar effektive Werte heranziehen, das ist aber praktisch nicht zu bewerkstelligen, u.a. da ein kraftwerkscharfes Eruieren der Erlöse kaum mehr möglich ist, erstens weil diverse Märkte relevant sind (Endverbraucher im freien Markt, Spotmarkt Schweiz [Day-Ahead/Intraday], Terminmarkt Schweiz, Europäische Märkte, Regelenergie) und zweitens weil die Akteure innerhalb des gesamten Portfolios optimieren. Konkret werden erlösseitig nur die reinen Elektrizitätslieferungen berücksichtigt (Wortlaut: am Markt ); interne Erlöse, gegenüber einer Betriebssparte Handel, gehören selbstredend nicht dazu. Nicht berücksichtigt werden hingegen z.b. Erträge für Systemdienstleistungen oder Herkunftsnachweise. Für 26

221 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) den Markterlös wird für alle Prämienberechtigten fix auf den Marktpreis abgestellt (Abs. 3), unabhängig davon, wo der Strom konkret gehandelt wurde. Auch für ausserbörslich gehandelte Elektrizität braucht es einen fixen Wert. Das war dem Gesetzgeber wichtig (Art. 30 Abs. 4 Bst. a EnG), ansonsten die Involvierten tricksen könnten, mit künstlich tiefen Preisen, und so höhere Marktprämien erhielten. Der Bundesrat nimmt für diesen OTC-Handel zur Vereinfachung den gleichen Marktpreis wie für den an der Börse gehandelten Strom. Als Marktpreis werden die stundenscharfen Spotmarkpreise für das Marktgebiet Schweiz (Swissix), die in Euro denominiert sind, verwendet. Abgestellt wird auf einen Umrechnungs-Monats-Kurs Euro-Franken, wofür das BFE den entsprechenden, von der Nationalbank ermittelten Kurs heranziehen wird. Absatz 2 stipuliert zunächst die stets anwendbare Grundregel: das Abstellen auf das mit einer Anlage effektiv gefahrene stündliche Profil. Für Partnerwerke wird sodann klargestellt, dass es eine Aufteilung des ermittelten Profils (entweder für eine Einzelanlage oder einen Verbund) auf die Partner gibt, und zwar nach deren Beteiligungsquote am Kraftwerk ( anteilmässig ). Die Absätze 4 und 5 verhindern Doppelförderungen. Erhält jemand für die Anlage, für die er die Marktprämie beansprucht, auch einen Investitionsbeitrag (Art. 24 Abs. 1 Bst. b EnG), so ist dieser anteilig anzurechnen. Der Beitrag, der in drei Tranchen ausbezahlt wird, ist rechnerisch auf die ganze Nutzungsdauer zu verteilen (linear) und dann ist davon eine Jahresscheibe die Marktprämie bestimmt sich ja jeweils für ein Jahr bei der Marktprämie als Erlös einzurechnen. Bei Anlagen im Einspeisevergütungssystem als Teil eines Verbunds (Art. 93 Abs. 2 e contrario) wird nicht auf den Börsenpreis abgestellt (ebensowenig bei der KEV), sondern anteilmässig, d.h. entsprechend dem Anteil der Anlage am Verbund, auf die entsprechende Einspeisevergütung (Art. 21 Abs. 3 EnG); bei der KEV ist es der jeweilige Vergütungssatz. Art. 90 Gestehungs- und andere Kosten Im Gegenzug zur Vereinfachung bei den Erlösen werden auch kostenseitig tatsächliche Kostenposten ausgeblendet, so z.b. die overhead-kosten (= gesamtbetriebliche Leistungen [Verwaltungs- und Vertriebsgemeinkosten]). Die Weglassungen auf beiden Seiten halten sich in etwa die Waage. Das Hauptkriterium für die Anrechenbarkeit ist, dass etwas für eine effiziente Produktion unmittelbar nötig ist, wobei die EnFV keine Beispiele nennt; eine Richtlinie wird dies konkretisieren (Abs. 3). An sich soll eine Orientierung an dem erfolgen, was die Eidgenössische Elektrizitätskommission (ElCom) im Rahmen des StromVG unter dem Titel Gestehungskosten zulässt, für die Marktprämie relevant ist also z.b. die eigentliche Stromerzeugung oder damit verbundene Lohnkosten. Jedoch gibt es auch Abweichungen zum Gestehungskostenbegriff nach StromVG. Diese Abweichungen stehen direkt in der EnFV, z.b. betreffend overhead- oder Kapitalkosten (vgl. sogleich). Dieser Marktprämien-spezifische Gestehungskostenbegriff soll denjenigen nach StromVG nicht beeinflussen bzw. keine Rückkoppelungen auf ihn entfalten. Was in Art. 90 speziell erwähnt ist (Abs. 1 Bst. a-c), sind Sonderfälle, deren Zuordnung zu den Gestehungskosten nicht ganz eindeutig ist. Nebst dem Wasserzins ist z.b. die sog. Gratisenergie erfasst (Bst. b), also die Pflicht eines Konzessionärs, dem betreffenden Gemeinwesen Strom gratis oder vergünstigt abzugeben, z.b. für die öffentliche Beleuchtung. Gewinnsteuern sollen ebenso anrechenbar sein, aber nur insofern, als sie einem tatsächlich anfallenden Gewinnen entsprechen. Nicht anrechenbar sind Steuern im folgenden häufigen Fall: Ein Kraftwerk, dessen Eigner im Unterland sind, muss fix, aufgrund einer entsprechenden Abmachung, am Ort des Kraftwerks auch dann Gewinnsteuern zahlen, wenn dort gar kein Gewinn resultiert. So wird u.a. erreicht, dass das örtliche Gemeinwesen via die Steuern stets etwas vom Kraftwerk hat. Abs. 2: Ebenfalls zu den Gestehungskosten gehören die Kapitalkosten. Sie folgen einem kalkulatorischen Ansatz via einen WACC (Art. 66; Anhang 3). Dividenden sind als Eigenkapitalverzinsung vom WACC abgedeckt und daher nicht separat zu berücksichtigen. Natürlich können sie also nicht (auch noch) als Betriebskosten anrechenbar sein (unter Abs. 1). Beim WACC nach EnFV sind bestimmte Parameter abweichend von der Regelung nach StromVV festgelegt. Was die Abschreibungen betrifft, 27

222 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) so soll für jede Anlage die bisherige Abschreibungspraxis weiter zur Anwendung kommen (und also nicht z.b. zwingend eine lineare Abschreibung), weshalb darüber mit dem Gesuch Auskunft zu geben ist (Art. 94 Abs. 2 Bst. e). Gemeint sind die ordentlichen Abschreibungen und die Praxis der betroffenen Akteure, also jener, in deren Büchern die Anlage ist, also in allererster Linie die Betreiber. Sondereffekte bzw. Sonderabschreibungen sollen ausbleiben bzw. für die Marktprämie ignoriert werden. Änderungen bei der Abschreibepraxis (und deren Berücksichtigung) sind freilich nicht ausgeschlossen (darum die Relativierung mit dem Wort grundsätzlich ). Sie sollen aber nicht marktprämien-motiviert sein, sondern müssen aus anderen, übergeordneten Gründen erfolgen, um berücksichtigbar sein zu können. Verlangt ist auch eine einheitliche Praxis pro Anlage, d.h. das BFE kann dies verlangen; der EnFV-Text spricht denn auch von bisheriger Praxis für die jeweilige Anlage. Beantragen z.b. mehrere Gesuchsteller für Strom aus der gleichen Anlage die Marktprämie, so ist die einheitliche Abschreibemethodik der Gesellschaft, die das Partnerwerk betreibt und eine Buchhaltung führt, massgebend. 2. Abschnitt: Marktprämie und Grundversorgung Art. 91 Grundversorgungsabzug Das Marktprämienmodell enthält zwei Unterstützungselemente, nebst der Marktprämie auch das Recht, den Strom nach dem Prinzip Wasserkraftstrom zuerst in die Grundversorgung in der Grundversorgung abzusetzen, und zwar zu vollen Gestehungskosten (Art. 31 Abs. 3 EnG). Mit dem unrentablen Grosswasserkraftstrom, der so prioritär in die Grundversorgung gelangt, wird der Topf des Netzzuschlags, der für die Marktprämie zur Verfügung steht, entsprechend entlastet. Der Abzug ist nur ein hypothetischer bzw. rechnerischer, was den EVUs bei ihrer Angebotspalette grosse Flexibilität belässt. Das Recht zum Einbringen in die Grundversorgung zu Gestehungskosten stellt (als Teil des Marktprämienmodells) eine befristete Sonderregelung zur Durchschnittspreismethode, wie sie gemäss einem Urteil des Bundesgerichts vom Sommer 2016 zum StromVG gilt (AB 2016 N 1248, Müller-Altermatt; vgl. allerdings auch die jüngste Parlamentsdebatte zur betreffenden StromVG-Regelung). Das Grundversorgungs-Einbrinungsrecht ist ein sich akzessorisch aus der Marktprämie ergebendes, aber kein selbständiges Recht. An dieser Akzessorietät ändert auch Art. 31 Abs. 3 i.f. EnG nichts, wonach den Grosswasserkraft-Strom in die Grundversorgung schieben darf, wer die Marktprämie nicht erhält. Letzteres Recht besteht nur, wenn es genau wegen des Grundversorgungsabzugs keine Marktprämie gibt. Es geht mit dem Passus also um Fälle, in denen sich das Prinzip Wasserkraftstrom zuerst in der Grundversorgung realisiert und deswegen gar kein Grosswasserkraft-Strom verbleibt, der in die Marktprämie kommen kann. Abs. 1: Der Grundversorgungsabzug richtet sich nach dem Grundversorgungspotenzial, also der gesamten, in der Grundversorgung verkaufen Menge Strom, egal, aus welcher Herkunft. Um wessen Potenzial es genau geht, regelt angesichts der vielgestaltigen Organisationsformen Artikel

223 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Mit Absatz 2 wird umgesetzt, was im Gesetz als Korrektiv zugunsten von anderem Strom aus erneuerbaren Energien (übrige Wasserkraft oder z.b. Biomasse) in der Grundversorgung vorgesehen ist (Art. 31 Abs. 2 EnG). Die Menge Erneuerbaren-Stroms dieses Korrektivs kann man (verkürzt) Erneuerbaren-Menge nennen. Die Rechnung geht wie folgt: Von der an sich marktprämien-berechtigenden Menge Grosswasserkraftstrom (120 GWh) ist als Grundversorgungsabzug das Total Strom, das der Berechtigte in der Grundversorgung verkaufen könnte (75 GWh), abzuziehen. Da der Berechtigte aber noch anderen Strom aus erneuerbaren Energien in seiner Grundversorgung hat (Erneuerbaren-Menge =10 GWh), gibt es einen bereinigten Abzug (75-10=65 GWh). Damit besteht das Recht auf Marktprämie für 55 GWh ( GWh). Ohne das Korrektiv gäbe es die Marktprämie nur für 45 GWh ( GWh). Ohne dieses Korrektiv wäre faktisch gezwungen, auf die Marktprämie zu verzichten (mind. teilweise), wer solchen Strom in der Grundversorgung anbietet. Mit dem Korrektiv ( Erneuerbaren-Menge ) wird der Anteil, der in die Marktprämie kommen kann, vergrössert. Damit nicht zweckwidrig eine beliebige, oder künstlich erzeugte Vergrösserung resultiert, braucht es Schranken. Erstens soll es keine Doppelförderung geben. D.h. wer z.b. Strom aus einer Anlage im Einspeisevergütungssystem in der Grundversorgung hat, kann diesen beim Korrektiv nicht anrechnen. Dies gilt auch für die altrechtliche KEV und anderweitige Förderungen, z.b. auch kantonale KEVs. Gleiches gilt für Elektrizität aus Anlagen, für die ein Investitionsbeitrag oder eine PV-Einmalvergütung ausgerichtet wurde bzw. wird sowie für geförderten Erneuerbaren-Strom aus dem Ausland, z.b. aus deutscher Windkraft mit EEG-Förderung. Erneuerbaren-Strom aus dem Ausland ist hier jedoch nicht per se von einer Anrechnung ausgeschlossen. Er ist dann zugelassen, wenn er nicht gefördert wird. Zweitens besteht bei Strom aus fremden Anlagen ein gewisses Missbrauchspotential, das es zu unterbinden gilt, weil die Erneuerbaren-Menge sonst entgegen dem Zweck der Marktprämie aufgebläht und die auszurichtenden Marktprämien als Folge (viel) höher würden. In die Erneuerbaren-Menge darf daher nur Strom kommen, der auch gemäss Bezugsvertrag erneuerbar ist (Bst. a). Wichtig ist die Koppelung bzw. Zueinandergehörigkeit des Herkunftsnachweises (HKN) einerseits und des fraglichen Stroms aus einer ganz bestimmten Anlage, z.b. in Süditalien, andererseits (Wortlaut: HKN zu diesem Bezug ). Nur diese Einheit von HKN und Erneuerbaren-Strom erlaubt letztlich den Nachweis, dass in die Erneuerbaren-Menge nur das eingebracht wird, was dort nach EnG sein darf, nämlich Elektrizität aus erneuerbaren Energien. Mit der Einschränkung (Bst. a) wird m.a.w. erreicht, dass in die Erneuerbaren-Menge kein Grau-strom kommt, der bloss mit irgendwelchen HKN flankiert ist, z.b. solche zu norwegischem Erneuerbaren-Strom, ohne dass der Marktprämienberechtigte irgendwelche Berechtigung am Strom hat, der hinter dem norwegischen HKN steht. Weiteres Kriterium ist (Bst. a), dass der Bezugsvertrag mittel- oder langfristiger Natur ist. Das Kriterium ist zwar nicht 1:1 mit dem von Artikel 88 Absatz 3 vergleichbar (wo einer unterdreijährige Dauer i.d.r. als kurzfristig gilt [vgl. oben]), denn hier, bei der Erneuerbaren-Menge, geht es um etwas anderes und das Missbrauchspotential ist kleiner. Trotzdem dürften auch bei der Erneuerbaren-Menge Verträge ab drei Jahren als mittelfristig anzusehen und daher hier zulässig sein. Schliesslich ist beim Gegenabzug bzw. in der Erneuerbaren- Menge auch derjenige Strom zugelassen, der gestützt auf die Abnahmepflicht von Art. 15 EnG abgenommen wurde. Art. 92 Portfolioaufteilung zwischen Marktprämie und Grundversorgung Artikel 92 regelt, wie der defizitäre Grosswasserkraft-Strom in einem Portfolio auf die beiden Unterstützungsgefässe, Markt/Marktprämie einerseits und Grundversorgung andererseits, aufzuteilen ist. Es ist dies keine Vorgabe dazu, was die Betroffenen effektiv in die Marktprämie und in die Grundversorgung 29

224 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) einbringen müssen, sondern nur eine Vorgabe (in der Form einer Annahme) für die Zwecke der Marktprämien-Abwicklung. Freilich kann diese Annahme das effektive Handeln der Betroffenen beeinflussen. Vorgabe in diesem Sinn ist ein Quotienten-Modell, gemäss dem für jede Anlage im Portfolio ein gleicher Verteilschlüssel gilt. Im Beispiel gemäss der Tabelle unten, kombiniert mit der Säulen-Grafik oben, betragen diese Anteile für den Markt 46 % und für die Grundversorgung 54 % (Anteil Markt= GWh [vgl. Grafik oben]/120 GWh=46%). Mit dieser Quotienten-Vorgabe werden indirekt andere Arten der Portfolio-Aufteilung ausgeschlossen, so z.b. ein Vorgehen nach Merit Order (Absetzen der unrentabelsten Produktion in der Grundversorgung) oder eine mengengewichtete Mittelung. Die nachfolgende Darstellung zeigt die Unterschiede möglicher Modelle auf. Es ist davon auszugehen, dass Berechtigte mit mehreren berechtigten Anlagen den Spielraum zur Optimierung ihrer Einkünfte nutzen werden. So dürften sie den Strom aus den teuersten Anlagen der Grundversorgung zuteilen, weil es da keine Kürzung gibt. In diesem Kontext gilt es daher, eine gesamthaft möglichst sachgerechte, faire Regel aufzustellen. Ohne Vorgabe würden die Berechtigten aus Optimierungsgründen wohl den Strom aus den zwei teuersten Kraftwerken (Nr. 3 und 4) in die Grundversorgung schieben, womit diese Gestehungskosten gedeckt wären (da keine Kürzung). So müssten die gebundenen Grundversorgungs-Kunden einen grossen Teil der Last tragen. Häufig könnte ein Prämienberechtigter auch eine Mittelung (die Unterdeckungen der einzelnen Anlagen werden nach ihrem Anteil am Portfolio gewichtet) anwenden. Im obigen Beispiel erhielte er so eine Marktprämie von Franken, obschon zur Deckung der Gestehungskosten (nur jene der Anlagen 1 und 2 sind noch nicht gedeckt) nur Franken nötig sind. Die Mittelungsmethode dürfte regelmässig zu einer überhöhten Marktprämie führen. Die obige Quote kommt dem Vorgehen, das die Berechtigten wahrscheinlich wählen werden, erstens häufig wohl recht nahe und führt zweitens und das ist v.a. wichtig im Normalfall zu viel sachgerechteren Ergebnissen und also weder zu einer Überentschädigung noch zu einer zu einseitigen Verschiebung der Kosten in die Grundversorgung (mit Folgen für die dortigen gebundenen Kunden). Allerdings kann es auch bei diesem Quoten- bzw. Quotienten-Modell so sein dass eine zu hohe Marktprämie resultiert. In einem solchen Fall greift dann Absatz 3, der verhindern will, dass insgesamt durch Verkäufe in der Grundversorgung (zu Gestehungskosten) und die Marktprämie mehr gelöst wird, als zur Deckung der Gestehungskosten aller Anlagen im Total, also übers ganze Portfolio und nicht anlagescharf, nötig ist. Hier reduziert sich dann der Marktprämienanspruch bis zum Betrag, der genau der Deckung entspricht. Im Normalfall soll also die Quoten-Methode greifen und im Ausnahmefall, im Sinne eines Korrektur-Ventils, Absatz 3. Art. 93 Unternehmensbetrachtung beim Elektrizitätsversorgungsunternehmen Im Zusammenhang mit der Grundversorgung braucht es wegen der vielgestaltigen Organisationsformen der involvierten Unternehmen bzw. deren Aufspaltung in mehrere Sparten einige Präzisierungen. In Absatz 1 geht es um das Grundversorgungspotenzial nach Artikel 91 und die Frage, wessen Potenzial genau relevant ist. Laut EnG geht es um die Grundversorgung der Berechtigten selbst ( die sie in der Grundversorgung ). Ausgehend davon legt die Verordnung nun fest, dass es für die Marktprämie irrelevant ist, wenn für die verschiedenen Sparten eines herkömmlichen EVUs betriebs- bzw. konzernintern eigenständige rechtliche Einheiten gebildet wurden. Hat ein Konzern z.b. mehrere Töchter, 30

225 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) wobei Tochter A (als Trägerin des Risikos nicht gedeckter Gestehungskosten) marktprämien-berechtigt und Tochter B (als Netzbetreiberin nach Art. 6 StromVG) Grundversorgerin ist, muss sich Tochter A das Grundversorgungspotenzial von Tochter B anrechnen lassen. Aus Absatz 1 ergibt sich e contrario auch, dass in anderen Fällen keine Anrechnung stattfindet: Eine Holding, die als Produzentin oder Eignerin marktprämien-berechtigt ist, muss sich die Grundversorgung einer Tochter, die mit ihr nicht in einem betrieblichen, an den herkömmlichen EVU-Sparten orientierten Verhältnis, sondern z.b. lediglich in einem beteiligungstechnischen Verhältnis steht, nicht anrechnen lassen. Absatz 2 knüpft daran an und äussert sich zum gesetzlichen Recht, den unrentablen Grosswasserkraft-Strom zu Gestehungskosten in der Grundversorgung zu verkaufen, und hält für die verschiedenen Unternehmenseinheiten präzisierend fest, wer dies tun darf und wer nicht. Nimmt man wieder die vorigen Beispiele, sieht man, dass die Tochter A zwar marktprämien-berechtigt ist, dass aber trotzdem eine andere Einheit/andere juristische Person, nämlich Tochter B, die Grundversorgerin ist, vom privilegierten Grundversorgungsabsatzrecht profitieren kann. Diese Zurechnung ist wegen der engen betrieblichen, den Sparten des traditionellen EVU entsprechenden Bindung nicht nur gerechtfertigt, sondern auch naheliegend und überdies die logische Folge aus der Regelung nach Absatz 1. Wer nicht auf diese Weise betrieblich verbunden ist, soll dieses Recht nicht haben, was sonst zu einer ungerechtfertigten und vom Gesetzgeber nicht gewollten Ausdehnung des beschriebenen Privilegs führen würde. Nicht gemeint mit dem Ausschluss nur über eine Beteiligung ist die Partnerwerkskonstellation. Sind die Partner (als Träger des Risikos nicht gedeckter Gestehungskosten) als Eigner marktprämienberechtigt, haben sie auch das Recht, den Wasserkraftstrom in die Grundversorgung einzubringen (und zwar zu Gestehungskosten). An dieser EnG-Regel (Art. 31 Abs. 3) kann und will die vorliegende EnFV-Bestimmung (Art. 93 Abs. 2 zweiter Satz) nichts ändern. 3. Abschnitt: Gesuchsverfahren und Nachprüfungen Art. 94 Gesuch Abs. 1: Das Verfahren beim BFE ist als ex-post-verfahren ausgestaltet. Die Marktprämie soll bereits 2018, gestützt auf Zahlen von 2017, erstmals zum Tragen kommen (Art. 108). Das Stichdatum des 31. Mai müssen die Berechtigten unabhängig davon beachten, ob sie für ein Kraftwerk nach Kalenderjahr oder nach dem hydrologischen Jahr (Oktober-September) abrechnen. Der Stichtag (31. Mai) hat den Charakter eines Verwirkungstermins mit gleicher Wirkung wie eine Verwirkungsfrist. Verspätete Gesuche werden vom BFE demnach nicht berücksichtigt und durch Nichteintreten erledigt. Vorbehalten bleibt natürlich die Wiederherstellung (Art. 24 des Verwaltungsverfahrensgesetzes vom 20. Dezember 1968 [SR ]). Absatz 2 zählt die verschiedenen Elemente auf, die es braucht, um ermitteln zu können, ob jemand marktprämien-berechtigt ist und wie hoch die Prämie ist. Mit dem Jahresabschluss ist als Folge des ex-post-ansatzes der Vorjahresabschluss gemeint, und zwar ein testierter Abschluss. Der Wortlaut (Bst. c) gibt auch her, dass das BFE einen Einzelabschluss pro Kraftwerk verlangt. Zudem muss sich das Gesuch auf das Kalender- oder das hydrologische Jahr beziehen, wobei es pro Kraftwerk einen einheitlichen Ansatz braucht, falls mehrere Gesuchsteller ans BFE gelangen. Gesuche mit einem anderen Betrachtungszeitraum, z.b. April-März, muss das BFE nicht zulassen (Bst. c erlaubt nur die zwei erwähnten Jahre ), dies einerseits, damit der Vollzug nicht vollends kompliziert wird (Kürzungen, Geldrückbehalte [Art. 95]), sowie andererseits und v.a. weil bei solchen Gesuchen die Marktprämie zu stark in die Vergangenheit gestreckt würde, was mit der Terminierung gemäss Art. 108 nicht vereinbar wäre. Zusätzlich zu den aufgezählten Elementen (Bst. a-f) ist auch die bereits im EnG vorgeschriebene Bestätigung des Risikoübergangs einzureichen. Das BFE wird ein Formular erstellen, das alles im Gesuch Anzugebende und die einzureichenden Unterlagen und Belege enthält. Das hilft den Gesuchstellern und bringt eine Standardisierung. Das Formular kann auch verschiedene Kategorien bilden und bestimmte Angaben gezielt nur für eine Kategorie verlangen. Selbstverständlich müssen die 31

226 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Gesuchsteller stets das Erfülltsein aller Anspruchskriterien belegen (Art. 101 sowie Art. 8 ZGB und Art. 12 ff. VwVG). Das BFE kann also auch in Artikel 95 nicht erwähnte Aspekte einfordern, entweder via eine Rubrik im Formular oder durch ein individuelles/fallbezogenes Einholen, z.b. spezielle Elemente zum Prämienanspruch wie das Nicht-Vorliegen von kurz- oder mittelfristigen Verträgen seit dem 1. Januar 2016 (Art. 89 Abs. 3 und 4). Mit den verlangten Angaben zur Verbesserung der Kostensituation (Bst. f), sind bereits ergriffene und für die nähere Zukunft geplante Massnahmen gemeint. Der Begriff Kostensituation ist weit und umfasst nicht nur die Gestehungskosten, wie sie für die Marktprämie in Artikel 91 ja relativ eng definiert werden. Abs. 3: Spezielle Angaben sind nötig, falls auch das Element Grundversorgung ins Spiel kommt. Marktprämienberechtigte, die Grundversorger sind, müssen zusätzliche Informationen beibringen. Nebst den Marktprämienberechtigten selbst sind auch andere Akteure mitwirkungspflichtig, v.a. die anderen EVU-Unternehmenseinheiten nach Artikel 93 bzw. die in Artikel 94 Absatz 4 erwähnten Akteure. So ist u.a. die Mitwirkung des sog. Betriebsführers gefragt. Er muss für die Anlagen die Aufschlüsselung dazu liefern, wie sich der Strom auf die Abnehmer verteilt (Menge, Produktionsanteil), was für die Rückverfolgbarkeit der Herkunft und der Mengen des in die Marktprämie eingebrachten Stroms nötig ist. Beim effektiven Grundversorgungsabsatz (Bst. d) ist der Absatz von Anlagen gemeint, die für die Marktprämie in Frage kommen (Einzelanlagen oder Anlagenverbünde), und nicht derjenige sämtlicher Anlagen, also z.b. nicht von anderen Wasserkraft- oder von Biomassenanalagen, die mit der Marktprämie nichts zu tun haben. Nach Artikel 92 gibt es bei der Erneuerbaren-Menge Einschränkungen (kein Strom aus sonst schon geförderten Anlagen; HKN bei Strom aus fremden Anlagen). Hierfür kann das BFE ebenfalls Belege einfordern (z.b. via das Formular), zumal es mit dem Gesuch ja darum geht, den Anspruch auszuweisen (vgl. EnFV-Wortlaut). Nach Artikel 92 Absatz 3 soll ein Marktprämienempfänger mit den Grundversorgungsverkäufen und der Marktprämie insgesamt nicht mehr erhalten als für die Deckung der Gestehungskosten nötig. Auch hierüber sollen die Gesuchsteller im Sinne einer Selbstdeklaration Auskunft geben (Bst. e), damit das BFE dies überprüfen kann. Absatz 4 ist Grundlage für die Mitwirkungspflicht an der Sachverhaltsermittlung durch jene, die nicht selber marktprämienberechtigt sind, die aber mit den Berechtigten verbunden sind wegen der Berechtigungskaskade (Art. 30 Abs. 2 EnG) oder wegen Zugehörigkeit zum EVU (Art. 93). Sie müssen die Prämienberechtigten, die ein Gesuch stellen (wollen), unterstützen (gesetzliche Grundlage: Art. 30 Abs. 4 Bst. g EnG). So müssen z.b. die Anlagenbetreiber, wenn sie nicht selber prämienberechtigt sind, dem Gesuchsteller die Aufschlüsselung dazu liefern, an welche Abnehmer wieviel Strom aus der Anlage gegangen ist (Abs. 2 Bst. a). Gegenüber dem BFE lieferpflichtig sind grundsätzlich die Berechtigten (sie sollen der Einfachheit halber quasi alles sammeln und beim BFE einreichen), wobei die übrigen Involvierten sie unterstützen. Falls das gesammelte Einreichen nicht oder nur schlecht klappt, z.b. weil die übrigen Involvierten nicht kooperieren, kann das BFE die nötigen Informationen subsidiär auch direkt bei diesen einholen (dieses Können in Abs. 4 ist nur eine Möglichkeit und keine Pflicht des BFE). Grundlage für das BFE zum (direkten) Einholen von Unterlagen usw. ist überdies die allgemeine Bestimmung von Artikel 101 sowie das allgemeine Verfahrensrecht (Art. 12 ff. Verwaltungsverfahrensgesetz [VwVG]). Art. 95 Verfahren beim BFE und Beizug der Elektrizitätskommission Das Verfahren beim BFE soll möglichst einfach sein und auf ohnehin vorhandenen Daten und Unterlagen aufbauen. Das BFE kann Dritte zum Vollzug beiziehen (Art. 67 Abs. 1 Bst. a EnG), bleibt aber für die einzelnen Verfahrensschritte und v.a. für die Verfügungen selber verantwortlich. Das BFE wird beim Vollzug u.a. zwei Anliegen unter einen Hut bringen müssen: Erstens muss es zügig Entscheide treffen, damit die Berechtigten die Marktprämie rasch, möglichst noch im Jahr des Gesuchs (=Jahr der Gesuchseinreichung), erhalten, und zweitens sollen die Mittel, sofern die Gesuche begründet sind, auch ausgeschöpft werden können. Klar unbegründete Gesuche wird das BFE sehr zügig mit einem 32

227 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) abschlägigen Bescheid erledigen, was i.d.r. die Abweisung bedeutet. Über alle dann noch verbleibenden Gesuche entscheidet das BFE im Idealfall gleichzeitig, da die Höhe der Marktprämie beim Berechtigten A wegen der Mittelbegrenzung von der Höhe in den übrigen Fällen abhängt, was Kürzungen nötig machen kann (Abs. 2). Ein solcher gleichzeitiger Entscheid dürfte jedoch kaum realistisch sein, da einige Fälle weniger rasch entscheidreif sein dürften als andere, und ein Warten (bis zur Entscheidreife der anderen Fälle) nicht angezeigt ist. Noch komplizierter und langwieriger wird es, wenn es Beschwerden bei Gericht gibt. Auch wenn ein gleichzeitiger Entscheid des BFE über alle Gesuche also kaum möglich ist, sollte dessen Ziel doch sein, den Marktprämienberechtigten in der Verfügung möglichst verlässlich, also unter bestmöglicher Berücksichtigung der anderen Fälle, anzugeben, wie hoch ihre Marktprämie sein wird. Weil der Betrag aber nicht endgültig sein kann, ist ein Vorbehalt für eine spätere Korrektur anzubringen, wofür Absatz 1 explizit eine Grundlage ist. Alsbald sind auch bereits Auszahlungen möglich (vgl. dazu weiter bei Abs. 3). Abs. 2: Der Marktprämie werden jährlich fix 0,2 Rp./kWh des Netzzuschlags zugewiesen (vgl. Art. 36 Abs. 2 EnV). So stehen jährlich 100 bis 120 Mio. Franken zur Verfügung. Überträge auf die Folgejahre sind möglich. Das heisst: Marktprämiengelder, die z.b. im Jahr 2018 nicht voll gebraucht werden, können im 2019 zusätzlich zu den ordentlichen Geldern für 2019 für die Marktprämie eingesetzt werden. Muss die Prämie wegen dieser Mittelbegrenzung gekürzt werden, so geschieht dies wie folgt: Z.B. bestünden an sich Ansprüche für Prämien von insgesamt 220 Mio. Franken, tatsächlich stehen aber nur 110 Mio. zur Verfügung. Der Marktprämienberechtigte A hätte an sich Anspruch auf eine Marktprämie von 20 Mio. Franken und die Berechtigte B auf eine solche von 8 Mio. Franken. Die Kürzung führt beim Berechtigten A zu einer Prämie von 10 Mio. Franken und bei der Berechtigen B zu einer solchen von 4 Mio Franken(die übrigen Berechtigten sind hier nicht aufgezählt). Die nachträgliche Korrektur der Marktprämie, was meistens eine Kürzung sein wird, muss wiederum per Verfügung erfolgen. Noch mehr Verfügungen (pro Fall/Jahr) sollte es in der Regel aber nicht geben. Abs. 3: Da die Prämienhöhe anfangs noch nicht endgültig feststeht, eine Auszahlung aber trotzdem schon nötig ist, muss das BFE mit Geldrückbehalten arbeiten. Das heisst, die Marktprämie wird nicht voll, sondern in Raten ausbezahlt. Endgültig abgerechnet und ausbezahlt werden kann erst, wenn die Gesamtrechnung bzw. der Gesamtüberblick aller Marktprämien für das betreffende Jahr vorliegt. Die Geldrückbehalt-Möglichkeit ist also ein Sicherungsinstrument. Die Prämie in der definitiven Höhe kann frühestens dann fällig werden, wenn sie im konkreten Fall auch verfügt ist (und also anfängliche Vorbehalte beseitigt sind); entsprechend sind zurückbehaltene Gelder auch nicht zu verzinsen. Abs. 4: Für das Einbringen des Wasserkraftstroms in die Grundversorgung bzw. die Kontrolle, ob an der Schnittstelle Marktprämie/Grundversorgung alles ordnungsgemäss läuft, soll das BFE auf die Mithilfe der ElCom zurückgreifen können, die im Bereich Grundversorgung zuständig ist (nach StromVG). Der Aufwand für die ElCom soll jedoch möglichst gering gehalten werden. Aufgabe der ElCom ist es, dort wo es das BFE für nötig hält, einen Abgleich zu machen einen Abgleich der Angaben, die das BFE liefert und den Daten, die sie (die ElCom) aufgrund ihrer Aufgaben sowieso hat. Dabei ist das Hauptanliegen sicherzustellen, dass niemand die gleiche Elektrizität, für die er oder sie die Marktprämie kriegt, auch (zu Gestehungskosten) in der Grundversorgung verkauft. Mit Absatz 4 erhält die El- Com per Rechtssatz eine neue Aufgabe. Art. 96 Rückforderung In eigentlich bereits abgeschlossenen Fällen, in denen rechtskräftig entschieden ist und die Auszahllungen erfolgt sind, sollen auch nachträglich Überprüfungen stattfinden. Rechtsgrundlage dafür ist u.a. Artikel 101 ( Kontrolle ). Solche Überprüfungen können zu Rückforderungen führen. Ist dem Empfänger ein schuldhaftes Verhalten vorzuwerfen, ist nicht nur die zu viel ausbezahlte Prämie zurückzufordern, sondern, wie im hier einschlägigen Artikel 30 Absatz 3 des Subventionsgesetzes vorgeschrieben, auch ein Zins von 5%. 33

228 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) 8. Kapitel: Auswertung, Publikation, Auskünfte und Weitergabe von Daten an die Eidgenössische Zollverwaltung, Kontrolle und Massnahmen Art. 97 Auswertung Wie bisher macht das BFE eine Auswertung über sämtliche Projekte und Anlagen, für welche eine Förderung beantragt wurde. Bei der Grosswasserkraft kann das BFE die erhaltenen Daten zudem zur Weiterentwicklung der Massnahme bzw. der Marktordnung verwenden (vgl. Art. 30 Abs. 5 EnG). Art. 98 Publikation Ebenfalls wie bisher publiziert das BFE aus Transparenzgründen verschiedene Angaben zu den Anlagen im Eispeisevergütungssystem. Für Anlagen unter 30kW erfolgt die Publikation ebenfalls wie bisher in anonymisierter Form (Abs. 1 und 2). Für die neuen Unterstützungsinstrumente (Investitionsbeiträge und Marktprämie) wird ein neuer Katalog an zu Publizierendem geschaffen (Abs. 3 und 4). Art. 99 Auskünfte Auch die Auskunftserteilung entspricht dem bisherigen Recht. Antragsteller, Kantone und Gemeinden haben, je verschieden nach ihrer Interessenlage, Anspruch auf Auskunft über sie betreffende Projekte oder Anlagen. Art. 100 Weitergabe von Daten an die Eidgenössische Zollverwaltung Artikel 100 entspricht inhaltlich unverändert dem heutigen Recht und stellt den Informationsfluss vom BFE an die Eidgenössische Zollverwaltung sicher, damit Letztere über die für den Vollzug der Mineralölsteuerverordnung vom 20. November 1996 (SR ) notwendigen Daten von Anlagen, die Elektrizität aus Biomasse erzeugen, und deren Betreibern verfügt. Art. 101 Kontrolle und Massnahmen Das BFE kann gemäss Absatz 1 im Zusammenhang mit dem Vollzug der Verordnung und mit Blick darauf, ob die gesetzlichen Vorgaben (noch) eingehalten werden oder wurden, Kontrollen vornehmen oder durchführen lassen, gegebenenfalls auch nach Abschluss eines Verfahrens. Damit diese Kontrollaufgabe erfüllt werden kann, haben die Anlagenbetreiber dem BFE und, soweit in ihrem Zuständigkeitsbereich, der Vollzugsstelle Einsicht in ihre Betriebsdaten zu gewähren (Abs. 2). Sind die gesetzlichen Anforderungen nicht oder nicht mehr erfüllt, ordnen das BFE oder die Vollzugsstelle die geeigneten Massnahmen an (Abs. 3). Zur Feststellung einer allfälligen übermässigen Rentabilität (vgl. Art. 34 Abs. 3 EnFV) sind dem BFE auf Verlangen ebenfalls Unterlagen und Information einzureichen und es kann entsprechende Prüfungen veranlassen. 9. Kapitel: Schlussbestimmungen Art. 102 Übergangsbestimmung zum Ende der Vergütungsdauer nach bisherigem Recht Im bisherigen Recht wurde die Vergütung anders als im neuen Artikel 27 Absatz 5 vorgesehen bis Ende Dezember des Jahres, in welchem die Vergütungsdauer auslief, ausbezahlt. Anlagenbetreibern, die noch unter altem Recht ins Einspeisevergütungssystem eingetreten sind, bleibt dieser Anspruch erhalten. Art. 103 Übergangsbestimmung zum Abbau der Warteliste für die übrigen Erzeugungstechnologien Diese Übergangsbestimmung wird aus dem bisherigen Recht übernommen. 34

229 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Art. 104 Übergangsbestimmungen zu Photovoltaikanlagen Bisher konnte die EIV nur für Anlagen mit einer Leistung von weniger als 30 kw beantragt werden. Wer vor Inkrafttreten dieser Verordnung bereits eine EIV nach bisherigem Recht beantragt oder erhalten hat und die Anlage ebenfalls vor Inkrafttreten dieser Verordnung auf über 30 kw erweitert hat, erhält für diese zusätzliche Leistung auch zukünftig keine EIV. Mit dieser Übergangsbestimmung sollen Mitnahmeeffekte verhindert werden (Abs. 1). Mit Absatz 2 wird auch für bereits nach bisherigem Recht für die KEV angemeldete kleine Photovoltaikanlagen die künftig nur noch Anspruch auf die Einmalvergütung haben die Berücksichtigungsreihenfolge des neuen Rechts übernommen. Auch sie sollen nicht mehr nach dem Anmeldedatum, sondern nach dem Einreichedatum der Inbetriebnahmemeldung berücksichtigt werden. Dies entspricht Artikel 72 Absatz 3 EnG, gemäss welchem für Anlagen auf der Warteliste das neue Recht gilt. Für grosse Photovoltaikanlagen, für die erst ab Inkrafttreten dieser Verordnung die Einspeisevergütung oder die EIV beantragt wird, ist das Wahlrecht zugunsten der einen oder anderen Vergütung bereits mit Einreichung des Gesuchs auszuüben. Betreibern von grossen Anlagen, die bei Inkrafttreten dieser Verordnung bereits auf der Warteliste stehen, stand zum Zeitpunkt der Anmeldung noch gar kein Wahlrecht zu, weshalb sie dieses bisher auch noch nicht ausüben konnten. Deshalb wird Betreibern solcher Anlagen eine Frist bis zum 30. Juni 2018 eingeräumt, innerhalb der sie ihr Wahlrecht ausüben müssen. Üben sie dieses nicht oder nicht fristgerecht aus, gilt ihre Anmeldung als Antrag auf EIV. Üben sie ihr Wahlrecht jedoch zu Gunsten der Einspeisevergütung aus, können sie sich auch in einem späteren Zeitpunkt noch umentscheiden und die Einmalvergütung wählen. Diese Kulanz resultiert aus dem Umstand, dass beim Abbau der Warteliste für Photovoltaikanlagen gegenüber dem geltenden Recht nichts ändert (Abbau nach dem Einreichedatum des Gesuchs) und somit erst in einem späteren Zeitpunkt klar sein wird, wie viele Anlagen tatsächlich noch ins Einspeisevergütungssystem aufgenommen werden können (Abs. 3). Anlagen nach Absatz 4 gelten nach dieser Verordnung als kleine Photovoltaikanlagen, die nur eine EIV bis zur Leistung von 99,9 kw erhalten. Anstatt diese Anlagen alle automatisch als kleine Anlagen nach neuem Recht zu behandeln, erhalten die Projektanten mit dieser Übergangsbestimmung die Gelegenheit, ihre in der Anmeldung die Jahre zurückliegen kann gemachten Angaben zur Leistung ihrer Anlage zu korrigieren. Damit können sie sich zum einen ihr Wahlrecht zu Gunsten des Einspeisevergütungssystems oder der EIV sichern und zum andern verhindern, dass sie nur einen Leistungsbeitrag für die Leistung bis 99,9 kw erhalten. Machen sie von dieser Möglichkeit keinen Gebrauch, werden sie ihrer Anmeldung entsprechend als kleine Anlage behandelt und erhalten nach Einreichen der Inbetriebnahmemeldung einen Leistungsbeitrag von höchstens 99,9 kw. Einzige Möglichkeit, nachträglich noch am Einspeisevergütungssystem teilnehmen zu können oder den Leistungsbeitrag für die gesamte Leistung zu erhalten, ist die Einreichung eines neuen Gesuchs für das eine oder andere Förderinstrument, wobei ein solcher Antrag keinerlei Vorrang geniessen würde. Mit Absatz 5 wird verhindert, dass Anlagen mit einer Leistung von weniger als 2 kw, die vor dem Inkrafttreten dieser Verordnung gebaut und bis zum 31. Dezember 2012 für die KEV angemeldet wurden, aufgrund von Artikel 36 jeglichen Anspruch auf eine Vergütung verlieren. Art. 105 Übergangsbestimmungen zur Direktvermarktung und Einspeisung zum Referenz-Marktpreis Eine Übergangsfrist für den Wechsel in die Direktvermarktung von zwei Jahren gibt den Energiedienstleistern genügend Zeit, um sich auf die neue Situation einstellen und auf dem Markt entsprechende Produkte und Angebote aufbauen zu können. Es ist jedoch jedem Anlagenbetreiber unabhängig von der Grösse seiner Anlage unbenommen, auf eigenen Wunsch jederzeit auf ein Quartalsende hin in die Direktvermarktung zu wechseln. Ein solcher Wechsel ist endgültig (Art. 14 Abs. 3). Gemäss Absatz 2 gelten die bisherigen Bestimmungen betreffend die Modalitäten für die Abnahme und Vergütung von Elektrizität im Einspeisevergütungssystem (Anlagen, die zum Referenz-Marktpreis 35

230 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) einspeisen und nicht in der Direktvermarktung sind) bis Ende 2018, um die notwendigen Anpassungen vornehmen zu können. Art. 106 Übergangsbestimmungen zur nachträglichen Erweiterung oder Erneuerung von Kleinwasserkraft- und Biomasseanlagen Die Kürzung des Vergütungssatzes nach Artikel 28 Absatz 5 soll diejenigen Anlagenbetreiber nicht treffen, die den Entscheid, ihre Anlage zu erweitern oder erneuern bereits vor Inkrafttreten dieser Verordnung getroffen haben und die Investitionen auch bereits ausgelöst haben, indem sie beispielsweise die Komponenten bestellt oder Bauarbeiten bereits in Angriff genommen haben. Da Erweiterungen und Erneuerungen in der Regel innerhalb von sechs Monaten umgesetzt werden können, muss deren Inbetriebnahme bis zum 30. Juni 2018 erfolgen, wenn ein Betreiber vom Schutz dieser Bestimmung profitieren will. Art. 107 Übergangsbestimmung zur Reihenfolge der Berücksichtigung und zur Warteliste bei Investitionsbeiträgen Projekte und Anlagen, die aufgrund erlangter Projektfortschritte gestützt auf das bisherige Recht auf der bisherigen KEV-Warteliste vorgerückt sind, neu aber nur noch einen Investitionsbeitrag beantragen können, werden bei der Reihenfolge der Berücksichtigung bei Investitionsbeiträgen bevorzugt behandelt, sofern für diese Projekte bis zum 31. März 2018 ein Gesuch um Investitionsbeitrag beim BFE eingereicht wird. Art. 108 Übergangsbestimmung zur Marktprämie bei Grosswasserkraftanlagen Die Einführung des Marktprämienmodells geschieht für die beiden Komponenten (Marktprämie und Einbringen in die Grundversorgung) insofern gestaffelt, als die Marktprämie bereits für das Jahr 2017 ausgerichtet wird (Abs. 1). Für Anlagen, für die nach dem hydraulischen Jahr abgerechnet wird, werden für ein Gesuch im Jahr 2018 die Zahlen von Oktober 2016 bis September 2017 relevant sein. Abs. 2: Die Marktprämie ist gesetzlich auf fünf Jahre befristet (Art. 38 Abs. 2 EnG). In der gesetzgeberischen Konzeption gilt die Befristung indes für das ganze Marktprämien-Unterstützungs-Modell, also für die Marktprämie wie auch für das Recht des Einbringens in die Grundversorgung. Nach Art. 31 Abs. 3 EnG steht das Grundversorgungs-Einbringungsrecht nur den Marktprämien-Berechtigten zu. Endet die Marktprämie (nach fünf Jahren), gibt es danach auch keine Marktprämien-Berechtigten mehr, so dass auch das Grundversorgung-Einbringungsrecht dahinfällt. Die Verordnung stellt dies klar (Abs. 2) und regelt die genaue Periodizität in dieser Frage bzw. die Staffelung mit der Marktprämie. 7. Erläuterungen zu den Anhängen Anhänge Allgemeines Für alle Anhänge kann man festhalten, dass sie inhaltlich weitgehend dem bisherigen Recht entsprechen. Abweichungen zum bisherigen Recht liegen bei allen Technologien insbesondere bei der Höhe der Vergütung bzw. der Verkürzung der Vergütungsdauer vor (Ausnahme Biomasse). Nebst kleineren redaktionellen und strukturellen Anpassungen wird zudem das Antragsverfahren gestützt auf die entsprechenden Verordnungsbestimmungen (Art. 21 ff.) klarer dargestellt als bisher. In der am 1. Januar 2017 in Kraft getretenen Revision der bisherigen Energieverordnung wurde bei allen Technologien ausser bei der Photovoltaik die Möglichkeit, auf der Warteliste aufgrund einer Projektfortschrittsmeldung nach vorne zu springen, eingeführt. Dazu war auch eine Übergangsbestimmung notwendig. Aufgrund der langen Dauer zwischen Anmeldung, Projektfortschrittsmeldung und Inbetriebnahme ist diese Übergangsbestimmung auch vorliegend noch relevant (vgl. z.b. Anhang 1.3 Ziff. 8 im bisherigen Recht und Ziff. 6.2 in dieser Vorlage). 36

231 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Nachfolgend wird nur noch auf technologiespezifische Abweichungen zum bisherigen Recht eingegangen. Anhang 1.1 Wasserkraftanlagen im Einspeisevergütungssystem Aufgrund der neuen Untergrenze für Kleinwasserkraftwerke sowie die Ausnahme dazu (Art. 19 Abs. 4 Bst. a EnG) werden die Leistungsklassen in Ziffer 2.2 neu geregelt. Es gibt keine unterschiedlichen Anlagekategorien mit separaten Vergütungssätzen unter 300 kw mehr, da Anlagen an natürlichen Gewässern im Grundsatz komplett ausgeschlossen sind. Die Vergütungssätze wurden gegenüber dem geltenden Recht etwas nach oben angepasst, womit der von 20 auf 15 Jahre verkürzten Vergütungsdauer teilweise Rechnung getragen wird (vgl. dazu auch die Ausführungen zu Grundzüge der Vorlage in Ziffer zu Vergütung und Vergütungsdauer). Ziffer 3 regelt die Modalitäten der in Artikel 28 angelegten Kürzung des Vergütungssatzes für den Fall, dass eine Anlage nachträglich erweitert oder erneuert wird. Die Übergangbestimmung in Ziffer 6.1 sieht vor, dass für die Anlagen, die bereits vor dem 1. Januar 2018 einen positiven Bescheid nach bisherigem Recht erhalten sowie eine Projektfortschrittsmeldung nach bisherigem Recht eingereicht haben, für die Vergütungsdauer und den Vergütungssatz das im Zeitpunkt des Projektfortschrittes geltende Recht gilt. Dadurch werden die Anlagenbetreiber, die einerseits in den positiven Bescheid vertraut haben und andererseits gestützt auf dieses Vertrauen bereits erheblich investiert haben, in dieser Investition geschützt. Der gleiche Schutz gilt nach Ziffer 6.2 auch für die Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2013 einen positiven Bescheid erhalten und die Projektfortschrittsmeldung nach bisherigem Recht zwar nicht eingereicht, die zur Erreichung des Projektfortschrittes notwendigen Schritte jedoch tatsächlich ausgeführt haben. Dies weil bis zum 31. Dezember 2013 die Einreichung einer Projektfortschrittsmeldung formell nicht vorgesehen war und sie daher trotz genau gleich getätigter Investitionen Ziffer 6.1 formell gar nicht erfüllen müssen bzw. mussten. Wurde bei einer Anlage eine Standortänderung vorgenommen und bewilligt (vor dem , vgl. Art. 20 Abs. 3 EnFV), gilt der Schutz für den Zeitpunkt, in welchem der Projektfortschritt bzw. die dafür notwendigen Schritte für die Anlage am ersten Standort vorgenommen wurden. Anhang 1.2 Photovoltaikanlagen im Einspeisevergütungssystem Bei der Anlagendefinition wurde der in der Praxis teilweise unklare Begriff Einspeisepunkt ersetzt durch Netzanschlusspunkt. Letzterer entspricht der Nomenklatur des VSE und bezeichnet im Allgemeinen den Übergang ins öffentliche Netz. Zudem wird neu aufgenommen, dass vor einem Netzanschlusspunkt nur dann ausnahmsweise von zwei Anlagen ausgegangen werden kann wenn die von ihnen produzierte Elektrizität je separat gemessen wird. Bei den Photovoltaikanlagen im Einspeisevergütungssystem wird im Vergleich zum bisherigen Recht die Unterscheidung in drei Kategorien freistehend, angebaut, integriert aufgehoben und es gibt neu nur noch drei Leistungsklassen (Ziff. 2.2). Dies ergibt sich aus den neuen Grenzen für den Eintritt ins Einspeisevergütungssystem sowie der Notwendigkeit zur Vereinfachung des Fördersystems. Für die alten Photovoltaikanlagen, sprich solche mit einer Inbetriebnahme von vor dem 1. Januar 2013 und die bis zum 31. Juli 2013 in die Warteliste aufgenommen worden sind, ist es gerechtfertigt, die damaligen Vergütungsmodalitäten zur Anwendung zu bringen (Ziff. 5). Die Vergütungsätze unter den Ziffern 2.2 und 5 gelten nur für Anlagen, die nach Inkrafttreten dieser Verordnung neu ins Einspeisevergütungssystem aufgenommen werden. Anlagen, die vorher bereits eine Einspeisevergütung erhalten, behalten diese in der gleichen Höhe wie bisher (Art. 72 Abs. 1 EnG). 37

232 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) Anhang 1.3 Windenergieanlagen im Einspeisevergütungssystem Neu wird bei Windenergieanlagen unter bestimmten Voraussetzungen die Übertragung von Zusicherungen dem Grundsatz nach oder von positiven KEV-Bescheiden von einem Standort auf einen anderen möglich gemacht. Mit dieser Bestimmung soll folgender Problematik begegnet werden: Werden genehmigte kantonale Richtplanungen z.b. auf Grund von erst später angemeldeten Bundesinteressen angepasst und verlieren Windenergieanlagen mit positivem KEV-Bescheid oder einer Zusicherung dem Grundsatz nach damit ihre Grundlage in der kantonalen Planung, werden sie faktisch wohl nie gebaut werden können. Handkehrum haben Anlagen, die sich in neu geschaffenen Windenergiezonen befinden, aus heutiger Sicht (Stichwort Warteliste) realistischerweise kaum eine Chance, am Einspeisevergütungssystem teilnehmen zu können. In solchen Fällen soll es gemäss Ziffer 5.2 daher möglich sein, eine Zusicherung dem Grundsatz nach oder einen positiven Bescheid innerhalb eines Kantons von einem Standort auf einen anderen bzw. von einer Anlage auf eine andere Anlage auf der Warteliste, welche die Anspruchsvoraussetzungen für den Eintritt in das Einspeisevergütungssystem voraussichtlich erfüllt, zu übertragen. Der Übertragende darf für die Übertragung des für ihn wertlosen Bescheids nicht mehr als die Hälfte der ihm tatsächlich bisher entstandenen Kosten in Rechnung stellen. Auch in Anhang 1.3 werden aus den gleichen Gründen wie in Anhang 1.1 die Anlagen, die nach dem 1. Januar 2018 in Betrieb genommen wurden, jedoch bereits vorher einen positiven Bescheid nach bisherigem Recht erhalten sowie eine Projektfortschrittsmeldung nach bisherigem Recht eingereicht haben, von der Senkung der Vergütungsdauer geschützt (Ziff. 6). Anhang 1.4 Geothermieanlagen im Einspeisevergütungssystem Bei den Geothermieanlagen gibt es nebst den bisher bereits vorgesehenen hydrothermalen Anlagen zusätzlich die Kategorie der petrothermalen Anlagen, die sich dadurch unterscheiden, dass bei petrothermalen Anlagen der Untergrund für die Gewinnung von Wärme und Heisswasser neben dem eigentlichen Bohrloch hydraulisch stimuliert werden muss (vgl. dazu auch die Ausführungen zu Grundzüge der Vorlage in Ziff zu Besonderheiten Geothermie). Die Vergütungssätze wurden an Hand von Referenzanlagen bestimmt, bei denen eine Reihe von verschiedenen Stimulationsmassnahmen ökonomisch kalkuliert wurden die Differenz der technischen Gestehungskosten von petrothermalen Anlagen gegenüber einer hydrothermalen Anlage betrugen Rp. 2,4 bis Rp pro kwh mit einem mittleren Wert von Rp. 7,5 pro kwh. Zudem werden auch hier die Anlagen, die nach dem 1. Januar 2018 in Betrieb genommen wurden, jedoch bereits vorher einen positiven Bescheid nach bisherigem Recht erhalten sowie eine Projektfortschrittsmeldung nach bisherigem Recht eingereicht haben, von der Senkung der Vergütungsdauer geschützt (Ziff. 7.1, vgl. die Ausführungen zu Anhang 1.1). Anhang 1.5 Biomasseanlagen im Einspeisevergütungssystem Bei den Biomassenanlagen können gestützt auf Artikel 19 Absatz 4 Buchstabe c e EnG nur noch die im bisherigen Anhang 1.5 übrige Biomassenanlagen genannten Anlagen am Einspeisevergütungssystem teilnehmen (vgl. dazu auch die Ausführungen zu Grundzüge der Vorlage in Ziffer zu den Investitionsbeiträgen für Biomasseanlagen). In Ziffer 2.3 werden Mindestanforderungen aufgenommen, die bisher in einer Richtlinie des BFE geregelt waren und den Nachhaltigkeitsanforderungen gemäss Artikel 12b des Mineralölsteuergesetzes vom 21. Juni 1996 (SR ) entsprechen. In Ziffer wird festgehalten, wie der Vergütungssatz berechnet wird, wenn in einem Holzkraftwerk auch problematische Holzabfälle verwertet werden, die Sonderabfälle gemäss Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung über den Verkehr mit Abfällen (VeVA; SR ) i.v.m. der Verordnung des UVEK über Listen zum Verkehr mit Abfällen (SR ) darstellen. Zu diesen problema- 38

233 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) tischen Holzabfällen gehören beispielsweise mit Holzschutzmitteln behandeltes Holz (z.b. druckimprägniertes oder mit Pentachlorphenol oder ähnlichen Mitteln behandeltes Holz wie Eisenbahnschwellen und Telefonmasten) und halogenorganisch beschichtete Holzabfälle. Unter welchen Voraussetzungen in einem Holzkraftwerk solche Holzabfälle verwertet werden dürfen, beurteilt sich nicht gestützt auf die Energiegesetzgebung. Ist die Verwertung solcher Biomasse grundsätzlich zulässig, wird der Vergütungssatz für die Elektrizitätsproduktion, die aufgrund des Energieinhalts dieser problematischen Holzabfälle erzielt wurde, halbiert. Mit dieser Bestimmung wird sichergestellt, dass die Elektrizität, die aufgrund des Energieinhalts der problematischen Holzabfälle erzeugt wird, nicht mit demselben Vergütungssatz vergütet wird, wie die übrige Elektrizität. Denn gemäss Artikel 32 Absatz 1 des Umweltschutzgesetzes (USG; SR ) trägt der Inhaber der Abfälle die Kosten der Entsorgung. Die Kosten der Verwertung der problematischen Holzabfälle werden also zumindest teilweise durch Gebühren für die Entsorgung der Abfälle gedeckt, weshalb die daraus erzeugte Elektrizität nur mit dem halben Vergütungssatz zu vergüten ist. Ziffer 5 regelt die Modalitäten der in Artikel 28 angelegten Kürzung des Vergütungssatzes für den Fall, dass eine Anlage nachträglich erweitert oder erneuert wird. Die Vergütungsdauer (Ziff. 6) wird bei den Biomasseanlagen im Unterschied zu den übrigen Technologien nicht verkürzt. Der im bisherigen Anhang 1.5 vorgesehene Bonus für externe Wärmenutzung (WKK-Bonus) ist neu nicht mehr vorgesehen, da mit den neuen gesetzlichen Grundlagen der Fokus noch stärker auf die Produktion von Elektrizität gelegt werden soll. Von dieser Streichung ausgenommen sind Anlagen, die nach dem 1. Januar 2018 in Betrieb genommen wurden, jedoch bereits vorher einen positiven Bescheid nach bisherigem Recht erhalten sowie eine Projektfortschrittsmeldung nach bisherigem Recht eingereicht haben (Ziff. 8). Anhang 2.1 Einmalvergütung für Photovoltaikanlagen Die Tabellen zu den Ansätzen werden grundsätzlich aus dem bisherigen Recht übernommen. Da bisher jedoch nur für Anlagen mit einer Leistung von weniger als 30 kw die EIV beantragt werden konnte, werden die Tabellen um die Ansätze für die Leistungsklassen ab 30 kw ergänzt. Je grösser eine Anlage gebaut wird, desto kleiner werden die Investitionskosten im Verhältnis zur installierten Leistung. Deshalb werden die Ansätze des Leistungsbeitrags für die Leistungsklassen ab 30 kw entsprechend tiefer festgesetzt. Der Leistungsbeitrag wird anteilsmässig berechnet (Ziff. 2.5), d.h. für die ersten 29,9 kw erhält der Anlagenbetreiber den höheren Leistungsbeitrag, für die darüber liegenden den tieferen. Hat eine Anlage sogar eine Leistung ab 100 kw, erhält er für die Leistung von 30 bis 99,9 kw den Leistungsbeitrag für Anlagen <100 kw und für die darüber liegende Leistung den Leistungsbeitrag für die Leistungsklasse 100 kw. Neuanlagen also Anlagen, die nach dem 1. Januar 2013 in Betrieb genommen wurden mit einer Leistung 100 kw erhalten immer nur den Ansatz für angebaute und freistehende Anlagen, auch wenn sie der Kategorie der integrierten Anlagen angehören. Dies erfolgt in Übereinstimmung mit der Regelung bei den Photovoltaikanlagen im Einspeisevergütungssystem. Die Angabe der Produzentenkategorie (natürliche Person, juristische Person, öffentliche Hand) dient der Auswertung der Art der Investoren und der Beurteilung der Auswirkungen der Massnahmen und der eingesetzten Mittel auf die verschiedenen Produzentenkategorien. Anhang 2.2 Investitionsbeitrag für Wasserkraftanlagen Die Definition der Wasserkraftanlagen (Ziff. 1) im Einspeisevergütungssystem und derjenigen, die einen Investitionsbeitrag beantragen können, ist identisch. Für die Investitionsbeiträge ist insbesondere die Abgrenzung bei Kraftwerkskaskaden von Bedeutung. Sie dient der Unterscheidung, ob es sich um eine Klein- oder Grosswasserkraftanlage handelt, sie ist relevant für die Beurteilung der Erheblichkeit 39

234 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) einer Erweiterung, sie ist massgebend für die Bestimmung der Nettoproduktion und sie dient der Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten. Mit dem Gesuch ist unter anderem eine Auflistung sämtlicher Investitionskosten einzureichen. Diese sind bereits von der gesuchstellenden Person in anrechenbare und nicht anrechenbare Kosten aufzuteilen. Zudem hat die gesuchstellende Person eine Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten mitzuliefern (Ziff. 2). Die Nutzungsdauertabelle (Ziff. 3) dient der Bestimmung der verbleibenden Nutzungsdauer und der in diesem Zeitraum notwendigen Reinvestitionen für die Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten. Sie gibt weiter einen Anhaltspunkt dafür, welche Investitionen in welche Anlagenbestandteile in der Regel als anrechenbare Erstellungskosten betrachtet werden können. Anhang 2.3 Investitionsbeitrag für Biomasseanlagen Die Energetische Nettoeffizienz (ENE) bezeichnet den Gesamtwirkungsgrad einer KVA (Ziff. 1.1). Angelehnt an die europäische Abfallrahmenrichtlinie (Richtlinie 2008/98/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. November 2008 über Abfälle) wird sie vom Bund (BFE und BAFU) und vom Verband der Betreiber Schweizerischer Abfallverwertungsanlagen jährlich bei allen KVA in der Schweiz erhoben. In der Nettobetrachtung wird für die Effizienz der Anlage nur exportierte Elektrizität und Wärme ohne den entsorgungstechnisch zwingenden Eigenbedarf angerechnet. Siehe dazu auch den Bericht Einheitliche Heizwert- und Energiekennzahlenberechnung der Schweizer KVA nach europäischem Standardverfahren. 2 Die energetischen Mindestanforderungen für Klärgasanlagen und Holzkraftwerke von regionaler Bedeutung (Ziff. 2.1 und 3.1) entsprechen denjenigen für WKK-Module und Dampfprozesse bei Anlagen im Einspeisevergütungssystem. Bei Klärgasanlagen ist zusätzlich vorgeschrieben, dass der Faulturm mit Abwärme zu heizen ist. Mit dem Gesuch ist eine Auflistung sämtlicher Investitionskosten einzureichen. Diese sind bereits vom Gesuchsteller in anrechenbare und nicht anrechenbare Kosten aufzuteilen. Zudem hat der Gesuchsteller eine Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten mitzuliefern (Ziff. 1.2, 2.2 und 3.2). Die Nutzungsdauertabellen (Ziff. 1.3, 2.3 und 3.3) dienen der Bestimmung der verbleibenden Nutzungsdauer und der in diesem Zeitraum notwendigen Reinvestitionen für die Berechnung der nicht amortisierbaren Mehrkosten. Sie gibt weiter einen Anhaltspunkt dafür, welche Investitionen in welche Anlagenbestanteile in der Regel als anrechenbare Erstellungskosten betrachtet werden können und schafft damit ein besseres Verständnis für die Systemabgrenzung. Anhang 3 Bestimmung des durchschnittlichen Kapitalkostensatzes Im Anhang 3 werden die aus methodischer Sicht notwendigen Abweichungen gegenüber der Bestimmung des Netz-WACC in Anhang 1 StromVV aufgeführt. Dazu gehören: 1. Kapitalstruktur: Da Investitionen in Produktionsanlagen im Vergleich zu Investitionen in den regulierten Netzbereich risikoreicher sind, ist davon auszugehen, dass sie mit mehr Eigenkapital hinterlegt werden müssen. Dies lässt sich auch mit Blick auf die Betreiber der Schweizer Wasserkraftanlagen feststellen. Die Kapitalstruktur wird dementsprechend auf 50 Prozent Eigenkapital und 50 Prozent Fremdkapital festgelegt. 2. Zeitpunkt der Bestimmung des WACC: Die Regelung zur Bestimmung des Netz-WACC widerspiegelt die im StromVG geregelte Netzkostenregulierung. Für Investitionen in Produktionsanlagen sollen möglichst aktuelle Kapitalkostensätze verwendet werden. Deshalb wird der in einem Jahr gültige Kapitalkostensatz jeweils bis Ende März desselben Jahres aufgrund der Kapitalmarktdaten des Vorjahres festgelegt

235 Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Energieförderungsverordnung, EnFV) 3. Beta-Berechnung: Die Beta-Berechnung soll grundsätzlich nach der gleichen Methode wie beim Netz-WACC durchgeführt werden. Aufgrund des geringeren Umfangs der Peer-Group wären die Ergebnisse statistisch allerdings nicht signifikant, wenn wie beim Netz-WACC auf einen monatlichen Durchschnitt abgestellt würde. Deshalb erfolgt die Berechnung des Betas gestützt auf wöchentliche Durchschnitte. Das Abstützen auf wöchentliche Durchschnitte erlaubt hingegen die Verkürzung des Betrachtungs-Zeitraums auf zwei Jahre. Es ist derzeit davon auszugehen, dass sich insbesondere bei der Biomasse und bei der Geothermie aufgrund der Kapitalmarktdaten bis auf weiteres keine Peer Group bilden lässt. Ist dies der Fall, wird das Beta über eine Umfrage bei mehreren Fachexperten z.b. aus der Strombranche, der Energieforschung und der Bundesverwaltung zur Einschätzung der relativen Risiken von Investitionen in diese Technologien festgelegt. 4. Grenzwerte des Betas und des Bonitätszuschlags inkl. Emissions- und Beschaffungskosten: Aufgrund der unterschiedlichen Risiken ist zu erwarten, dass die Werte des unlevered Beta und des Bonitätszuschlags höher als beim Netz-WACC ausfallen. Deshalb bedarf es einer Erweiterung der pauschalen Werte und der Aufzählung der zu berücksichtigenden Grenzwerte nach oben. Die Methodik bleibt dieselbe. Beilage: Marktprämie für bestehende Grosswasserkraft-Anlagen: Vorschlag und Erläuterungen der Verwaltung vom 5. April

236 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK Bundesamt für Energie BFE Sektion Energiemarktrecht n Energiestrategie 2050, erstes Massnahmenpaket Marktprämie für bestehende Grosswasserkraft-Anlagen: Vorschlag und Erläuterungen der Verwaltung vom 5. April 2016 Hinweis: Wortlaut und Nummerierung der Bestimmungen in diesem Dokument beziehen sich auf den Stand der Beratung im April Der vom Parlament am 30. September 2016 verabschiedete Text weicht redaktionell davon ab (BBl ). 5a. Kapitel streichen 6. Kapitel: Besondere Unterstützungen Art. 33a Marktprämie für Elektrizität aus Grosswasserkraft-Anlagen 1 Die Betreiber von Grosswasserkraft-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW, deren Elektrizität aus diesen Anlagen am Markt unter den Gestehungskosten verkauft werden musste, können für diese Elektrizität, soweit die Mittel reichen (Art. 37 und 38), eine Marktprämie in Anspruch nehmen. Die Marktprämie soll die nicht gedeckten Gestehungskosten ausgleichen, beträgt aber höchstens 1.0 Rappen/kWh. 2 Müssen nicht die Betreiber selbst das Risiko nicht gedeckter Gestehungskosten tragen, sondern ihre Eigner, so steht diesen anstelle der Betreiber die Marktprämie zu, sofern die Betreiber diese Risikotragung bestätigen. Müssen nicht die Eigner ihrerseits das Risiko nicht gedeckter Gestehungskosten tragen, sondern Elektrizitätsversorgungsunternehmen, weil sie vertraglich zum Bezug der Elektrizität zu Gestehungskosten oder ähnlichen Konditionen verpflichtet sind, so steht diesen Unternehmen anstelle der Eigner die Marktprämie zu, sofern die Eigner diese Risikotragung bestätigen. 3 Die Berechtigten stellen im gleichen Gesuch Antrag für sämtliche zur Marktprämie berechtigende Elektrizität in ihrem Portfolio, auch wenn diese von verschiedenen Anlagen oder Betreibern stammt. 4 Sofern den Berechtigten die Besorgung der Grundversorgung nach Artikel 6 des Stromversorgungsgesetzes obliegt, müssen sie für die Bestimmung der zur Marktprämie berechtigenden Menge Elektrizität rechnerisch diejenige Menge abziehen, die sie in der Grundversorgung maximal verkaufen könnten; die abzuziehende Menge reduziert sich im Umfang anderer Elektrizität aus erneuerbaren Energien in der Grundversorgung. Die Berechtigten dürfen die Gestehungskosten der abgezogenen Menge bei ihren Verkäufen in der Grundversorgung in die dortigen Tarife einrechnen. Das darf auch tun, wer infolge des Abzugs keine Marktprämie erhält. 5. April 2016

237 5 Der Bundesrat regelt die Einzelheiten, insbesondere: a. die Ermittlung von Referenzpreisen, die als Marktpreis heranzuziehen sind und die auch für ausserbörslich gehandelte Elektrizität gelten; b. eine allfällige Berücksichtigung weiterer relevanter Erlöse; c. die anrechenbaren Kosten und deren Ermittlung; d. eine allfällige Delegation an das BFE zur näheren Bestimmung der gesamten Erlöse und Kosten, einschliesslich der Kapitalkostenverzinsung; e. allfällige Vorgaben für die Grundversorgungstarife im Falle von Absatz 4; f. die Abgrenzung zum Investitionsbeitrag für Erweiterungen oder Erneuerungen (Art. 28 Abs. 1 Bst. b Ziff. 2); g. das Verfahren, einschliesslich der einzureichenden Unterlagen, die Auszahlungsmodalitäten und die Zusammenarbeit von BFE und Elektrizitätskommission (ElCom); h. Offenlegungspflichten von nicht selber anspruchsberechtigten Betreibern und Eignern; i. die spätere ganze oder teilweise Rückforderung der Marktprämie, insbesondere wegen unrichtiger oder unvollständiger Angaben. Art. 37 Abs. 2 Bst. c bis 2 Mit dem Netzzuschlag werden finanziert: c bis. die Marktprämien für Elektrizität aus Grosswasserkraft-Anlagen nach Artikel 33a; Art. 38 Abs. 1 Bst. c 1 Für den Einsatz der Mittel für die einzelnen Verwendungen sind die folgenden Höchstanteile zu beachten: c. ein Höchstanteil von 0,2 Rappen/kWh für die Marktprämien für Elektrizität aus Grosswasserkraft-Anlagen. Art. 39a Abs. 3 1 Die Unterstützungen laufen wie folgt aus: Ab dem 1. Januar des sechsten Jahres nach Inkrafttreten des Gesetzes können keine Marktprämien nach Artikel 33a für Grosswasserkraft-Anlagen mehr ausgerichtet werden. Art. 70a Abs. 1 Bst. a 0 1 Die für die jeweiligen Aufgaben zuständigen Bundesstellen können Dritte zum Vollzug beiziehen, insbesondere im Zusammenhang mit: a 0. der Marktprämie für Elektrizität aus Grosswasserkraft-Anlagen gemäss Artikel 33a; Art. 72 Abs. 1 Bst. b bis 1 Mit Busse bis zu Franken wird bestraft, wer vorsätzlich: b bis. im Zusammenhang mit den Marktprämien für Elektrizität aus Grosswasserkraft-Anlagen (Art. 33a) unrichtige oder unvollständige Angaben macht; 5. April /5

238 Erläuterungen zum Modell Marktprämie für bestehende Grosswasserkraft-Anlagen Einleitende Bemerkungen Angesichts der schwierigen Situation der Schweizer Wasserkraft hat der Ständerat im September 2015 im Rahmen der Energiestrategie 2050 ein Nothilfe-Modell beschlossen. Derweil hat sich der Nationalrat im März 2016, nachdem sich die Situation auf dem Strommarkt weiter eingetrübt hat, für ein anderes, ein sog. Marktprämienmodell entschieden. Demnach kann für denjenigen Strom aus Schweizer Grosswasserkraft, der am Markt unter den Gestehungskosten verkauft werden muss, eine Marktprämie beansprucht werden. Diese ist gedeckelt (1,0 Rp./kWh) und die insgesamt verfügbaren Mittel sind begrenzt (maximal 0,2 Rp./kWh der Netzzuschlagsgelder). Die Massnahme ist auf fünf Jahre befristet. Das Modell soll einfach sein, u.a. im Vollzug (für Unternehmen und Behörden). Am vom Nationalrat beschlossenen EnG-Text sind mehrere legistische Mängeln festzustellen, so erscheinen z.b. die Gestehungskosten, die ein zentrales Element des Modells sind, nicht im Wortlaut. Kommentierung Systematik/Titel 6. Kapitel: Besondere Unterstützungen Gibt es nur einen Artikel, ist die Bildung eines separaten Kapitels (vgl. bisheriges Kapitel 5a) nicht nötig. Bei dieser Gelegenheit kann sodann der Titel von Kapitel 6 allgemeiner gehalten werden. Art. 33a Vorübergehende Marktprämie für Elektrizität aus Grosswasserkraft-Anlagen Absatz 1: Die Marktprämie gibt es im Unterschied zu KEV bzw. Einspeiseprämie, wo v.a. Neuanlagen im Fokus stehen für bestehende Anlagen, und zwar nur für solche in der Schweiz und nur für solche der Grosswasserkraft (Leistung über 10 MW). Bei den Grenzkraftwerken kann die Marktprämie nicht für die ganze Produktion verlangt werden, sondern nur jenen Teil, der dem Schweizer Hoheitsanteil entspricht. Die Marktprämie soll die am Markt nicht gedeckten Gestehungskosten ausgleichen, ist aber bei 1,0 Rp./kWh (inkl. Mehrwertsteuer) gedeckelt. So kommt z.b. für Elektrizität, die 0,5 Rp./kWh unter den Gestehungskosten verkauft werden muss, leidglich eine Marktprämie von 0,5 Rp./kWh in Frage. Eine weitere Begrenzung bildet der Höchstbetrag von 0,2 Rp./kWh nach Art. 38 Abs. 1 Bst. c, was falls es sehr viele Gesuche gibt dazu führt, dass die Marktprämien, wie sie eigentlich zustünden, nicht voll entrichtet werden können. Für diese Fälle muss der Bundesrat die Mittelverteilung regeln (Art. 38 Abs. 5); als Lösung ist ein proportionales Kürzen am naheliegendsten. Absatz 2 regelt die Anspruchsberechtigung und bildet die komplexe, historisch gewachsene Branchenstruktur ab. Durchgängiges Prinzip für die Anspruchsberechtigung ist: Die Marktprämie steht demjenigen Akteur zu, der die Last bzw. das Risiko nicht gedeckter Gestehungskosten trägt. In erster Linie ist der Betreiber berechtigt, womit der Konzessionär gemeint ist. Ist der Betreiber Teil eines integrierten Energie- bzw. Elektrizitätsversorgungsunternehmens (EVU), so ist unmittelbar dieses berechtigt. Gemäss der weiteren Berechtigungskaskade sind in zweiter Linie die Eigner anspruchsberechtigt; gleichzeitig entfällt in diesen Fällen die Anspruchsberechtigung der vorgelagerten Betreiber. Eigner sind schwergewichtig Aktionäre, die oft als EVUs tätig sind. Sehr verbreitet ist, dass EVUs als Partner zusammen ein sog. Partnerwerk halten, das (als reine Kraftwerks-Gesellschaft organisiert) die Wasserkraft-Anlage betreibt. Bei den Eignern bzw. Aktionären liegt das eingangs beschriebene Risiko nicht gedeckter Gestehungskosten z.b. oft dann nicht, wenn es sich beim Aktionär um einen Kanton oder eine Gemeinde handelt. Kantone und Gemeinden treten die Energiebezugsrechte in der Regel an Dritte ab, meistens an EVUs. Mit dem Bezugsrecht gehen Zahlungspflichten einher dies zu Gestehungskosten oder zu Kosten, die den Gestehungskosten 5. April /5

239 nahekommen, was beim Absetzen am Markt ebenfalls zu einer Nicht-Deckung führt. Somit sind solche EVUs auch Träger des Kostenrisikos im beschriebenen Sinn und folglich in dritter Linie anspruchsberechtigt. Anspruchsvoraussetzung ist nicht nur das Tragen des Kostenrisikos, sondern auch (als formeller Aspekt), dass der in der Kaskade vorgelagerte Berechtigte die entsprechende Risikotragung bescheinigt. Mit diesem zweiten Erfordernis wird vermieden, dass es im Vollzug der Marktprämie zu Streitigkeiten allein darüber kommt, wer anspruchsberechtigt ist. Wer in der Berechtigungskette hinten kommt, ist also auf das Einverständnis desjenigen, der weiter vorne ist, angewiesen. Uneinigkeit zwischen diesen Akteuren kann natürlich gleichwohl entstehen, sie beschäftigt dann aber nicht das BFE beim Vollzug der Marktprämie. Differenzen sind im Innenverhältnis zu bereinigen; allfällige verbleibende Streitigkeiten sind je nach Ausgestaltung des Innenverhältnisses zu klären, oft also wohl durch Zivilgerichte. Absatz 3 bringt die Festlegung, dass die Marktprämie mit einem einzigen Gesuch für das gesamte Grosswasserkraft-Portfolio zu beantragen ist. Damit wird es zu einer insgesamt viel kleineren Zahl von Gesuchen kommen, als wenn pro Kraftwerk ein Gesuch zu stellen wäre. Trotz Portfolioansatz ist natürlich ein Aufarbeiten der Daten und Zahlen pro Kraftwerk nötig. Wer ein Gesuch stellt, wird die Daten und Zahlen für jedes einzelne Kraftwerk ausweisen müssen. Dazu werden die Kraftwerksbetreiber, auch wenn sie selber nicht anspruchsberechtigt sind, ihre Eigner bzw. Aktionäre unterstützen müssen. Der Bundesrat kann ihnen in diesem Zusammenhang Pflichten auferlegen (Art. 33a Abs. 5 Bst. h). Beim Vollzug wird auf jeden Fall sicherzustellen sein, dass ein zentrales Prinzip des Marktprämienmodells eingehalten wird: Für die Strommenge 100 Prozent eines Kraftwerks kann, ggf. durch verschiedene Berechtigte, maximal für diese 100 Prozent die Marktprämie beansprucht werden. Absatz 4: In der Grundversorgung gemäss Stromversorgungsgesetz vom 23. März 2007 (StromVG) kann Strom derzeit zu Gestehungskosten abgesetzt werden (vgl. Art. 4 Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008 [StromVV]). Der Nationalrat hat in seinem Marktprämienmodell den Grundsatz verankert: Strom aus Grosswasserkraft zuerst in der Grundversorgung. Durch ein solches prioritäres Absetzen in der Grundversorgung geschieht zweierlei: Erstens wird für den Strom aus Grosswasserkraft ein Absatz zu Gestehungskosten gesichert, was derzeit sehr attraktiv ist allein schon dies ist ein wesentlicher Unterstützungs-Faktor des Marktprämienmodells. Zweitens ist die Menge Strom, die ins Marktprämienmodell gelangt, kleiner als ohne prioritären Absatz in der Grundversorgung. Mit dem vorliegenden EnG-Text wird der beschriebene Grundsatz leicht modifiziert, indem zu einem hypothetischen Ansatz gewechselt wird. Die Berechtigten müssen, sofern sie Grundversorger sind, bloss einen rechnerischen Abzug machen, wodurch sich die Strommenge, die zur Prämie berechtigt, ebenfalls verkleinert. Eine Pflicht, den Strom auch effektiv in der Grundversorgung abzusetzen, haben sie indes nicht. Dadurch behalten sie die nötige Flexibilität und unternehmerische Freiheit bei ihrer Angebotsgestaltung. Die Grundversorger haben zwar keine Pflicht, dafür aber explizit ein Recht, den Strom aus Grosswasserkraft, und zwar vorrangig, in der Grundversorgung abzusetzen. Das wird für die Endverbraucherinnen und Endverbraucher zu tendenziell höheren Grundversorgungstarifen führen, soweit die EVUs ihren vergleichsweise teureren Wasserkraftstrom nicht schon heute in der Grundversorgung verkaufen. Das Recht (zum Verkauf in der Grundversorgung bzw. zur entsprechenden Einrechnung in die Grundversorgungstarife) wird explizit festgehalten, weil dies aufgrund von StromVG/StromVV nicht ohne weiteres klar ist, gerade was das vorrangige vollständige Absetzen bzw. tarifliche Anrechnen von Strom aus Grosswasserkraft betrifft. Zu diesem letzten Aspekt gilt sodann eine wichtige Einschränkung: Strom aus anderen erneuerbaren Energien sollen in der Grundversorgung wegen des Marktprämienmodells nicht benachteiligt werden. Er soll weiterhin auch in der Grundversorgung angeboten werden können, ohne dass die betreffenden EVUs deswegen faktisch gezwungen wären, auf die Marktprämie zu verzichten. Dies wird sichergestellt, indem die Menge solchen Erneuerbaren-Stroms vom rechnerischen Grundversorgungs-Abzug ausgenommen wird; diese Ausnahme gilt allerdings nur für Strom, der nicht via KEV gefördert wird. Absatz 5 enthält Delegationen an den Bundesrat. Dieser soll ganz generell einen grossen Spielraum für eine sachgerechte Regelung auf Stufe Verordnung haben. Der Vollzug soll einfach und schlank sein. Bei dessen Regelung soll der Bundesrat deshalb besonders darauf achten, dass auf bereits 5. April /5

240 bestehende Pflichten, z.b. Informations- und Berichterstattungspflichten gegenüber der Elektrizitätskommission (ElCom), aufgebaut bzw. Bestehendes und Vorhandenes, z.b. Dokumente und Berechnungen, nutzbar gemacht werden, so dass keine neuen Doppelspurigkeiten entstehen. Was den Marktpreis angeht (Bst. a), soll nicht eine Monatsbetrachtung (wie gemäss Nationalrat) stattfinden, sondern es sollen mehrere Werte möglich sein. Indem diese gleichen Werte bzw. Preise auch für den ausserbörslichen Handel gelten, werden Manipulationen in diesem Bereich unterbunden. Bst. b-c: Bei den Erlösen stehen die am Markt für den fraglichen Wasserkraftstrom gelösten Preise im Vordergrund. Eine Einnahmequelle (eines Betreibers/EVU) sind jedoch auch die Vermarktungserlöse für Systemdienstleistungen (SDL) und für Herkunftsnachweise (HKN). Bei den Gestehungskosten gilt es sich in erster Linie an dem zu orientieren, was gemäss Praxis der ElCom zu diesem Kostenblock gehört; darüber hinaus kann es aber sachgerecht sein, weitere Kostenfaktoren zu berücksichtigen. Es kann nötig sein, eine einheitliche Verzinsung, z.b. mittels eines WACC-Satzes (gewichtete Kapitalkosten), festzulegen. Für diesen ganzen Erlös-/Kosten-Komplex wird der Bundesrat aber v.a. eine Gesamtbetrachtung vornehmen müssen. Er darf daher auch eine grob vereinfachende Lösung schaffen und einzelne Faktoren in gegenseitiger Aufrechnung bewusst weglassen oder pauschale Werte, z.b. für Vermarktungs- und Dispositionskosten, vorsehen, die zwar nicht Abbild der Realität sind, dafür aber eine einfache Handhabung erlauben. Die nähere Bestimmung all dieser Faktoren kann der Bundesrat an das BFE übertragen. Mit dieser Stufung soll u.a. vermieden werden, dass sich aus den Vorgaben, namentlich zu den Gestehungskosten, Rückwirkungen auf StromVG/StromVV (auch ausserhalb des Marktprämienmodells) ergeben, was weder beabsichtigt noch erwünscht ist. Mit der Möglichkeit für Vorgaben zu den Grundversorgungstarifen (Bst. e) ginge es darum (vgl. Anliegen gemäss Abs. 3 Nationalrat), eine Handhabe zu schaffen, damit jene, die eine Marktprämie erhalten, nicht gleichzeitig nur den teuersten Grosswasserkraftstrom in der Grundversorgung absetzen. Hier wird die Kontrolle (im Rahmen von StromVG/StromVV) der ElCom obliegen. Das Verfahren (Bst. g) soll für alle Beteiligten möglichst einfach sein. Ob Vorjahreszahlen heranzuziehen sind oder ob es eine ex-post-betrachtung gibt, wird noch zu klären sein. Ferner wird wegen eines allfälligen (proportionalen) Kürzens der Marktprämien ein Stichtag für die Gesuche nötig sein. Wichtig ist sodann, dass das BFE auf die ElCom zugehen kann und Daten und Erkenntnisse, über die die ElCom verfügt, von dieser mitgeteilt erhält, denn es sollen keine Doppelspurigkeiten entstehen. Art. 37, 38 und 39a Die Mittel stammen aus dem Netzzuschlag und sind bei 0,2 Rp./kWh gedeckelt. Es dürften jährlich zwischen 100 bis maximal 120 Millionen Franken zu Verfügung stehen (u.a. abhängig von den Rückerstattungen und den Vollzugskosten). Das Marktprämienmodell ist sodann befristet, und zwar auf fünf Jahre. Diese Befristung ist mithin die gleiche wie beim Auslaufen der Einspeisevergütung (KEV). Zuständigkeit, Art. 70a Zuständig für den Vollzug des Marktprämienmodells ist das BFE, was wegen der allgemeinen Grundzuständigkeit des BFE (Art. 69 Abs. 1) keiner speziellen Erwähnung im Gesetz bedarf. Weil der Arbeitsaufwand aber unregelmässig anfallen wird und beim Bundespersonal Spardruck herrscht, wird das BFE die Arbeitslast nicht alleine bewältigen können. Es wird deshalb stark auf den Beizug Dritter, wie z.b. bei der Rückerstattung des Netzzuschlags, angewiesen sein (vgl. Art. 70a Abs. 1 Bst. a 0 ). 5. April /5

241 Schweizerische Eidgenossenschaft [Signature] [QR Code] Confédération suisse Confederazione Svizzera Confederaziun svizra Verordnung des UVEK über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung (HKSV) vom... Das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK), gestützt auf Artikel 5 der Energieverordnung vom...1 (EnV), verordnet.- 1. Abschnitt: Herkunftsnachweis Art.I Herkunftsnachweis 1 Der massgebende Produktionszeitraum für die Erfassung der produzierten Elektrizität beträgt für Anlagen mit einer Anschlussleistung von mehr als 30 kva einen Kalendermonat, für die übrigen Anlagen nach Wahl einen Kalendermonat, ein Kalenderquartal oder ein Kalenderjahr. 2 Der Herkunftsnachweis umfasst insbesondere: a. die Menge der produzierten Elektrizität in kwh; b. den Zeitraum der Produktion in Monaten; c. die Bezeichnung der Energieträger, die zur Produktion der Elektrizität eingesetzt wurden gemäss Anhang 1 Ziffer 1.1; d. die Angaben zur Identifizierung der Produktionsanlage, insbesondere Bezeichnung, Standort, Datum der Inbetriebnahme, Datum der letzten Konzessionserteilung bei Wasserkraftanlagen, Name und Adresse des Betreibers; e. die technischen Daten der Produktionsanlage, insbesondere Art der Anlage, elektrische Leistung und bei Wasserkraftanlagen zusätzlich die Angabe, ob es sich um ein Lauf- oder Speicherkraftwerk mit oder ohne Pumpbetrieb handelt; f. die Angaben zur Identifizierung der Stelle, an der die vorn Produzenten ins Netz eingespeiste Elektrizität gemessen wird (Messstelle), insbesondere Name und Adresse des Betreibers der Messstelle und Angaben zu deren SR... 1 SR

242 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 amtlicher Prüfung, Identifikationsnummer, Standort und Name und Adresse des Betreibers des über diese Messstelle versorgten Netzes; g. die Angabe, ob ein Teil der Elektrizität vor Ort verbraucht wird (Eigenverbrauch), h. die Angabe, ob und in welchem Umfang der Produzent eine Einmalvergütung, einen Investitionsbeitrag, eine Marktprämie oder eine Mehrkostenfinanzierung erhalten hat, i. Angaben zu den durch die Stromproduktion direkt verursachten Emissionen an CO2 sowie zu der Menge anfallender radioaktiver Abfälle. 3 In Abweichung von Artikel 1 Absatz 2 Buchstabe a kann bei Anlagen mit einer Anschlussleistung von höchstens 300 kva, die vor dem 1. Januar 2013 in Betrieb genommen wurden und einen Eigenverbrauch einschliesslich Hilfsspeisung von höchstens 20 Prozent der produzierten Elektrizitätsmenge aufweisen, im Herkunftsnachweis die eingespeiste Energie (Überschussproduktion) erfasst werden. 4 Ein Herkunftsnachweis, der nicht bis zwölf Monate nach Ende des jeweiligen Produktionszeitraums entwertet wird, verliert seine Gültigkeit und kann nicht mehr verwendet werden. Ein Herkunftsnachweis, dessen Produktionszeitraum entweder der Monat Januar, Februar, März oder April oder das ganze erste Quartal ist, verliert seine Gültigkeit erst Ende Mai des Folgejahres. 5 Die Vollzugsstelle nach Artikel 64 des Energiegesetzes vom 30. September (EnG) erlässt Richtlinien über die Form der Herkunftsnachweise; vorher gibt sie den interessierten Kreisen Gelegenheit zur Stellungnahme. Art. 2 Registrierung der Produktionsanlage 1 Grundlage für die Registrierung der Anlage bilden die Angaben nach Artikel l Absatz 2 Buchstaben c g. 2 Die Angaben müssen durch eine für diesen Fachbereich akkreditierte Konformitätsbewertungsstelle (Auditorin) beglaubigt werden. Bei Anlagen mit einer Anschlussleistung von höchstens 30 kva und bei Anlagen mit bestehenden Verträgen nach Artikel 73 Absatz 4 EnG3 reicht eine Beglaubigung durch die Betreiberin der Messstelle, sofern diese vom Produzenten rechtlich entflochten ist. 3 Die Vollzugsstelle überprüft regelmässig die Daten der registrierten Anlage und die erfassten Produktionsdaten. Sie kann zu diesem Zweck Kontrollen vor Ort durchführen und eine periodische Erneuerung der Beglaubigung nach Absatz 2 verlangen. 4 Der Produzent muss der Vollzugsstelle jede Änderung der Anlagedaten der betreffenden Produktionsanlage unverzüglich melden. SR SR

243 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 Art, 3 Ausnahme von der Registrierung Nicht registriert werden können Anlagen mit: a. einer Gleichstrom-Spitzenleistung von weniger als 2 kw bei der Photovoltaik; b. einer Anschlussleistung von weniger als 2 kva bei den übrigen Technologien. Art. 4 Erfassung der Produktionsdaten 1 Die Angaben nach Artikel 1 Absatz 2 Buchstaben a und b (Produktionsdaten) müssen an der Messstelle oder an einem virtuellen Messpunkt erfasst werden. 2 Zu erfassen ist die Elektrizitätsmenge (Nettoproduktion) als Differenz zwischen der Produktion direkt am Stromerzeuger (Bruttoproduktion) und dem Verbrauch der Energieanlage (Hilfsspeisung). 3 Die Erfassung hat durch direkte Messung oder durch Berechnung zu geschehen, wobei Letztere auf gemessenen Werten beruhen muss. 4 Bei Anlagen mit einer Anschlussleistung von höchstens 30 kva kann anstelle der Nettoproduktion nur die physikalisch ins Netz eingespeiste Elektrizität (Überschussproduktion) erfasst werden. Art. 5 Übermittlung der Produktionsdaten 1 Die Produktionsdaten müssen der Vollzugsstelle im Auftrag des Produzenten über ein automatisiertes Verfahren direkt von der Messstelle aus übermittelt werden. 2 Ist eine automatisierte Übermittlung nicht möglich, so können die Daten durch die Betreiberin der Messstelle, sofern diese vom Produzenten rechtlich entflochten ist, oder durch die Auditorin über das Herkunftsnachweis-Portal der Vollzugsstelle übermittelt werden. 3 Bei Anlagen, in denen zur Produktion von Elektrizität verschiedene Energieträger eingesetzt werden (Hybridanlagen), müssen zusätzlich die Anteile der verschiedenen Energieträger übermittelt werden. 4 Die Produktionsdaten müssen der Vollzugsstelle spätestens übermittelt werden: a. bei monatlicher Erfassung: jeweils bis Ende des Folgemonats; b. bei quartalsweiser Erfassung: jeweils bis Ende des Folgemonats; c. bei jährlicher Erfassung: jeweils bis Ende Februar des Folgejahres. Art. 6 Bestimmung der produzierten Elektrizitätsmenge beim Einsatz von Pumpen 1 Setzt eine Wasserkraftanlage Pumpen ein, um Wasser für die spätere Elektrizitätserzeugung zur Verfügung zu stellen, so ist bei der Berechnung der produzierten Elektrizitätsmenge die für den Pumpbetrieb aufgewendete Elektrizitätsmenge mit einem Wirkungsgrad von 83 Prozent zu multiplizieren und das Ergebnis von der 3

244 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 eingespeisten Elektrizitätsmenge abzuziehen. Allfällige negative Resultate aus der Vorperiode müssen zusätzlich abgezogen werden. 2 Ist der Wirkungsgrad im Jahresdurchschnitt geringer als 83 Prozent, so kann der Produzent bei der Vollzugsstelle die Verwendung eines tieferen Wirkungsgrades beantragen. Dazu muss er den tieferen Wert mit einer von unabhängiger Stelle durchgeführten Studie nachweisen. Der Wert muss so hoch angesetzt sein, dass bei der Erfassung der Herkunftsnachweise in jedem Fall nur die Elektrizitätsmenge berücksichtigt wird, die auf die natürlichen Zuflüsse zurückzuführen ist. Art. 7 Aufgaben der Vollzugsstelle 1 Die Vollzugsstelle erfasst die für die Registrierung der Anlagen sowie für die Erfassung, die Ausstellung, die Überwachung der Übertragung und die Entwertung der Herkunftsnachweise notwendigen Daten und führt eine entsprechende Datenbank. 2 Sie stellt auf Verlangen eine überprüfbare Bestätigung für die Entwertung eines Herkunftsnachweises in schriftlicher oder elektronischer Form aus. 3 Sie überwacht die Weitergabe der von ihr erfassten Herkunftsnachweise in der Schweiz sowie den Export und Import von Herkunftsnachweisen. 4 Sie stellt sicher, dass für die mit einem bestimmten Herkunftsnachweis bescheinigte Elektrizitätsmenge keine weiteren Herkunftsnachweise ausgestellt werden. 5 Sie erhebt Gebühren namentlich für die Registrierung der Anlagen sowie für die Erfassung, Ausstellung, Übertragung und Entwertung der Herkunftsnachweise und andere Leistungen im Zusammenhang mit dem Vollzug dieser Verordnung und stellt diese den einzelnen Nutzerinnen und Nutzern in Rechnung. 6 Sie führt alle Tätigkeiten kostengünstig und transparent durch. Das BFE überwacht und kontrolliert diese Tätigkeiten. Die Vollzugsstelle stellt dem BFE alle dafür notwendigen Unterlagen und Informationen zur Verfügung. 7 Die Vollzugsstelle vertritt die Schweiz in der Association of Issuing Bodies und weiteren internationalen Gremien im Zusammenhang mit Herkunftsnachweisen. 2. Abschnitt: Stromkennzeichnung Art. 8 1 Die Stromkennzeichnung nach Artikel 9 Absatz 3 Buchstabe b EnG4 muss mindestens einmal pro Kalenderjahr auf der Elektrizitätsrechnung oder zusammen mit dieser erfolgen und folgende Angaben enthalten: a. die prozentualen Anteile der eingesetzten Energieträger an der gelieferten Elektrizität; `} SR

245 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 b. die prozentualen Anteile der Elektrizität, die im Inland und im Ausland produziert wurden; c. das Bezugsjahr; d. den Namen und die Kontaktstelle des kennzeichnungspflichtigen Unternehmens. 2 Das kennzeichnungspflichtige Unternehmen ist auch dann für die Information der Endverbraucherinnen und Endverbraucher verantwortlich, wenn die Elektrizitätsrechnung von einem anderen Unternehmen zugestellt wird. 3 Im Übrigen ist die Stromkennzeichnung gemäss Anhang 1 vorzunehmen. 3. Abschnitt: Schlussbestimmungen Art. 9 Aufhebung und Änderung anderer Erlasse Die Aufhebung und die Änderung anderer Erlasse werden in Anhang 2 geregelt. Art. 10 Inkrafttreten Diese Verordnung tritt am 1. Januar 2018 in Kraft.... Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation: ; C ~l J ärd 5

246 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 Anforderungen an die Stromkennzeichnung 1 Energieträger und Zuordnung 1.1 Die Energieträger müssen wie folgt benannt werden: Anhang 1 (Art. 1 und 8) Obligatorische Hauptkategorien Erneuerbare Energien Wasserkraft übrige erneuerbare Energien geförderter Stromb Nicht erneuerbare Energien Kernenergie fossile Energieträger Abfdllec Unterkategorien Sonnenenergie Windenergie Biomassea Geothermie Erdöl Erdgas Kohle a Feste und flüssige Biomasse sowie Biogas b nach Artikel 19 des Gesetzes (Einspeisevergütung) Abfälle in Kehrichtverbrennungsanlagen und Deponien 1.2 Sind in den Hauptkategorien «übrige erneuerbare Energien» und «fossile Energieträger» Anteile zu verbuchen, so müssen diejenigen dazugehörenden Unterkategorien aufgeführt werden, bei denen der Wert grösser als Null ist. 1.3 Als Basis für die Zuteilung zu einer Kategorie dient der Herkunftsnachweis nach Artikel 1 oder ein europäischer Herkunftsnachweis nach Artikel 15 der Richtlinie 2009/28/EG5. Werden für die Stromproduktion aus nicht erneuerbare Energien in einem europäischen Land keine europäischen Herkunftsnachweise ausgestellt, so kann die Vollzugsstelle entsprechende Ersatz- Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23.,April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Anderung und anschliessenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG, ABI. L 140 vom , S. 16. G~

247 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 nachweise erfassen. Dazu muss bei der Vollzugsstelle eine Bestätigung des Produzenten eingereicht werden, wonach die Herkunft der entsprechenden Elektrizitätsmenge niemand anderem zugeteilt wird. 1.4 Die nach Artikel 19 EnG6 ausgewiesene Elektrizitätsmenge wird der Hauptkategorie «geförderter Strom» in der Hauptkategorie «erneuerbare Energien» zugeschlagen. Die Aufteilung der Energieträger muss in einer Fussnote aufgeführt werden. 1.5 Jede Kategorie enthält die Angabe der Anteile der im Inland bzw. im Ausland produzierten Elektrizität. 1.6 Nicht direkt an die eigenen Endverbraucherinnen und Endverbraucher gelieferte Elektrizität muss für die Berechnung des Lieferanten- oder des Produktemixes nach Artikel 4 Absatz 2 EnV in Abzug gebracht werden. Dies gilt insbesondere für vertraglich vereinbarte Lieferungen von Elektrizität einer oder mehrerer Energieträger-Kategorien an in- oder ausländische Wiederverkäufer oder an ausländische Endverbraucherinnen und Endverbraucher. 2 Kennzeichnung 2.1 Für die Lieferung in einem bestimmten Kalenderjahr sind nur Herkunftsnachweise mit einem Produktionszeitraum aus diesem Kalenderjahr zulässig. 2.2 Die Kennzeichnung muss sich auf die Daten des vorangegangenen Kalenderjahrs beziehen. 2.3 Grundlage für die Kennzeichnung bilden die Herkunfts- oder Ersatznachweise gemäss Ziffer 1.3, die für die im vergangenen Kalenderjahr produzierte Elektrizität ausgestellt wurden. 2.4 Die Kennzeichnung erfolgt mittels Tabelle, entsprechend dem Beispiel in Figur 1 oder Figur 2. Deren Masse müssen mindestens 10 x 7 cm betragen. 2.5 Wird in der Tabelle der Produktemix nach Artikel 4 Absatz 2 EnV angegeben (Beispiel: Figur 2), so ist auch auf den Fundort der gemeinsamen Veröffentlichung nach Artikel 4 Absatz 3 hinzuweisen. Beispiel einer Tabelle zur Kennzeichnung von Elektrizität nach den Mindestanforderungen für die Angabe des Lieferantenmixes: 6 SR VÀ

248 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 Figur 1 Stromkennzeichnung Ihr Stromlieferant: EVU ABC (Bsp.) Kontakt: (Bsp.), Tel Bezugsjahr: 2018 Der gesamthaft unseren Kundinnen und Kunden gelieferte Strom wurde produziert aus: in % Total aus der Schweiz erneuerbaren Energien 5 4, 0 % 44,0 Wasserkraft 50,0% 40,0% übrige erneuerbare Energien 0,0% 0,0% geförderter Stroml 4,0% 4,0% nicht erneuerbaren Energien 44,0 % 29,0 % Kernenergie 44,0% 29,0% fossile Energieträger 0,0% 0,0% Abfällen 2,0 0/. 2,0 Total 1 100,0 % 75,0 0/4 1 Geförderter Strom: 40 % Wasserkraft, 20 % Sonnenenergie, 7 % Windenergie, 30 % Biomasse und Abfälle aus Biomasse, 3 % Geothermie

249 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 Beispiel einer Tabelle zur Kennzeichnung von Elektrizität nach den Mindestanforderungen für die Angabe des Produktemixes: Stromkennzeichnung Ihr Stromlieferant: EVU ABC (Bsp.) Kontakt: (Bsp.), Tel Bezugsjahr: 2018 Der Ihnen gelieferte Strom (Stromprodukt XYZ) wurde produziert aus: Figur 2 in % Total aus der Schweiz erneuerbaren Energien 98,0 1/0 96,0 % Wasserkraft 91,0% 91,0% übrige erneuerbare Energien 3,0% 1,0% Sonnenenergie 0,5% 0,5 % Windenergie 2,0% 0,0% Biomasse 0,5% 0,5% geförderter Stroml 4,0% 4,0% nicht erneuerbaren Energien 0,0 -/o 0,0 Kernenergie 0,0% 0,0% fossile Energieträger 0,0% 0,0% Abfällen 2,0 '/"o2,0 ~o Total 100,0 0/. 98,0% i Geförderter Strom: 40 % Wasserkraft, 20 % Sonnenenergie, 7 % Windenergie, 30 % Biomasse und Abfälle aus Biomasse, 3 % Geothermie Vol

250 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 Aufhebung und Änderung anderer Erlasse Anhang 2 (Art. 9) 1 Die Herkunftsnachweis-Verordnung vom 24. November wird aufgehoben. '- Die Verordnung des UVEK vom 15. April über das energietechnische Prüfverfahren für Wasserwärmer, Warmwasser- und Wärmespeicher wird aufgehoben. II Die nachstehenden Erlasse werden wie folgt geändert: 1. Verordnung des UVEK vom 2. August fiber Angaben auf der Energieetikette von neuen Personenwagen Ingress gestützt auf Artikel 12 der Energieeffizienzverordnung vom...10, Art. 4 Durchschnittswert der CO2-Emissionen Der Durchschnittswert der CO2-Emissionen aller erstmals immatrikulierten Personenwagen beträgt für das Jahr g/km. 7 AS , , , , AS ). 9 SR ; AS SR... 10

251 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS Verordnung des UVEK vom 11. März Tiber die Berechnung der anrechenbaren Kosten von betrieblichen Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftwerken Ingress gestützt auf Artikel 32 Absatz 3 der Energieverordnung vom...12 (EnV), Ersatz von Audrücken 1 In Artikel 6 Absatz 2 erster Satz und Absatz 3 wird «Bescheid gemäss Artikel 17dler Absatz 2 EnV» ersetzt durch «Verfügung gemäss Artikel 30 Absatz 2 EnV». 2 In Artikel 6 Absätze 2 und 3 Buchstaben a, c und d wird «die nationale Netzgesellschaft» ersetzt durch «das BAFU». Art. 2 Abs. I 1 Haben die Sanierungsmassnahmen Auswirkungen auf den Betrieb eines Wasserkraftwerks und führen sie zu einer Minderung oder zu einer zeitlichen Verschiebung der Energieproduktion, so gelten die dadurch entstandenen Erlöseinbussen als anrechenbare Kosten im Sinne von Anhang 3 Ziffer 3.1 Buchstaben c und e EnV. Art. 3 Abs. 2 2 Bei Wasserkraftwerken, deren Inhaber Vergütungen nach den Artikeln 15, 72 Absatz 1 oder 73 Absatz 4 des Energiegesetzes vom 30. September (EnG) erhalten, sind anstelle der Swissix-Preise die zum jeweiligen Zeitpunkt ausgerichteten Vergütungen massgebend. Art. 4 Abs. 2 und 3 2 Für Inhaber von Wasserkraftwerken, die Vergütungen nach Artikel 15 EnG14 erhalten, sind bei der Berechnung der Erlöseinbussen nach Absatz 1 anstelle der Swissix-Preise die zum jeweiligen Zeitpunkt ausgerichteten Vergütungen massgebend. 3 Inhaber von Wasserkraftwerken, die Vergütungen nach den Artikeln 72 Absatz 1 oder 73 Absatz 4 EnG erhalten, dürfen keine Erlöseinbussen wegen zeitlicher Verschiebungen der Energieproduktion geltend machen. 11 SR SR_ 13 SR SR

252 Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung. V des UVEK AS 2017 Art. S Abs. 1 Einleitungssatz und Bst. d sowie Abs. 3 und 4 erster Satz 1 Das Verfahren zur Zusicherung der Entschädigung richtet sich nach den Artikeln EnV. Der Inhaber eines Wasserkraftwerks reicht mit dem Gesuch um Entschädigung ein: d. alle weiteren Angaben nach Anhang 3 Ziffer 1 EnV. 3 Das Bundesamt für Umwelt (BAFU) definiert in der Verfügung gemäss Artikel 30 Absatz 2 EnV die Parameter für die Berechnung der Produktion des Wasserkraftwerks mit und ohne Sanierungsmassnahmen und legt darin die voraussichtlich zu erwartenden kleinsten, mittleren und grössten jährlichen anrechenbaren Kosten fest. 4 Es kann die definierten Parameter neu definieren, wenn sich die tatsächlichen Verhältnisse wesentlich verändert haben. Art. 6 Abs. I 1 Das Verfahren zur Auszahlung der Entschädigung richtet sich nach den Artikeln 32 und 33 EnV. 12

253 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK November 2017 Ausführungsbestimmungen zum neuen Energiegesetz vom 30. September 2016 Verordnung über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung (HKSV) Erläuterungen

254 Teilrevision der Verordnung über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung (HKSV) Inhaltsverzeichnis 1. Einleitende Bemerkungen Grundzüge der Vorlage Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Verhältnis zum europäischen Recht Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen Erläuterungen zu den Anhängen...3

255 Teilrevision der Verordnung über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung (HKSV) 1. Einleitende Bemerkungen Am 30. September 2016 hat das Parlament das totalrevidierte Energiegesetz (EnG) verabschiedet (BBl ). Mit diesem erfolgen auch Anpassungen in elf weiteren Bundesgesetzen. Das Stimmvolk hat die Vorlage am 21. Mai 2017 angenommen. Die Änderungen auf Gesetzesstufe haben Auswirkungen auf verschiedene Verordnungen. 1 Dazu gehört auch die Verordnung vom 24. November 2006 des eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) über den Nachweis der Produktionsart und der Herkunft von Elektrizität (Herkunftsnachweis-Verordnung, HKNV; SR ). Die in der HKNV und der geltenden Energieverordnung (EnV; SR ) enthaltenen Regelungen sollen hinsichtlich Herkunftsnachweis und Stromkennzeichnung in einer neuen UVEK-Verordnung der Herkunftsnachweis- und Stromkennzeichnungsverordnung (HKSV) zusammengeführt werden. Diese Revision ist damit Bestandteil der aufgrund des neuen EnG notwendigen Anpassungen auf Verordnungsstufe. 2. Grundzüge der Vorlage Die HKSV basiert auf Artikel 5 der neuen EnV, der die Regelung der technischen Anforderungen sowie der Verfahren betreffend die Herkunftsnachweise und die Stromkennzeichnung an das UVEK delegiert. Systematisch werden die Herkunftsnachweise und die Stromkennzeichnung näher zusammengeführt und es wird klarer zwischen Bundesrats- und Departementsverordnung unterschieden: Die Ausführungsbestimmungen zur Stromkennzeichnung, die bisher im Anhang 4 der EnV aufgelistet waren, werden neu in die HKSV integriert. Der bisherige Name Verordnung des UVEK über den Nachweis der Produktionsart und der Herkunft von Elektrizität wird ersetzt durch Verordnung des UVEK über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung (Abkürzung HKSV ). 3. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Die Stichprobenkontrolle bei Unternehmen soll ausgeweitet werden. Heute wird bei nur ca. 20 Unternehmen (von rund 700 Unternehmen) kontrolliert, ob die Stromkennzeichnung korrekt umgesetzt wird. Dies führt zu einem Mehrbedarf von 50 Stellenprozenten beim Bundesamt für Energie (BFE). Der Mehraufwand wird intern kompensiert. 4. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Durch die Änderungen wird die Transparenz der Stromherkunft verbessert. Die Einführung der Volldeklaration kann bei einigen Unternehmen zu einem gewissen Initialaufwand führen. Durch die Automatisierung ist mittelfristig aber auch für diese Unternehmen mit einer Vereinfachung zu rechnen. 1 Vgl. dazu die ausführlichen Informationen zur Ausgangslage in den Erläuterungen zur Totalrevision der Energieverordnung (EnV) vom November

256 Teilrevision der Verordnung über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung (HKSV) 5. Verhältnis zum europäischen Recht Bereits heute erfüllt das Schweizer Herkunftsnachweissystem die europäischen Vorgaben gemäss Richtlinie 2009/28/EG Artikel 15 vollumfänglich. Die Bestimmungen zur Stromkennzeichnung entsprechen den europäischen Vorgaben gemäss Richtlinie 2009/72/EG Artikel 3 Ziffer 9 zum grössten Teil. Durch die Änderungen wird das derzeit bestehende Verhältnis zum europäischen Recht nicht verändert. 6. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen 1. Abschnitt: Herkunftsnachweis Art. 1 Herkunftsnachweis Absätze 1 bis 4 übernehmen betreffend die zu erfassenden Produktionszeiträume, die minimalen Angaben, die ein Herkunftsnachweis (HKN) enthalten muss, und dessen Gültigkeitsdauer die Regelungen aus der bisherigen HKNV. Im HKN ist neu zusätzlich anzugeben, ob die Anlage (teilweise) für den Eigenverbrauch produziert oder nicht. Für die internationale Kompatibilität des HKN muss zudem angegeben werden, ob für den darin erfassten Strom eine Förderung (Einmalvergütung, Investitionsbeitrag, Marktprämie oder Mehrkostenfinanzierung) in Anspruch genommen wurde oder nicht. Ebenfalls für die internationale Kompatibilität müssen auf dem HKN neu die bei der Stromproduktion verursachten CO2-Emissionen und radioaktiven Abfälle angegeben werden. Die bei der Einführung der Nettoproduktionsmessung festgelegte Ausnahmeregelung wird neu in Absatz 3 festgehalten (bisher Art. 6 Abs. 2 HKNV). Neu ist die Vollzugstelle und nicht mehr das BFE zum Erlass von Richtlinien zuständig (Abs. 5). Art. 2 Registrierung der Produktionsanlage Absätze 1 bis 4 übernehmen betreffend die Erfassung der Anlage unverändert die bisherigen Regelungen der HKNV. Art. 3 Ausnahme von der Registrierung Kleinstanlagen können aus Gründen der Verhältnismässigkeit neu nicht mehr erfasst werden. Art. 4 Erfassung der Produktionsdaten Artikel 4 regelt ebenfalls gleich wie im bisherigen Recht, welche Produktionsdaten wie zu erfassen sind. Aus Konsistenzgründen wird der Begriff Überschussenergie durch Überschussproduktion ersetzt (vgl. Art. 11 EnV). Art. 5 Übermittlung der Produktionsdaten Artikel 5 regelt die Übermittlung der Produktionsdaten an die Vollzugsstelle. Die automatisierte Datenlieferung wird neu zum Standard. Die Produktionsdaten von Anlagen mit einem intelligenten Messgerät oder einer Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung dürfen also nicht mehr manuell übermittelt werden. Jährlich erfasste Produktionsdaten müssen neu bis Ende Februar statt wie bisher bis Ende März übermittelt werden. Art. 6 Bestimmung der produzierten Elektrizitätsmenge beim Einsatz von Pumpen Die Regelung zur Gewährleistung, dass bei Pumpen lediglich für die mittels natürlichem Zufluss produzierte Elektrizität entsprechende HKN ausgestellt werden, entspricht ebenfalls unverändert bisherigem Recht. 2

257 Teilrevision der Verordnung über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung (HKSV) Art. 7 Aufgaben der Vollzugsstelle Die Vollzugsstelle ist zuständig für die Erfassung der für den Vollzug notwendigen Daten, das Führen einer entsprechenden Datenbank und die Überwachung der Weitergabe von Herkunftsnachweisen. Zudem hat sie zu gewährleisten, dass für dieselbe Elektrizität nicht mehrere HKN ausgestellt werden (Abs. 1 bis 4). Die Vollzugstelle erhebt für ihren Aufwand und für ihre Tätigkeiten Gebühren bei den einzelnen Nutzern, sprich den Produzenten, Händlern, Netzbetreibern und Lieferanten (Abs. 5). Die Gebührenansätze werden in Anhang 3 der Verordnung über die Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich vom 22. November 2006 (GebV-En, SR ) festgelegt. Wie im bisherigen Recht überwacht das BFE nach Absatz 6 die Tätigkeiten der Vollzugsstelle und genehmigt die Gebührenhöhe. Heute vertritt die nationale Netzgesellschaft, die Swissgrid AG, die Schweiz in der Association of Issuing Bodies, welche die technischen Anforderungen der HKN international festlegt. Neu wird insbesondere diese Vertretung durch die Vollzugsstelle vorgenommen. 2. Abschnitt: Stromkennzeichnung Art. 8 Artikel 8 legt fest, wie häufig die Stromkennzeichnung gegenüber dem Endverbraucher mindestens zu erfolgen und welche Informationen sie zu enthalten hat (Abs. 1). Das kennzeichnungspflichtige Unternehmen ist gemäss Absatz 2 gegenüber seinen Endverbrauchern für die Einhaltung von Absatz 1 in jedem Fall verantwortlich. 3. Abschnitt: Schlussbestimmungen Art. 9 Aufhebung und Änderung anderer Erlasse Die Aufhebung und Änderung anderer Erlasse auf Stufe Departement wird in Anhang 2 geregelt. 7. Erläuterungen zu den Anhängen Anhang 1 Der Anhang 1 zur HKSV legt die spezifischen Vorschriften zur Stromkennzeichnung fest. Die Bestimmungen unter Ziffer 1 regeln, wie die verschiedenen Energieträger zu kategorisieren sind und wie die Zuteilung zu erfolgen hat. Unter Ziffer 2 wird die grafische Darstellung der Stromkennzeichnung geregelt. Die Ziffern 1.1 und 1.2 legen verbindlich fest, wie die Haupt- und Unterkategorien der Energieträger zu benennen und welche Kategorien aufzuführen sind. Ziffer 1.3 legt den Schweizer bzw. EU-HKN als Standard fest. Da es im Ausland nicht für alle Produktionsarten Herkunftsnachweise gibt, können bei Bedarf entsprechende Ersatznachweise erfasst werden, bspw. um Strom aus französischen Kernkraftwerken deklarieren zu können. Ziffer 1.4 legt fest, wie der Strom aus dem Einspeisevergütungssystem auszuweisen ist. Ziffer 1.5 gibt vor, dass zwischen in- und ausländischem Strom unterschieden werden muss. Ziffer 1.6 legt fest, dass sich die Stromkennzeichnung ausschliesslich auf die eigenen Endkunden in der Schweiz bezieht. Die Ziffern 2.1 bis 2.3 geben vor, dass sich die Stromkennzeichnung jeweils auf das vorangegangene Kalenderjahr zu beziehen hat und dass nur Herkunfts- bzw. Ersatznachweise für die Produktion im betreffenden Kalenderjahr verwendet werden können. Die Ziffern 2.4 und 2.5 legen fest, wie die Stromkennzeichnung darzustellen ist, sei es als Lieferanten- oder als Produktemix. Wird letzterer deklariert, so muss zusätzlich auf das Verzeichnis aller Lieferantenmixe im Internet hingewiesen werden ( 3

258 Teilrevision der Verordnung über den Herkunftsnachweis und die Stromkennzeichnung (HKSV) Anhang 2 Anhang 2 regelt die Aufhebung und die Änderung anderer Erlasse auf Stufe Departement. Die HKSV tritt an die Stelle der bisherigen HKNV. Diese wird daher aufgehoben. Weiter wird die Departementsverordnung über das energietechnische Prüfverfahren für Wasserwärmer, Warmwasser- und Wärmespeicher aufgehoben, da neu auch für diese Geräte das EU-Recht übernommen wird; die entsprechenden Regelungen werden in der neuen EnEV aufgenommen. Mit der Änderung der Departementsverordnungen über Angaben auf der Energieetikette von neuen Personenwagen und über die Berechnung der anrechenbaren Kosten von betrieblichen Sanierungsmassnahmen bei Wasserkraftwerken werden aufgrund der neuen Energieverordnung die entsprechenden Verweise und Zuständigkeiten angepasst. 4

259 [Signature] [QR Code] Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) vom Der Schweizerische Bundesrat, gestützt auf das Energiegesetz vom 30. September (EnG) und in Ausführung des Bundesgesetzes vom 6. Oktober über die technischen Handelshemmnisse (THG), verordnet: 1. Kapitel: Allgemeine Bestimmungen Art. 1 Zweck und Geltungsbereich 1 Mit dieser Verordnung soll der Energieverbrauch serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte reduziert und deren Energieeffizienz gesteigert werden. 2 Sie gilt für serienmässig hergestellte Anlagen, Fahrzeuge und Geräte sowie deren serienmässig hergestellte Bestandteile, die in erheblichem Ausmass Energie verbrauchen und in der Schweiz in Verkehr gebracht oder abgegeben werden. Art. 2 Begriffe In dieser Verordnung bedeuten: a. Inverkehrbringen: das erstmalige entgeltliche oder unentgeltliche Überlassen von serienmässig hergestellten Anlagen, Fahrzeugen oder Geräten auf dem schweizerischen Markt; dem Inverkehrbringen gleichgestellt ist das erstmalige Anbieten dieser Anlagen, Fahrzeuge oder Geräte; b. Abgeben: das weitere gewerbsmässige Verkaufen von serienmässig hergestellten Anlagen, Fahrzeugen oder Geräten auf dem schweizerischen Markt; dem Abgeben gleichgestellt ist das weitere Anbieten dieser Anlagen, Fahrzeuge oder Geräte im Hinblick auf dessen gewerbsmässiges Verkaufen. SR... 1 SR SR

260 Energieeffizienzverordnung AS Kapitel: Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 1. Abschnitt: Serienmässig hergestellte Anlagen und Geräte und deren serienmässig hergestellte Bestandteile Art. 3 Allgemeine Voraussetzungen Die in den Anhängen aufgeführten, serienmässig hergestellten Anlagen und Geräte sowie deren serienmässig hergestellte Bestandteile (Anlagen und Geräte) dürfen nur in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie: a. die Mindestanforderungen an den spezifischen Energieverbrauch, an die Energieeffizienz und an die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften erfüllen; b. das energietechnische Prüfverfahren (Konformitätsbewertungsverfahren) durchlaufen haben; und c. mit den Angaben zum spezifischen Energieverbrauch, zur Energieeffizienz und zu den energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften gekennzeichnet sind. Art. 4 Mindestanforderungen 1 Die Mindestanforderungen an den spezifischen Energieverbrauch, an die Energieeffizienz und an die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften von Anlagen und Geräten sind in den Anhängen festgelegt. 2 Die Mindestanforderungen gelten auch für Anlagen und Geräte, die für den gewerblichen Eigengebrauch beschafft werden. Art. 5 Konformitätsbewertungsverfahren 1 Das Konformitätsbewertungsverfahren dient der einheitlichen Ermittlung des spezifischen Energieverbrauchs, der Energieeffizienz sowie der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften von Anlagen und Geräten; die Einzelheiten sind in den Anhängen geregelt. 2 Das Konformitätsbewertungsverfahren ist nach einem der in Artikel 8 Ziffer 2 der Richtlinie 2009/125/EG 3 vorgesehenen Verfahren durchzuführen. Art. 6 Kennzeichnung 1 Wer die in den Anhängen , 3.1 und 3.2 aufgeführten Anlagen und Geräte in Verkehr bringt oder abgibt, muss sie mit der Energieetikette kennzeichnen. 3 Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 21. Oktober 2009 zur Schaffung eines Rahmens für die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung energieverbrauchsrelevanter Produkte, ABl. L 285 vom , S. 10; geändert durch Richtlinie 2012/27/EU, ABl. L 315 vom , S. 1. 2

261 Energieeffizienzverordnung AS Die Energieetikette muss in einheitlicher und vergleichbarer Form Auskunft geben über den Verbrauch an Energie und an anderen Ressourcen sowie über den Nutzen bei den massgebenden Betriebsarten; die Einzelheiten sind in den Anhängen nach Absatz 1 geregelt. 3 Wer Anlagen und Geräte nach Absatz 1 in Verkehr bringt oder abgibt, muss dafür sorgen, dass die Energieetikette: a. an den Ausstellungsexemplaren und in den Unterlagen, die mit diesen mitgeliefert werden, erscheint; b. in den Verkaufsunterlagen, namentlich in Prospekten und im Werbematerial, und in der verkaufsbezogenen Werbung gut lesbar abgebildet ist. 4 In den Verkaufsunterlagen nach Absatz 3 Buchstabe b kann alternativ die Energieeffizienzklasse in Weiss auf einem Pfeil dargestellt werden, der die gleiche Form und Farbe hat wie die entsprechende Energieeffizienzklasse auf der Energieetikette; es ist die gleiche Schriftgrösse wie für die Preisangabe zu verwenden. Art. 7 Konformitätserklärung 1 Wer Anlagen und Geräte in Verkehr bringt oder abgibt, muss mit einer Konformitätserklärung bestätigen können, dass diese den in den Anhängen festgelegten Anforderungen entsprechen. 2 Die Konformitätserklärung muss in einer schweizerischen Amtssprache oder in Englisch abgefasst sein und folgende Angaben enthalten: a. den Namen und die Adresse des Herstellers oder seines in der Schweiz niedergelassenen Vertreters; b. eine Beschreibung der Anlage oder des Gerätes; c. eine Erklärung, dass die Anlage oder das Gerät die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt; d. die Fundstelle der technischen Normen oder andere Spezifikationen, mit denen die Anlage oder das Gerät übereinstimmt und aufgrund deren die Konformität mit den Anforderungen dieser Verordnung erklärt werden; e. den Namen und die Adresse der Person, welche die Konformitätserklärung für den Hersteller oder seinen in der Schweiz niedergelassenen Vertreter unterzeichnet. 3 Fällt eine Anlage oder ein Gerät unter mehrere Regelungen, die eine Konformitätserklärung verlangen, so kann eine einzige Konformitätserklärung ausgestellt werden. 4 Die Konformitätserklärung muss während zehn Jahren seit der Herstellung der Anlage oder des Gerätes vorgelegt werden können. Die Frist beginnt mit der Herstellung des letzten Exemplars einer Serie zu laufen. 3

262 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Art. 8 Technische Unterlagen 1 Wer Anlagen und Geräte in Verkehr bringt oder abgibt, muss mittels technischer Unterlagen belegen können, dass die in den Anhängen festgelegten Anforderungen erfüllt sind. 2 Die technischen Unterlagen müssen in einer schweizerischen Amtssprache oder in Englisch abgefasst sein und insbesondere folgende Angaben enthalten: a. alle Angaben, die für die eindeutige Identifizierung der Anlage oder des Gerätes erforderlich sind; b. eine allgemeine Beschreibung der Anlage oder des Gerätes und dessen vorgesehene Verwendung; c. Angaben über die wichtigsten Merkmale des Modells, insbesondere über Aspekte, die für den Energieverbrauch des Modells von besonderer Bedeutung sind wie Abmessungen, Inhalte und Besonderheiten, und gegebenenfalls Zeichnungen des Modells; d. die Gebrauchsanleitung; e. eine Liste der ganz oder teilweise angewandten Normen sowie eine Beschreibung der zur Erfüllung der grundlegenden Anforderungen gewählten Lösung, soweit die bezeichneten Normen nicht angewandt wurden; f. die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen, die innerhalb des Konformitätsbewertungsverfahrens gemacht wurden; g. die Prüfberichte des Herstellers oder die durch eine Prüfstelle erstellten Prüfberichte. 3 Die technischen Unterlagen können in einer anderen Sprache abgefasst sein, sofern die zu ihrer Beurteilung erforderlichen Auskünfte in einer schweizerischen Amtssprache oder in Englisch erteilt werden. 4 Die technischen Unterlagen müssen während zehn Jahren seit der Herstellung der Anlage oder des Gerätes vorgelegt werden können. Die Frist beginnt mit der Herstellung des letzten Exemplars einer Serie zu laufen. Art. 9 Prüf- und Konformitätsbewertungsstellen Prüf- und Konformitätsbewertungsstellen, die Berichte oder Bescheinigungen erstellen, müssen: a. nach der Akkreditierungs- und Bezeichnungsverordnung vom 17. Juni akkreditiert sein; b. von der Schweiz im Rahmen von internationalen Übereinkommen anerkannt sein; oder c. durch das Bundesrecht anderweitig ermächtigt sein. 4 SR

263 Energieeffizienzverordnung AS Abschnitt: Serienmässig hergestellte Personenwagen und deren serienmässig hergestellte Bestandteile Art. 10 Kennzeichnung bei Personenwagen 1 Wer einen serienmässig hergestellten Personenwagen im Sinne von Artikel 11 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung vom 19. Juni über die technischen Anforderungen an Strassenfahrzeuge (VTS), der nicht mehr als 2000 Kilometer Fahrleistung aufweist (neuer Personenwagen), in Verkehr bringt oder abgibt, muss ihn mit der Energieetikette oder mit den Angaben nach Anhang 4.1 Ziffer Buchstaben f i kennzeichnen. 2 Wer einen serienmässig hergestellten Personenwagen mit mehr als 2000 Kilometern Fahrleistung in Verkehr bringt oder abgibt und diesen mit der Energieetikette oder mit Angaben nach Anhang 4.1 Ziffer Buchstaben f i kennzeichnet, muss die zum Zeitpunkt der Kennzeichnung gültigen Angaben verwenden. 3 Die Kennzeichnung richtet sich nach den Anforderungen nach Anhang 4.1. Art. 11 Information der Öffentlichkeit in Bezug auf Anhang Das Bundesamt für Energie (BFE) wertet jährlich die Daten über den Energieverbrauch, über die CO 2-Emissionen sowie über weitere Eigenschaften aller im Vorjahr erstmals immatrikulierten serienmässig hergestellten Personenwagen aus und informiert die Öffentlichkeit darüber. 2 Das Bundesamt für Strassen stellt die dafür notwendigen Daten zur Verfügung. 3 Das BFE erstellt Datenbanken und Listen, die Angaben nach Anhang 4.1 Ziffer der in Verkehr gebrachten oder abgegebenen aktuellen serienmässig hergestellten Personenwagen enthalten. Insbesondere erstellt es Ranglisten nach dem Kriterium des Energieverbrauchs und der CO 2-Emissionen. Es orientiert sich dabei an Anhang II der Richtlinie 1999/94/EG 6. 4 Es stellt die Informationen aus den Datenbanken und die Listen nach Absatz 3 auf dem Internet zur Verfügung und aktualisiert sie regelmässig. 5 SR Richtlinie 1999/94/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Dezember 1999 über die Bereitstellung von Verbraucherinformationen über den Kraftstoffverbrauch und CO 2-Emissionen beim Marketing für neue Personenkraftwagen, ABl. L 12 vom , S. 16; zuletzt geändert durch Verordnung (EG) Nr. 1137/2008, ABl. L 311 vom , S. 1. 5

264 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Art. 12 Ausführungsbestimmungen zu Anhang Das UVEK erlässt folgende Bestimmungen zu Anhang 4.1: a. Es legt die Grenzen der Energieeffizienz-Kategorien fest. b. Es legt den Durchschnittswert der CO 2-Emissionen aufgrund der erstmals immatrikulierten serienmässig hergestellten Personenwagen und den biogenen Treibstoffanteil fest. c. Es legt die Faktoren zur Berechnung der Benzinäquivalente und der Primärenergie-Benzinäquivalente sowie der CO 2-Emissionen aus der Treibstoffund der Strombereitstellung fest. Es berücksichtigt dabei die neuen Erkenntnisse der Wissenschaft und der Technik und die internationale Entwicklung. d. Es legt die Parameter fest, die für die Berechnung der Bewertungszahl nach Anhang 4.1 Ziffer 5 benötigt werden. 2 Es passt die Festlegungen nach Absatz 1 jährlich an. Die Anpassungen werden jeweils bis zum 31. Juli des laufenden Jahres bekannt gegeben und auf den 1. Januar des Folgejahres in Kraft gesetzt. Art. 13 Inverkehrbringen und Abgeben von Reifen Wer Reifen der Klassen C1, C2 oder C3 gemäss der Verordnung (EG) Nr. 1222/ in Verkehr bringt oder abgibt, muss die Anforderungen nach Anhang 4.2 erfüllen. 3. Kapitel: Vollzug Art. 14 Kontrolle und Massnahmen 1 Das BFE kontrolliert, ob die in Verkehr gebrachten und abgegebenen serienmässig hergestellten Anlagen, Fahrzeuge und Geräte sowie deren serienmässig hergestellte Bestandteile die Anforderungen dieser Verordnung erfüllen. 2 Es führt zu diesem Zweck Stichproben durch und verfolgt begründete Hinweise, wonach Vorschriften dieser Verordnung nicht eingehalten werden. 3 Ergibt die Kontrolle, dass Vorschriften dieser Verordnung verletzt sind, so verfügt das BFE die geeigneten Massnahmen. Art. 15 Besondere Befugnisse bei Anlagen und Geräten 1 Im Rahmen der nachträglichen Kontrolle ist das BFE befugt, die für den Nachweis der Konformität erforderlichen Unterlagen und Informationen zu verlangen, Muster zu erheben und Prüfungen zu veranlassen. 7 Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. November 2009 über die Kennzeichnung von Reifen in Bezug auf die Kraftstoffeffizienz und andere wesentliche Parameter, ABl. L 342 vom , S. 46; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 1235/2011, ABl. L 317 vom , S

265 Energieeffizienzverordnung AS Legt die Person, die Anlagen oder Geräte in Verkehr bringt oder abgibt, die verlangten Unterlagen innerhalb der vom BFE festgesetzten Frist nicht oder nicht vollständig vor, so kann das BFE auf deren Kosten eine energietechnische Überprüfung (Konformitätsüberprüfung) anordnen. 3 Das BFE kann eine zusätzliche Konformitätsüberprüfung anordnen, insbesondere wenn: a. aus dem Nachweis nach den Artikeln 7 und 8 nicht hinreichend hervorgeht, dass die Anlagen oder Geräte den Anforderungen dieser Verordnung entsprechen; b. Zweifel bestehen, ob die Anlagen oder Geräte mit den eingereichten Unterlagen übereinstimmen. 4 Ergibt die Überprüfung nach Absatz 3, dass die Anlagen oder Geräte den Anforderungen dieser Verordnung nicht entsprechen, so trägt die Person, die diese in Verkehr gebracht oder abgegeben hat, die Kosten der Überprüfung. 5 Das BFE kann insbesondere das Inverkehrbringen und das Abgeben verbieten, die Behebung der Verletzung, den Rückruf, die Beschlagnahme und die Einziehung verfügen sowie die von ihm getroffenen Massnahmen veröffentlichen. 4. Kapitel: Strafbestimmungen Art. 16 Nach Artikel 70 Absätze 1 Buchstabe g und 2 EnG wird bestraft, wer Produkte, die nicht unter diese Verordnung fallen, mit Etiketten, Zeichen, Symbolen oder Beschriftungen versieht, die zu einer Verwechslung mit der in dieser Verordnung sowie den Anhängen geregelten Kennzeichnung führen können. 5. Kapitel: Schlussbestimmungen Art. 17 Änderung anderer Erlasse Die Änderung anderer Erlasse wird in Anhang 5 geregelt. Art. 18 Inkrafttreten Diese Verordnung tritt am 1. Januar 2018 in Kraft. Im Namen des Schweizerischen Bundesrates Die Bundespräsidentin: Doris Leuthard Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr 7

266 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.1 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Kühl- und Gefriergeräte sowie deren Kombinationen 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Kühl-, Tiefkühl- und Gefriergeräte (Kühl- und Gefriergeräte) sowie deren Kombinationen mit einem Nutzinhalt zwischen 10 und 1500 Liter. 1.2 Ausgenommen sind: a. Geräte nach Artikel 1 Ziffer 3 der Verordnung (EG) Nr. 643/ ; b. Geräte nach Anhang 1.14 dieser Verordnung. 1.3 Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 643/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Kühl- und Gefriergeräte nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn ihr Energieeffizienzindex (EEI) gemäss Anhang IV der Verordnung (EG) Nr. 643/ unter 33 liegt. 2.2 Absorptionsgeräte und Kühlgeräte, die keine Kompressorgeräte sind, dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn ihr Nutzinhalt kleiner als 60 Liter ist und wenn ihr Energieeffizienzindex (EEI) gemäss Anhang IV der Verordnung (EG) Nr. 643/2009 unter 110 liegt. 2.3 Weinlagerschränke dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn ihr Energieeffizienzindex (EEI) gemäss Anhang IV der Verordnung (EG) Nr. 643/2009 unter 55 liegt. 8 Verordnung (EG) Nr. 643/2009 der Kommission vom 22. Juli 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Haushaltskühlgeräten, ABl. L 191 vom , S. 53; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff

267 Energieeffizienzverordnung AS Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Kühl- und Gefriergeräte nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen III und IV der Verordnung (EG) Nr. 643/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle ein Kühloder Gefriergerät anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang V Ziffer 2 der Verordnung (EG) Nr. 643/2009 erfüllen. 4 Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen II VI, VIII und IX der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1060/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang X der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1060/ Siehe Fussnote zu Ziff Delegierte Verordnung (EU) Nr. 1060/2010 der Kommission vom 28. September 2010 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Kennzeichnung von Haushaltskühlgeräten in Bezug auf den Energieverbrauch, ABl. L 314 vom , S. 17; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S. 1. 9

268 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.2 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Haushaltswaschmaschinen 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Haushaltswaschmaschinen. 1.2 Ausgenommen sind Haushaltswaschmaschinen, die auch mit anderen Energiequellen betrieben werden können. 1.3 Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 1015/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Haushaltswaschmaschinen nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 1015/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Haushaltswaschmaschinen nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I und II der Verordnung (EU) Nr. 1015/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle eine Haushaltswaschmaschine anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 1015/2010 erfüllen. 12 Verordnung (EU) Nr. 1015/2010 der Kommission vom 10. November 2010 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Haushaltswaschmaschinen, ABl. L 293 vom , S. 21; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

269 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen I IV, VI und VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1061/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang VIII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1061/ Delegierte Verordnung (EU) Nr. 1061/2010 der Kommission vom 28. September 2010 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Kennzeichnung von Haushaltswaschmaschinen in Bezug auf den Energieverbrauch, ABl. L 314 vom , S. 47; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S

270 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.3 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Haushaltswäschetrockner 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Haushaltswäschetrockner. 1.2 Ausgenommen sind Haushaltswäschetrockner, die auch mit anderen Energiequellen betrieben werden können. 1.3 Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 932/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Haushaltswäschetrockner nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn ihr Energieeffizienzindex (EEI) gemäss Anhang II Ziffer 1 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 932/ unter 42 liegt. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Haushaltswäschetrockner nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach Anhang II der Verordnung (EU) Nr. 932/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Haushaltswäschetrockner anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 932/2012 einhalten. 16 Verordnung (EU) Nr. 932/2012 der Kommission vom 3. Oktober 2012 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Haushaltswäschetrocknern, ABl. L 278 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

271 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen I IV, VI und VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 392/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang VIII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 392/ Delegierte Verordnung (EU) Nr. 392/2012 der Kommission vom 1. März 2012 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Kennzeichnung von Haushaltswäschetrocknern in Bezug auf den Energieverbrauch, ABl. L 123 vom , S. 1; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S

272 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.4 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs.1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener kombinierter Haushalts-Wasch-Trocken-Automaten 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene kombinierte Haushalts-Wasch-Trocken-Automaten. 1.2 Ausgenommen sind Haushalts-Wasch-Trocken-Automaten, die auch mit anderen Energiequellen betrieben werden können. 2 Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Haushalts-Wasch-Trocken-Automaten nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie höchstens 0,93 kwh elektrische Energie pro kg Wäsche für einen vollständigen Betriebszyklus Waschen, Schleudern und Trocknen bei Verwendung des Standardprogramms «Baumwolle 60 C» und des Trockenprogramms «Baumwolle schranktrocken», ermittelt nach den Definitionen und Prüfverfahren der Richtlinie 96/60/EG 20 und der Norm EN , verbrauchen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Haushalts-Wasch-Trocken-Automaten nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I und IV der Richtlinie 96/60/EG 22 gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Haushalts-Wasch-Trocken-Automaten anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte dürfen höchstens 10 Prozent von den vorgeschriebenen Werten abweichen. 20 Richtlinie 96/60/EG der Kommission vom 19. September 1996 zur Durchführung der Richtlinie 92/75/EWG des Rates betreffend die Energieetikettierung für kombinierte Haushalts-Wasch-Trockenautomaten, ABl. L 266 vom , S Der Text der EN-Norm kann bezogen werden beim Verband für Elektro-, Energie- und Informationstechnik (Electrosuisse), Luppmenstrasse 1, 8320 Fehraltorf; 22 Siehe Fussnote zu Ziff

273 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen gemäss der Richtlinie 96/60/EG 23 vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 23 Siehe Fussnote zu Ziff

274 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.5 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Haushaltsgeschirrspüler 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Haushaltsgeschirrspüler. 1.2 Er gilt auch für Haushaltsgeschirrspüler, die für nicht haushaltsübliche Zwecke in Verkehr gebracht oder abgegeben werden. 1.3 Ausgenommen sind Haushaltsgeschirrspüler, die auch mit nicht elektrischen Energiequellen betrieben werden können. 1.4 Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 1016/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Haushaltsgeschirrspüler nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 1016/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Haushaltsgeschirrspüler nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I und II der Verordnung (EU) Nr. 1016/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Haushaltsgeschirrspüler anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 1016/2010 erfüllen. 24 Verordnung (EU) Nr. 1016/2010 der Kommission vom 10. November 2010 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Haushaltsgeschirrspülern, ABl. L 293 vom , S. 31; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

275 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen I IV, VI und VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1059/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang VIII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1059/ Delegierte Verordnung (EU) Nr. 1059/2010 der Kommission vom 28. September 2010 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Kennzeichnung von Haushaltsgeschirrspülern in Bezug auf den Energieverbrauch, ABl. L 314 vom , S. 1; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S

276 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.6 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Haushaltselektrobacköfen 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Haushaltselektrobacköfen einschliesslich in Herde integrierter Backöfen. 1.2 Ausgenommen sind: a. Backöfen, die mit anderen Energiequellen betrieben werden können; b. Backöfen nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 66/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 66/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Haushaltselektrobacköfen nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn ihr Energieeffizienzindex gemäss Anhang II Ziffer 1 der Verordnung (EU) Nr. 66/ unter 107 liegt. 2.2 Ab 1. Februar 2019 sind die Anforderungen der dritten Stufe nach Anhang I Ziffer 1.1 der Verordnung (EU) Nr. 66/2014 zu erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Haushaltselektrobacköfen nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I Ziffer 2.1 und II Ziffer 1 der Verordnung (EU) Nr. 66/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Haushaltselektrobackofen anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 66/2014 erfüllen. 28 Verordnung (EU) Nr. 66/2014 der Kommission vom 14. Januar 2014 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Haushaltsbacköfen, -kochmulden und -dunstabzugshauben, ABl. L 29 vom , S. 33; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

277 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen I VI der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 65/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 65/ Übergangsbestimmungen Backöfen, welche die ab 1. Februar 2019 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Januar 2020 abgegeben werden. 31 Delegierte Verordnung (EU) Nr. 65/2014 der Kommission vom 1. Oktober 2013 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Energieverbrauchskennzeichnung von Haushaltsbacköfen und - dunstabzugshauben, Fassung gemäss ABl. L 29 vom , S

278 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.7 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Haushaltsdunstabzugshauben 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Haushaltsdunstabzugshauben, einschliesslich solcher, die nicht für den Hausgebrauch verkauft werden. 1.2 Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 66/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Haushaltsdunstabzugshauben nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang 1 Ziffer 1.3 der Verordnung (EU) Nr. 66/ erfüllen. 2.2 Ab 1. Februar 2019 sind die Anforderungen der dritten Stufe nach Anhang I Ziffer der Verordnung (EU) Nr. 66/2014 zu erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Haushaltsdunstabzugshauben nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I Ziffern 1.3 und 2.3 und II Ziffer 3 der Verordnung (EU) Nr. 66/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle eine Haushaltsdunstabzugshaube anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 66/2014 erfüllen. 32 Verordnung (EU) Nr. 66/2014 der Kommission vom 14. Januar 2014 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Haushaltsbacköfen, -kochmulden und -dunstabzugshauben, ABl. L 29 vom , S. 33; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

279 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen I VI der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 65/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Bezüglich des Zeitplans für die Inkraftsetzung der neuen Etiketten und ihrer Gestaltung gelten die Vorschriften nach Artikel 3 Ziffer 3 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 65/ Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 65/ Übergangsbestimmungen 5.1 Haushaltsdunstabzugshauben, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Juli 2018 abgegeben werden. 5.2 Haushaltsdunstabzugshauben, welche die ab 1. Februar 2019 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Januar 2020 abgegeben werden. 5.3 Haushaltsdunstabzugshauben, welche die Anforderungen an die Kennzeichnung gemäss Ziffer 4.2 nicht erfüllen, dürfen ab Datum der Inkraftsetzung der neuen Etiketten nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Geräte mit bisherigen Etiketten dürfen ab diesem Datum noch während zwei Jahren abgegeben werden. 35 Delegierte Verordnung (EU) Nr. 65/2014 der Kommission vom 1. Oktober 2013 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Energieverbrauchskennzeichnung von Haushaltsbacköfen und -dunstabzugshauben, Fassung gemäss ABl. L 29 vom , S

280 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.8 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Staubsauger 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Staubsauger, einschliesslich Hybridstaubsauger. 1.2 Ausgenommen sind Staubsauger nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 666/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 666/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Staubsauger nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 666/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Staubsauger nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I und II der Verordnung (EU) Nr. 666/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Staubsauger anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 666/2013 erfüllen. 36 Verordnung (EU) Nr. 666/2013 der Kommission vom 8. Juli 2013 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Staubsaugern, ABl. L 192 vom , S. 24; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

281 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen I IV der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 665/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Bezüglich des Zeitplans für die Inkraftsetzung der neuen Etiketten und ihrer Gestaltung gelten die Vorschriften nach Artikel 3 Ziffer 2 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 665/ Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang VIII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 665/ Übergangsbestimmungen 5.1 Staubsauger, welche die geltenden Anforderungen dieses Anhangs nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. August 2019 abgegeben werden. 5.2 Staubsauger, welche die Anforderungen an die Kennzeichnung gemäss Ziffer 4.2 nicht erfüllen, dürfen ab Datum der Inkraftsetzung der neuen Etiketten nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Staubsauger mit bisherigen Etiketten dürfen ab diesem Datum noch während zwei Jahren abgegeben werden. 39 Delegierte Verordnung (EU) Nr. 665/2013 der Kommission vom 3. Mai 2013 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Energieverbrauchskennzeichnung von Staubsaugern, ABl. L 192 vom , S. 1; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S

282 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.9 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Haushaltslampen mit ungebündeltem Licht 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Haushaltslampen mit ungebündeltem Licht (Glühlampen und Leuchtstofflampen mit integriertem Vorschaltgerät), selbst wenn sie nicht zur Verwendung im Haushalt bestimmt sind, sowie für andere Lampentechnologien, die zur Verwendung im Haushalt bestimmt sind. 1.2 Ausgenommen sind Lampen nach Artikel 1 Buchstaben a g der Verordnung (EG) Nr. 244/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 244/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Lampen nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Artikel 3 und Anhang II der Verordnung (EG) Nr. 244/ erfüllen. 2.2 Ab 1. September 2018 sind die Anforderungen der Stufe 6 nach Artikel 3 und Anhang II der Verordnung (EG) Nr. 244/2009 zu erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Lampen nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I II der Verordnung (EG) Nr. 244/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle die Lampen und Geräte nach der in Anhang III der Verordnung (EG) Nr. 244/2009 beschriebenen Methode. 40 Verordnung (EG) Nr. 244/2009 der Kommission vom 18. März 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Haushaltslampen mit ungebündeltem Licht, ABl. L 76 vom , S. 3; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2015/1428, ABl. L 224 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

283 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind nach Anhang 3.1 vorzunehmen. 4.2 Die Angabe weiterer Lampeneigenschaften ist nach Anhang II Ziffer 3 der Verordnung (EG) Nr. 244/ vorzunehmen. 5 Übergangsbestimmung Lampen, welche die ab 1. September 2018 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. August 2019 abgegeben werden. 43 Siehe Fussnote zu Ziff

284 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.10 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Leuchtstofflampen ohne eingebautes Vorschaltgerät und Hochdruckentladungslampen sowie von Vorschaltgeräten und Leuchten 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Leuchtstofflampen ohne eingebautes Vorschaltgerät, Hochdruckentladungslampen sowie Vorschaltgeräte und Leuchten, auch wenn diese in andere energiebetriebene Produkte eingebaut sind. 1.2 Ausgenommen sind Lampen nach Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 245/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang II der Verordnung (EG) Nr. 245/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Lampen und Geräte nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang III der Verordnung (EG) Nr. 245/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Lampen und Geräte nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen II und III der Verordnung (EG) Nr. 245/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle die Lampen und Geräte nach der in Anhang IV der Verordnung (EG) Nr. 245/2009 beschriebenen Methode. 44 Verordnung (EG) Nr. 245/2009 der Kommission vom 18. März 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Leuchtstofflampen ohne eingebautes Vorschaltgerät, Hochdruckentladungslampen sowie Vorschaltgeräte und Leuchten zu ihrem Betrieb und zur Aufhebung der Richtlinie 2000/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rates, ABl. L 76 vom , S. 17; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2015/1428, ABl. L 224 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

285 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind nach Anhang 3.1 vorzunehmen. 4.2 Die Angabe weiterer Lampen- und Geräteeigenschaften ist nach Anhang III Ziffern 1.3, 2.2 und 3.2 der Verordnung (EG) Nr. 245/ vorzunehmen. 5 Übergangsbestimmung Lampen und Geräte, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 12. April 2019 abgegeben werden. 47 Siehe Fussnote zu Ziff

286 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.11 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Lampen mit gebündeltem Licht, LED-Lampen und dazugehöriger Geräte 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für: a. Lampen mit gebündeltem Licht; b. LED-Lampen; c. Geräte, die für die Installation zwischen dem Netz und einer oder mehreren Lampen ausgelegt sind, namentlich Betriebsgeräte für Lampen, Steuergeräte sowie Leuchten. 1.2 Er gilt auch für Lampen und Geräte nach Ziffer 1.1, wenn sie in anderen Produkten fest eingebaut sind. 1.3 Ausgenommen sind: a. Vorschaltgeräte und Leuchten für Leuchtstofflampen und Hochdruckentladungslampen; b. LED-Module, die als Bestandteil von Leuchten vermarktet werden, von denen weniger als 10 Einheiten pro Jahr in Verkehr gebracht werden. 1.4 Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang II der Verordnung (EU) Nr. 1194/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Lampen und Geräte nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Artikel 3 und Anhang III der Verordnung (EU) Nr. 1194/ erfüllen. 48 Verordnung (EU) Nr. 1194/2012 der Kommission vom 12. Dezember 2012 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Lampen mit gebündeltem Licht, LED-Lampen und dazugehörigen Geräten, ABl. L 342 vom , S. 1; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2015/1428, ABl. L 224 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff

287 Energieeffizienzverordnung AS Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Lampen und Geräte nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen II und III der Verordnung (EU) Nr. 1194/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle die Lampen und Geräte nach der in Anhang IV der Verordnung (EU) Nr. 1194/2012 beschriebenen Methode. 4 Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind nach Anhang 3.1 vorzunehmen. 4.2 Die Angabe weiterer Lampeneigenschaften ist nach Anhang III Ziffer 3 der Verordnung (EU) Nr. 1194/ vorzunehmen. 4.3 Informationen für Spezialprodukte sind nach Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 1194/2012 anzugeben. 5 Übergangsbestimmung Lampen und Geräte, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. August 2018 abgegeben werden. 50 Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

288 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.12 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Fernsehgeräten 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Fernsehgeräte. Videomonitore gelten im Sinne dieser Verordnung ebenfalls als Fernsehgeräte. 1.2 Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 642/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Fernsehgeräte nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 642/ erfüllen. 2.2 Ab 1. Januar 2019 sind die Anforderungen nach Anhang I Ziffer 3 Absatz 3 zu erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Fernsehgeräte nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I und II der Verordnung (EG) Nr. 642/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle ein Fernsehgerät anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Teil A Ziffer 2 und Teil B der Verordnung (EG) Nr. 642/2009 erfüllen. 52 Verordnung (EG) Nr. 642/2009 der Kommission vom 22. Juli 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Fernsehgeräten, ABl. L 191 vom , S. 42; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

289 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen I VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1060/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Bezüglich des Zeitplans für die Inkraftsetzung der neuen Etiketten und ihrer Gestaltung gelten die Vorschriften nach Artikel 3 Ziffer 3 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1062/ Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang IX der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1062/ Die Angabe weiterer Geräteeigenschaften ist nach Anhang I Ziffer 6 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 642/ vorzunehmen. 5 Übergangsbestimmungen 5.1 Fernsehgeräte, welche die ab 1. Januar 2019 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Dezember 2019 abgegeben werden. 5.2 Fernsehgeräte, welche die Anforderungen an die Kennzeichnung gemäss Ziffer 4.2 nicht erfüllen, dürfen ab Datum der Inkraftsetzung der neuen Etiketten nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Geräte mit bisherigen Etiketten dürfen ab diesem Datum noch während zwei Jahren abgegeben werden. 55 Delegierte Verordnung (EU) Nr. 1062/2010 der Kommission vom 28. September 2010 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Kennzeichnung von Fernsehgeräten in Bezug auf den Energieverbrauch, ABl. L 314 vom , S. 64; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff

290 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.13 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Raumklimageräte und Komfortventilatoren 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Raumklimageräte mit einer Nennleistung 12 kw sowie für netzbetriebene elektrische Komfortventilatoren mit einer elektrischen Ventilatorleistungsaufnahme 125 W. 1.2 Ausgenommen sind Geräte nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 206/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 206/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Raumklimageräte und Komfortventilatoren nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Artikel 3 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 206/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Raumklimageräte und Komfortventilatoren nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I und II der Verordnung (EU) Nr. 206/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle ein Raumklimagerät und einen Komfortventilator anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 206/2012 erfüllen. 57 Verordnung (EU) Nr. 206/2012 der Kommission vom 6. März 2012 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Raumklimageräten und Komfortventilatoren, ABl. L 72 vom , S. 7; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

291 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen II VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 626/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Bezüglich des Zeitplans für die Inkraftsetzung der neuen Etiketten und ihrer Gestaltung gelten die Vorschriften nach Artikel 3 Ziffer 4 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 626/ Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang IX der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 626/ Übergangsbestimmung Raumklimageräte und Komfortventilatoren, welche die Anforderungen an die Kennzeichnung gemäss Ziffer 4.2 nicht erfüllen, dürfen ab Datum der Inkraftsetzung der neuen Etiketten nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Geräte mit bisherigen Etiketten dürfen ab diesem Datum noch während zwei Jahren abgegeben werden. 60 Delegierte Verordnung (EU) Nr. 626/2011 der Kommission vom 4. Mai 2011 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Kennzeichnung von Luftkonditionierern in Bezug auf den Energieverbrauch, ABl. L 178 vom ; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S

292 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.14 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener gewerblicher Kühllagerschränke, Schnellkühler/-froster, Verflüssigungssätze und Prozesskühler 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für: a. netzbetriebene Schnellkühler/-froster und netzbetriebene gewerbliche Kühllagerschränke, einschliesslich solcher, die für die Kühlung von Lebensmitteln und Tiernahrung verkauft werden; b. Verflüssigungssätze für den Betrieb bei niedriger oder mittlerer Temperatur oder in beiden Temperaturbereichen; c. Prozesskühler für den Betrieb bei niedriger oder mittlerer Temperatur. 1.2 Ausgenommen sind: a. die Kühllagerschränke gemäss Artikel 1 Absatz 1 Buchstaben a o der Verordnung (EU) Nr. 2015/ ; b. die Verflüssigungssätze gemäss Artikel 1 Absatz 2 Buchstaben a c der Verordnung (EU) Nr. 2015/1095; c. die Prozesskühler gemäss Artikel 1 Absatz 3 Buchstaben a d der Verordnung (EU) Nr. 2015/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 2015/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Geräte nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Artikel 3 der Verordnung (EU) Nr. 2015/ erfüllen. 2.2 Ab 1. Juli 2018 müssen die Geräte nach Ziffer 1.1 Buchstaben b und c die Anforderungen nach Artikel 3 Absatz 4 Buchstabe c der Verordnung (EU) Nr. 2015/1095 erfüllen. 61 Verordnung (EU) Nr. 2015/1095 der Kommission vom 5. Mai 2015 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von gewerblichen Kühllagerschränken, Schnellkühlern/-frostern, Verflüssigungssätzen und Prozesskühlern, ABl. L 177 vom , S. 19; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff

293 Energieeffizienzverordnung AS Ab 1. Juli 2019 müssen die Geräte nach Ziffer 1.1 Buchstabe a die Anforderungen nach Artikel 3 Absatz 4 Buchstabe d der Verordnung (EU) Nr. 2015/1095 erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Geräte nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen II VIII der Verordnung (EU) Nr. 2015/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle ein Gerät anhand der Vorgaben und Methoden unter Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Ziffer 2 der Anhänge IX, X oder XI der Verordnung (EU) Nr. 2015/1095 erfüllen. 4 Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen II VI der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 2015/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Bezüglich des Zeitplans für die Inkraftsetzung der neuen Etiketten und ihrer Gestaltung gelten die Vorschriften nach Artikel 3 Ziffer 2 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 2015/ Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 2015/ Übergangsbestimmungen 5.1 Geräte, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Dezember 2018 abgegeben werden. 5.2 Geräte, welche die ab 1. Juli 2018 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 30. Juni 2018 abgegeben werden. 63 Siehe Fussnote zu Ziff Delegierte Verordnung (EU) Nr. 2015/1094 der Kommission vom 5. Mai 2015 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Energieverbrauchskennzeichnung von gewerblichen Kühllagerschränken, Fassung gemäss ABl. L 177 vom , S

294 Energieeffizienzverordnung AS Geräte, welche die ab 1. Juli 2019 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht oder abgegeben werden. 5.4 Geräte, welche die Anforderungen an die Kennzeichnung gemäss Ziffer 4.2 nicht erfüllen, dürfen ab Datum der Inkraftsetzung der neuen Etiketten nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Geräte mit bisherigen Etiketten dürfen ab diesem Datum noch während zwei Jahren abgegeben werden. 36

295 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.15 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Warmwasserbereitern und Warmwasserspeichern 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Warmwasserbereiter mit einer Wärmenennleistung 400 kw und für Warmwasserspeicher mit einem Speichervolumen 2000 Liter. 1.2 Ausgenommen sind Warmwasserbereiter und Warmwasserspeicher nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 814/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 814/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Warmwasserbereiter nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Artikel 3 und Anhang II der Verordnung (EU) Nr. 814/ erfüllen. 2.2 Ab 26. September 2018 müssen Warmwasserbereiter nach Ziffer 1 die Anforderungen nach Anhang II Ziffern 1.1 Buchstabe c und 1.5 der Verordnung (EU) Nr. 814/2013 erfüllen. 2.3 Warmwasserspeicher mit einem Speichervolumen 500 Liter dürfen nur noch in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn ihre Warmhalteverluste nicht grösser sind als die für Geräte der Klasse B gemäss Anhang II Ziffer 2 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 812/ zulässigen Werte. 2.4 Warmwasserspeicher mit einem Speichervolumen von > 500 bis 2000 Liter dürfen nur noch in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang II Ziffer 2 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 814/2013 erfüllen. 65 Verordnung (EU) Nr. 814/2013 der Kommission vom 2. August 2013 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Warmwasserbereitern und Warmwasserspeichern, ABl. L 239 vom , S. 162; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Delegierte Verordnung (EU) Nr. 812/2013 der Kommission vom 18. Februar 2013 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Energieeffizienzkennzeichnung von Warmwasserbereitern, Warmwasserspeichern und Verbundanlagen aus Warmwasserbereitern und Solareinrichtungen, ABl. L 239 vom , S. 83; geändert durch Delegierte Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S

296 Energieeffizienzverordnung AS Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Warmwasserbereiter und Warmwasserspeicher nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen II IV der Verordnung (EU) Nr. 814/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Warmwasserbereiter und einen Warmwasserspeicher anhand der Vorgaben und Methoden unter Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang V Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 814/2013 erfüllen. 4 Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung Bei Geräten nach Artikel 1 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 812/ gilt: a. Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen II VIII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 812/2013 vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. b. Bezüglich des Zeitplans für die Inkraftsetzung der neuen Etiketten und ihrer Gestaltung gelten die Vorschriften nach Artikel 3 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 812/2013. c. Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang X der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 812/ Übergangsbestimmungen 5.1 Warmwasserbereiter und Warmwasserspeicher, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. März 2018 abgegeben werden. 5.2 Warmwasserbereiter, welche die ab 26. September 2018 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. März 2019 abgegeben werden. 5.3 Warmwasserbereiter und Warmwasserspeicher, welche die Anforderungen an die Kennzeichnung gemäss Ziffer 4 Buchstabe b nicht erfüllen, dürfen ab Datum der Inkraftsetzung der neuen Etiketten nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Geräte mit bisherigen Etiketten dürfen ab diesem Datum noch während zwei Jahren abgegeben werden. 68 Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff. 2.3 Bst. a. 38

297 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.16 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Raumheizgeräten und Kombiheizgeräten 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Raumheizgeräte und Kombiheizgeräte (Heizung und Warmwasser) mit einer Wärmenennleistung 400 kw. 1.2 Ausgenommen sind Heizgeräte und Wärmeerzeuger nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 813/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 813/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Raumheizgeräte und Kombiheizgeräte nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Artikel 3 und Anhang II der Verordnung (EU) Nr. 813/ erfüllen. 2.2 Ab 26. September 2018 sind die Anforderungen nach Anhang II Ziffer 4 der Verordnung (EU) Nr. 813/2013 zu erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Raumheizgeräte und Kombiheizgeräte nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen II und III der Verordnung (EU) Nr. 813/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle ein Raumheizgerät und ein Kombiheizgerät anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang IV Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 813/2013 erfüllen. 70 Verordnung (EU) Nr. 813/2013 der Kommission vom 2. August 2013 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Raumheizgeräten und Kombiheizgeräten, ABl. L 239 vom , S. 136; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

298 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung Bei Geräten nach Artikel 1 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 811/ gilt: a. Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen II, III Ziffern 1 (Raumheizgeräte), 2 (Kombigeräte) und 5 10 sowie IV VII und IX der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 811/2013 vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. b. Bezüglich des Zeitplans für die Inkraftsetzung der neuen Etiketten und ihrer Gestaltung gelten die Vorschriften nach Artikel 3 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 811/2013. c. Die Angaben nach Anhang II Ziffer 5 Buchstabe c der Verordnung (EU) Nr. 813/ sind dauerhaft auf dem Heizgerät anzubringen. 5 Übergangsbestimmungen 5.1 Raumheizgeräte und Kombiheizgeräte, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. März 2018 abgegeben werden. 5.2 Raumheizgeräte und Kombiheizgeräte, welche die ab 26. September 2018 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. März 2019 abgegeben werden. 5.3 Raumheizgeräte und Kombiheizgeräte, welche die Anforderungen an die Kennzeichnung gemäss Ziffer 4 Buchstabe b nicht erfüllen, dürfen ab Datum der Inkraftsetzung der neuen Etiketten nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Raumheizgeräte und Kombiheizgeräte mit bisherigen Etiketten dürfen ab diesem Datum noch während zwei Jahren abgegeben werden. 73 Delegierte Verordnung (EU) Nr. 811/2013 der Kommission vom 18. Februar 2013 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Energiekennzeichnung von Raumheizgeräten, Kombiheizgeräten, Verbundanlagen aus Raumheizgeräten, Temperaturreglern und Solareinrichtungen sowie von Verbundanlagen aus Kombiheizgeräten, Temperaturreglern und Solareinrichtungen, ABl. L 239 vom , S. 1; geändert durch Delegierte Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff

299 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 1.17 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Lüftungsanlagen 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Lüftungsanlagen. 1.2 Ausgenommen sind Lüftungsanlagen nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 1253/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 1253/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Wohnraumlüftungsanlagen nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang II der Verordnung (EU) Nr. 1253/ erfüllen. 2.2 Nichtwohnraumlüftungsanlagen nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang III der Verordnung (EU) Nr. 1253/2014 erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften von Lüftungsanlagen nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen II, III, VIII und IX der Verordnung (EU) Nr. 1253/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen sowie die Informationen nach den Anhängen IV und V der Verordnung (EU) Nr. 1253/2014 enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle eine Lüftungsanlage anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang VI Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 1253/2014 erfüllen. 75 Verordnung (EU) Nr. 1253/2014 der Kommission vom 7. Juli 2014 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates hinsichtlich der Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Lüftungsanlagen, ABl. L 337 vom , S. 8; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

300 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 4.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen II VIII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1254/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 4.2 Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1254/ Übergangsbestimmungen 5.1 Wohnraumlüftungsanlagen, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 30. Juni 2018 abgegeben werden. 5.2 Nichtwohnraumlüftungsanlagen, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 30. Juni 2018 abgegeben werden. 78 Delegierte Verordnung (EU) Nr. 1254/2014 der Kommission vom 11. Juli 2014 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Kennzeichnung von Wohnraumlüftungsgeräten in Bezug auf den Energieverbrauch, Fassung gemäss ABl. L 337 vom , S

301 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.1 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs.1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener elektrischer und elektronischer Haushalts- und Bürogeräte im Bereitschafts- und Aus-Zustand 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene elektrische und elektronische Haushalts- und Bürogeräte nach Artikel 1 der Verordnung (EG) Nr. 1275/ Ausgenommen sind: a. informationstechnische Geräte, die nicht der Klasse B nach der Norm EN 55022: entsprechen; b. informationstechnische Geräte, die für den Betrieb mit einer Nennspannung > 300 V ausgelegt sind; c. elektrische und elektronische Haushalts- und Bürogeräte, die mit einem externen Niederspannungsnetzteil, mit einer Ausgangsspannung < 6 V und einer Ausgangsstromstärke 550 ma in Verkehr gebracht werden; d. Desktop-Computer, integrierte Desktop-Computer und Notebook- Computer gemäss Artikel 4 der Verordnung (EU) Nr. 617/ ; e. Fernsehgeräte nach Artikel 7 der Verordnung (EG) Nr. 642/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 1275/ Verordnung (EG) Nr. 1275/2008 der Kommission vom 17. Dezember 2008 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Ökodesign-Anforderungen an den Stromverbrauch elektrischer und elektronischer Haushalts- und Bürogeräte im Bereitschafts- und im Aus-Zustand, ABl. L 339 vom , S. 45; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Der Text der EN-Norm kann bezogen werden beim Verband für Elektro-, Energie- und Informationstechnik (Electrosuisse), Luppmenstrasse 1, 8320 Fehraltorf; 81 Verordnung (EU) Nr. 617/2013 der Kommission vom 26. Juni 2013 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Computern und Computerservern, Fassung gemäss ABl. L 175 vom , S. 13; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Verordnung (EG) Nr. 642/2009 der Kommission vom 22. Juli 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Fernsehgeräten, ABl. L 191 vom , S. 42; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S

302 Energieeffizienzverordnung AS Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Haushalts- und Bürogeräte nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang II der Verordnung (EG) Nr. 1275/ erfüllen. 2.2 Ab 1. Januar 2019 sind die Anforderungen nach Anhang II Ziffer 5 zu erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Haushalts- und Bürogeräte nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach Anhang II der Verordnung (EG) Nr. 1275/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle ein Haushalts- und ein Bürogerät anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 1 Absatz 2 und Ziffer 2 der Verordnung (EG) Nr. 1275/2008 erfüllen. 4 Angabe des Energieverbrauchs Vernetzte Haushalts- und Bürogeräte, das heisst Geräte, die mit einem Netzwerk verbunden werden können oder einen oder mehrere Netzwerk- Ports aufweisen, müssen die Anforderungen an die Produktinformationen gemäss Anhang II Ziffer 7 der Verordnung (EG) Nr. 1275/2008 erfüllen Übergangsbestimmungen Haushalts- und Bürogeräte, welche die ab 1. Januar 2019 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Dezember 2019 abgegeben werden. 83 Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

303 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.2 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener externer Stromversorgungsgeräte 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene externe Stromversorgungsgeräte (Netzgeräte), die: a. dazu dienen, vom Elektrizitätsnetz eingehenden Wechselstrom in Gleich- oder Wechselstrom mit tieferer Spannung zu transformieren; b. zur gleichen Zeit nur eine feste Spannung von Gleich- oder Wechselstrom erzeugen; c. physisch von der Einheit getrennt sind, für die sie Strom liefern (separates Gerät); d. fest oder temporär mit dem Gerät verbunden sind, für das sie den Strom für den Betrieb liefern; e. über eine nominelle Ausgangsleistung von maximal 250 W verfügen; und f. für die Anwendung mit Haushalts- und Bürogeräten gemäss Artikel 2 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 1275/ bestimmt sind. 1.2 Ausgenommen sind Geräte nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 278/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 278/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Netzgeräte nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 278/ erfüllen. 86 Verordnung (EG) Nr. 1275/2008 der Kommission vom 17. Dezember 2008 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Ökodesign-Anforderungen an den Stromverbrauch elektrischer und elektronischer Haushalts- und Bürogeräte im Bereitschafts- und im Aus-Zustand, ABl. L 339 vom , S. 45; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Verordnung (EG) Nr. 278/2009 der Kommission vom 6. April 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Ökodesign-Anforderungen an die Leistungsaufnahme externer Netzteile bei Nulllast sowie ihre durchschnittliche Effizienz im Betrieb, ABl. L 93 vom , S. 3; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff

304 Energieeffizienzverordnung AS Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Netzgeräte nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 278/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle ein Netzgerät anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang II Ziffer 2 der Verordnung (EG) Nr. 278/2009 erfüllen. 89 Siehe Fussnote zu Ziff

305 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.3 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Computern und Computerservern 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Computer und Computerserver nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 617/ Ausgenommen sind die Produktgruppen nach Artikel 1 Absatz 3 der Verordnung (EU) Nr. 617/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 617/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Computer und Computerserver nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang II der Verordnung (EU) Nr. 617/ für den entsprechenden Gerätetyp erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Computer und Computerserver nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach Anhang II der Verordnung (EU) Nr. 617/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Computer und einen Computerserver anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 617/2013 erfüllen. 90 Verordnung (EU) Nr. 617/2013 der Kommission vom 26. Juni 2013 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Computern und Computerservern, ABl. L 175 vom , S. 13; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

306 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs Die Angaben der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und weitere Produktinformationen sind nach Anhang II Ziffer 7 der Verordnung (EU) Nr. 617/ vorzunehmen. 93 Siehe Fussnote zu Ziff

307 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.4 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Set-Top-Boxen 1 Geltungsbereich Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Geräte für den Empfang, die Decodierung und die Aufzeichnung von Radio- und Fernsehsendungen sowie für interaktive Prozesse oder ähnliche Dienste. Es sind dies: a. komplexe Set-Top-Boxen nach den Anhängen B und F des Voluntary Industry Agreement to improve the energy consumption of Complex Set Top Boxes within the EU (Version 3.1) vom 19. Juni ; b. einfache Set-Top-Boxen nach den Artikeln 1 und 2 der Verordnung (EG) Nr. 107/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Set-Top-Boxen nach Ziffer 1 Buchstabe a dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen des «Voluntary Industry Agreement to improve the energy consumption of Complex Set Top Boxes within the EU (Version 3.1)» vom 19. Juni erfüllen. 2.2 Set-Top-Boxen nach Ziffer 1 Buchstabe a müssen zudem die Anforderungen an die Energieeffizienz im Bereitschafts- und Aus-Zustand gemäss Anhang 2.1 dieser Verordnung erfüllen. 2.3 Set-Top-Boxen nach Ziffer 1 Buchstabe b dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang I Ziffern 2 4 und 7 der Verordnung (EG) Nr. 107/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Set-Top-Boxen nach Ziffer 1 Buchstabe a anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen C und E des «Voluntary Industry Agreement to improve the energy consumption of Complex Set 94 Das Voluntary Industry Agreement kann im Internet beim BFE kostenlos abgerufen werden unter > Home > Themen > Energieeffizienz > Elektrogeräte > Elektronische Geräte > Unterhaltungselektronik. 95 Verordnung (EG) Nr. 107/2009 der Kommission vom 4. Februar 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Set-Top- Boxen, ABl. L 36 vom , S. 8; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff. 1 Bst. a. 97 Siehe Fussnote zu Ziff. 1 Bst. b. 49

308 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Top Boxes within the EU (Version 3.1)» vom 19. Juni gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Set-Top-Boxen nach Ziffer 1 Buchstabe b anhand der Vorgaben und Methoden nach Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 107/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.3 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung der Set-Top-Boxen nach Ziffer 1 Buchstabe a testet die Kontrollstelle eine Set-Top-Box anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte dürfen die vorgeschriebenen Werte des «Voluntary Industry Agreement to improve the energy consumption of Complex Set Top Boxes within the EU (Version 3.1)» vom 19. Juni 2013 nicht überschreiten. 3.4 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung der Set-Top-Boxen nach Ziffer 1 Buchstabe b testet die Kontrollstelle eine Set-Top-Box anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.2; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang II der Verordnung (EG) Nr. 107/2009 vorgeschriebenen Werte erfüllen. 4 Angabe des Energieverbrauchs Wer Set-Top-Boxen nach Ziffer 1 Buchstabe a in Verkehr bringt oder abgibt, muss dafür sorgen, dass der Energieverbrauch im aktiven Betriebsmodus (P on in W) und im vorinstallierten Bereitschaftszustand (P standby und P APD in W) sowie der jährliche Gesamtenergieverbrauch (TEC in kwh) im Internet frei einsehbar ist. 98 Siehe Fussnote zu Ziff. 1 Bst. a. 99 Siehe Fussnote zu Ziff. 1 Bst. b. 50

309 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.5 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Haushaltskochmulden 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene elektrische Haushaltskochmulden, einschliesslich solcher, die nicht für den Hausgebrauch verkauft werden. 1.2 Ausgenommen sind Haushaltskochmulden, die mit anderen Energiequellen betrieben werden können. 1.3 Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 66/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Haushaltskochmulden nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang I Ziffer 1.2 der Verordnung (EU) Nr. 66/ erfüllen. 2.2 Ab 1. Februar 2019 sind die Anforderungen der dritten Stufe nach Anhang I Ziffer 1.2 der Verordnung (EU) Nr. 66/2014 zu erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Haushaltskochmulden nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I Ziffern 1.2 und 2.2 und II Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 66/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle eine Haushaltskochmulde anhand der Vorgaben und Methoden unter Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 66/2014 erfüllen. 100 Verordnung (EU) Nr. 66/2014 der Kommission vom 14. Januar 2014 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Haushaltsbacköfen, -kochmulden und -dunstabzugshauben, ABl. L 29 vom , S. 33; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

310 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften ist nach Anhang I Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 66/ vorzunehmen. 5 Übergangsbestimmungen 5.1 Haushaltskochmulden, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Juli 2018 abgegeben werden. 5.2 Haushaltskochmulden, welche die ab 1. Februar 2019 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Januar 2020 abgegeben werden. 103 Siehe Fussnote zu Ziff

311 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.6 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Ventilatoren 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Ventilatoren mit einer Eingangsleistung der Antriebmotoren zwischen 0,125 und 500 kw. 1.2 Ausgenommen sind die Ventilatoren nach Artikel 1 Ziffern 2 und 3 der Verordnung (EU) Nr. 327/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 327/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Ventilatoren nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Artikel 3 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 327/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Ventilatoren nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I und II der Verordnung (EU) Nr. 327/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Ventilator anhand der Vorgaben und Methoden unter Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 327/2011 erfüllen. 104 Verordnung (EU) Nr. 327/2011 der Kommission vom 30. März 2011 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Ventilatoren, die durch Motoren mit einer elektrischen Eingangsleistung zwischen 125 W und 500 kw angetrieben werden, ABl. L 90 vom , S. 8; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

312 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften ist nach Anhang I Ziffer 3 der Verordnung (EU) Nr. 327/ vorzunehmen. 107 Siehe Fussnote zu Ziff

313 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.7 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben netzbetriebener Elektromotoren 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene elektrische eintourige 3-Phasen-50- Hz- oder -50/60-Hz-Käfigläufer-Induktionsmotoren (Asynchronmotoren), die: a. für Dauerbetrieb ausgelegt sind; b. eine Nennspannung 1000 V aufweisen; c. eine Nennleistung zwischen 0,75 kw und 375 kw aufweisen; und d. über 2, 4 oder 6 Pole verfügen. 1.2 Ausgenommen sind Elektromotoren nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 640/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 640/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Asynchronmotoren nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Artikel 3 und Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 640/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Asynchronmotoren nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I und II der Verordnung (EG) Nr. 640/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Asynchronmotor anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EG) Nr. 640/2009 erfüllen. 108 Verordnung (EG) Nr. 640/2009 der Kommission vom 22. Juli 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Elektromotoren, ABl. L 191 vom , S. 26; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

314 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und weiterer Produktinformationen ist nach Anhang I Ziffer 2 der Verordnung (EG) Nr. 640/ vorzunehmen. 5 Übergangsbestimmung Asynchronmotoren, welche die geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Dezember 2018 abgegeben werden. 111 Siehe Fussnote zu Ziff

315 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.8 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Nassläufer-Umwälzpumpen 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Nassläufer-Umwälzpumpen. 1.2 Ausgenommen sind Geräte nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 641/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 641/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Nassläufer-Umwälzpumpen nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 641/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Nassläufer-Umwälzpumpen nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach Anhang II der Verordnung (EG) Nr. 641/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle eine Nassläufer-Umwälzpumpe anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EG) Nr. 641/2009 erfüllen. 112 Verordnung (EG) Nr. 641/2009 der Kommission vom 22. Juli 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von externen Nassläufer-Umwälzpumpen und in Produkte integrierten Nassläufer-Umwälzpumpen, ABl. L 191 vom , S. 35; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

316 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und weiterer Produktinformationen ist nach Anhang I Ziffer 2 der Verordnung (EG) Nr. 641/ vorzunehmen. 115 Siehe Fussnote zu Ziff

317 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.9 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Wasserpumpen 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Wasserpumpen. 1.2 Ausgenommen sind Wasserpumpen nach Artikel 1 Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 547/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 547/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Wasserpumpen nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang II der Verordnung (EU) Nr. 547/ erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Wasserpumpen nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach Anhang III der Verordnung (EU) Nr. 547/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle eine Wasserpumpe anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang IV Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 547/2012 erfüllen. 4 Angabe des Energieverbrauchs Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und weiterer Produktinformationen ist nach Anhang II Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 547/ vorzunehmen. 116 Verordnung (EU) Nr. 547/2012 der Kommission vom 25. Juni 2012 zur Durchführung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Wasserpumpen, ABl. L 165 vom , S. 28; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

318 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 2.10 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Anforderungen an die Energieeffizienz und an das Inverkehrbringen und Abgeben von Leistungstransformatoren 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für Leistungstransformatoren mit einer Mindestnennleistung von 1 kva, die in mit 50 Hz betriebenen Stromübertragungs- und Verteilungsnetzen oder in industriellen Anwendungen verwendet werden. 1.2 Ausgenommen sind die Leistungstransformatoren nach Artikel 1 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 548/ Es gelten die Begriffsbestimmungen nach Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 548/ Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben 2.1 Leistungstransformatoren nach Ziffer 1 dürfen in Verkehr gebracht und abgegeben werden, wenn sie die Anforderungen nach Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 548/ erfüllen. 2.2 Ab 1. Juli 2021 sind die Anforderungen der Stufe 2 nach Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 548/2014 zu erfüllen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren 3.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Leistungstransformatoren nach Ziffer 1 anhand der Vorgaben und Methoden nach den Anhängen I und II der Verordnung (EU) Nr. 548/ gemessen und berechnet; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 3.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle einen Leistungstransformator anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 3.1; die Messwerte müssen die Anforderungen nach Anhang III Ziffer 2 der Verordnung (EU) Nr. 548/2014 erfüllen. 120 Verordnung (EU) Nr. 548/2014 der Kommission vom 21. Mai 2014 zur Umsetzung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates hinsichtlich Kleinleistungs-, Mittelleistungs- und Großleistungstransformatoren, ABl. L 152 vom , S. 1; geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2016/2282, ABl. L 346 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

319 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und weitere Produkteinformationen ist nach Anhang I Ziffer 3 der Verordnung (EU) Nr. 548/ anzugeben. 5 Übergangsbestimmungen 5.1 Leistungstransformatoren, welche die Anforderungen nach Ziffer 2.1 nicht erfüllen, dürfen weder in Verkehr gebracht noch abgegeben werden. 5.2 Ausgenommen von Ziffer 5.1 sind vor dem 31. Dezember 2015 rechtsverbindlich bestellte Leistungstransformatoren nach Anhang I Ziffern und 2 der Verordnung (EU) Nr. 548/ Geräte, welche die ab 1. Juli 2021 geltenden Anforderungen nicht erfüllen, dürfen ab diesem Datum nicht mehr in Verkehr gebracht oder abgegeben werden. 123 Siehe Fussnote zu Ziff Siehe Fussnote zu Ziff

320 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 3.1 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Angabe des Energieverbrauchs und weiterer Geräteeigenschaften von Lampen und Leuchten 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für: a. Glühlampen; b. Leuchtstofflampen; c. Hochdruckentladungslampen; d. LED-Lampen und LED-Module; e. Leuchten, die für den Betrieb mit Lampen nach den Buchstaben a d an Endbenutzerinnen und Endbenutzer vermarktet werden. 1.2 Er gilt nicht für Lampen und LED-Module nach Artikel 1 Absatz 2 der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 874/ Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 2.1 Die Angabe der energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen nach den Anhängen I IV, VI und VII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 874/ vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 2.2 Wer Lampen nach Ziffer 1 in Verkehr bringt oder abgibt, muss dafür sorgen, dass die Energieetikette auf der Produktverpackung erscheint. 2.3 Wer Leuchten mit Lampen, die von den Endbenutzerinnen und Endbenutzern ausgetauscht werden können, in Verkehr bringt oder abgibt, muss dafür sorgen, dass die Energieetikette dieser Lampen auf der Innen- oder Aussenseite der Leuchtenverpackung erscheint. 2.4 Die für den Internetverkauf massgebenden Vorgaben richten sich nach Anhang VIII der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 874/ Delegierte Verordnung (EU) Nr. 874/2012 der Kommission vom 12. Juli 2012 zur Ergänzung der Richtlinie 2010/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Energieverbrauchskennzeichnung von elektrischen Lampen und Leuchten, ABl. L 258 vom , S. 1; geändert durch Delegierte Verordnung (EU) Nr. 518/2014, ABl. L 147 vom , S Siehe Fussnote zu Ziff

321 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 3.2 (Art. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1, 6 Abs. 1, 7 Abs. 1, 8 Abs. 1) Angabe des Energieverbrauchs und weiterer Eigenschaften netzbetriebener Haushaltskaffeemaschinen 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt für netzbetriebene Haushaltskaffeemaschinen, namentlich für Espressomaschinen mit oder ohne Pumpe, Espressomaschinen für Kapseln und Portionen und Espressovollautomaten. 1.2 Ausgenommen sind Haushaltskaffeemaschinen, die auch mit anderen Energiequellen betrieben werden können, und drucklos arbeitende Filterkaffeemaschinen. 2 Konformitätsbewertungsverfahren 2.1 Im Rahmen der Konformitätsbewertung werden die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften der Haushaltskaffeemaschinen nach Ziffer 1 gemäss der europäischen Norm EN gemessen und berechnet. Der jährliche Energieverbrauch errechnet sich über die Multiplikation des gemäss Norm ermittelten Energieverbrauchs mit 365; die technischen Unterlagen müssen die Ergebnisse der Messungen und Berechnungen enthalten. 2.2 Im Rahmen der Konformitätsüberprüfung testet die Kontrollstelle eine Haushaltskaffeemaschine anhand der Vorgaben und Methoden nach Ziffer 2.1; die Messwerte dürfen die deklarierten Werte nicht um mehr als 5 Prozent überschreiten. 127 Der Text der EN-Norm kann bezogen werden beim Verband für Elektro-, Energie- und Informationstechnik (Electrosuisse), Luppmenstrasse 1, 8320 Fehraltorf; 63

322 Energieeffizienzverordnung AS Angabe des Energieverbrauchs und Kennzeichnung 3.1 Die Energieetikette muss mindestens 60 mm breit und 120 mm hoch sein. Wird die Energieetikette in einem grösseren Format gedruckt, so müssen die Proportionen der Spezifikationen gewahrt bleiben. Die grafischen Elemente werden proportional skaliert. Der Hintergrund ist weiss. A) Begrenzungslinie: 3 pt abgerundete Ecken 2 mm X B) CH-Logo: Breite 8 mm, Höhe 8 mm abgerundete Ecken 2 mm 00-X-X-00 C) Energie-Logo: Frutiger LT Std Black Condensed 19/22 pt und Frutiger LT Std Black Condensed 10/12 pt Fläche: Breite 47 mm, Höhe 8 mm X D) Name und Marke des Herstellers I + II: Frutiger LT Std Bold Condensed 7,5/8,5 pt X und Frutiger LT Std Light Condensed, 7,5/8,5 pt Versalbuchstaben X E) Trennlinie unter dem Etikettenkopf: 1,5 pt Breite 56 mm X

323 Energieeffizienzverordnung AS 2017 F) Skala der Energieeffizienzklassen Pfeil: Breite kürzester Pfeil 26 mm, Differenz zum folgenden Pfeil jeweils 2 mm, Pfeil: Höhe 4 mm Zwischenraum: 0,75 mm Farben: Höchste Effizienzklasse X-00-X-00 Zweite Effizienzklasse X-00 Dritte Effizienzklasse X-00 Vierte Effizienzklasse X-00 Fünfte Effizienzklasse X-00 Sechste Effizienzklasse X-00 Letzte Effizienzklasse 00-X-X-00 Frutiger LT Std Black Condensed 11 pt Versalbuchstaben «+»-Symbol hochgestellt Grösse 70 %, Position 33,3 % G) Energieeffizienzklasse: Pfeil: Breite 15 mm, Höhe 8 mm, X Frutiger LT Std Black Condensed 15 pt Versalbuchstaben «+»-Symbol hochgestellt Grösse 70 %, Position 33,3 % H) Jährlicher Energieverbrauch: 1,5 pt X abgerundete Ecken: 2 mm Frutiger LT Std Black Condensed 15/12 pt X und Frutiger LT Std Black Condensed 11/12 pt X I) Norm Frutiger LT Std light 6/7 pt X 3.2 Die Einteilung der Effizienzklasse erfolgt nach folgendem Raster entsprechend der europäischen Norm EN A+++: < 37 % A++: 37 % x < 46 % A+: 46 % x < 58 % A: 58 % x < 72 % B: 72 % x < 90 % C: 90 % x < 112 % D: 112 % x 3.3 Zudem muss beim Internetverkauf mit dem ersten Mausklick respektive beim Rollover über das Produktebild oder den Pfeil mit der Energieeffizienzklasse die ganze Energieetikette erscheinen. 4 Übergangsbestimmung Haushaltskaffeemaschinen, welche die geltenden Anforderungen an die Angabe des Energieverbrauchs und die Kennzeichnung nicht erfüllen, dürfen nicht mehr in Verkehr gebracht werden. Sie dürfen längstens bis zum 31. Juli 2018 abgegeben werden. 65

324 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Angaben des Energieverbrauchs und Kennzeichnung von Personenwagen 1 Kennzeichnung in Verkaufsstellen und an Ausstellungen Anhang 4.1 (Art. 10, 11 und 12) 1.1 Wer neue Personenwagen in Verkaufsstellen oder an Ausstellungen ausstellt, muss sie mit der Energieetikette kennzeichnen. 1.2 Die Energieetikette muss gut sichtbar und lesbar am Personenwagen oder in dessen unmittelbarer Nähe angebracht werden. Sie muss mindestens gleich gut sicht- und lesbar platziert sein wie allfällige Informationen zu Preis und Ausstattung des Personenwagens. 1.3 Sie ist in einer schweizerischen Amtssprache abzufassen. 1.4 Wird die Energieetikette in elektronischer Form dargestellt, so gelten zusätzlich die folgenden Vorgaben: a. Die Energieetikette erscheint als Grundeinstellung. Sie darf nicht durch einen Stand-by-Modus, einen Bildschirmschoner oder auf eine andere Art ausgeblendet werden. b. Sind noch andere Informationen zum Personenwagen elektronisch abrufbar, so wechselt die Einstellung nach 20 Sekunden automatisch auf die Grundeinstellung zurück. c. Die Energieetikette muss von jeder Einstellung auf dem Bildschirm direkt aufrufbar sein. 1.5 An nicht öffentlich zugänglichen Ausstellungstagen gilt die Kennzeichnungspflicht nicht. 1.6 In Verkaufsstellen muss ein Hinweis auf die Internetplattform des BFE für den Bereich der Energieeffizienz von Fahrzeugen gut sichtbar platziert werden. Das BFE stellt diese Hinweise kostenlos zur Verfügung. 1.7 Die Listen nach Artikel 11 Absatz 3 müssen in der Verkaufsstelle eingesehen werden können. Werden sie in gedruckter Form aufgelegt, so müssen sie mindestens halbjährlich aktualisiert werden. Eine Liste in gedruckter Form kann beim BFE kostenlos bestellt werden. 1.8 Inhalt der Energieetikette Die Energieetikette enthält folgende Angaben: a. Marke und Typ des Personenwagens; b. Art des benötigten Energieträgers; c. Getriebeart, Anzahl Gänge oder Stufen und Schaltmodus; d. Leergewicht nach Artikel 7 Absatz 1 VTS; 66

325 Energieeffizienzverordnung AS 2017 e. Klassierung nach Euro-Abgasstufe gemäss der Richtlinie 70/220/EWG 128 oder nach der Verordnung (EG) Nr. 715/ ; f. Energieverbrauch nach Ziffer 6.1; g. CO 2-Emissionen nach Ziffer 6.2; h. Einteilung des Personenwagens in die Energieeffizienz-Kategorie nach Ziffer 6.3; i. CO 2-Emissionen aus der Treibstoff- und/oder der Strombereitstellung; j. Gültigkeitsdauer der Energieetikette; k. Typengenehmigungsnummer, sofern vorhanden Sind die Angaben nach den Buchstaben b und d der Ziffer bereits anderweitig gut sichtbar dargestellt, so kann die vereinfachte Variante der Energieetikette nach Ziffer 8.2 verwendet werden Liegt eine schweizerische Typengenehmigung oder ein schweizerisches Datenblatt nach Artikel 2 der Verordnung vom 19. Juni über die Typengenehmigung von Strassenfahrzeugen (TGV) vor, so sind die in der Typengenehmigung oder auf dem Datenblatt enthaltenen Daten zum Erstellen der Energieetikette zu verwenden Liegt keine schweizerische Typengenehmigung und kein schweizerisches Datenblatt vor oder liegen bei Mehrstoff-Motoren nicht zu allen Treibstoffen Daten vor, so sind die für die Angaben auf der Energieetikette benötigten Daten der Übereinstimmungsbescheinigung nach Artikel 18 der Richtlinie 2007/46/EG 131 zu entnehmen Liegt auch keine Übereinstimmungsbescheinigung vor, so sind die Daten von der zuständigen Prüfstelle gemäss Anhang 2 der TGV zu beziehen Liegt für einen Personenwagen noch keine schweizerische Typengenehmigung, kein schweizerisches Datenblatt und keine Übereinstimmungsbescheinigung vor, so können provisorische Werte verwendet werden. Die provisorischen Werte sind als solche zu kennzeichnen und umgehend durch die definitiven Werte zu ersetzen, sobald diese vorliegen. 128 Richtlinie 70/220/EWG des Rates vom 20. März 1970 zur Angleichung der Rechtsvorschriften der Mitgliedstaaten über Massnahmen gegen die Verunreinigung der Luft durch Emissionen von Kraftfahrzeugen, ABl. L 76 vom , S. 1; zuletzt geändert durch die Richtlinie 2006/96/EG, ABl. L 363 vom , S Verordnung (EG) Nr. 715/2007 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 20. Juni 2007 über die Typgenehmigung von Kraftfahrzeugen hinsichtlich der Emissionen von leichten Personenkraftwagen und Nutzfahrzeugen (Euro 5 und Euro 6) und über den Zugang zu Reparatur- und Wartungsinformationen für Fahrzeuge, ABl. L 171 vom , S. 1; zuletzt geändert durch die Verordnung (EG) Nr. 595/2009, ABl. L 188 vom , S SR Richtlinie 2007/46/EG des europäischen Parlaments und des Rates vom 5. September 2007 zur Schaffung eines Rahmens für die Genehmigung von Kraftfahrzeugen und Fahrzeuganhängern sowie von Systemen, Bauteilen und selbstständigen technischen Einheiten für diese Fahrzeuge, ABl. L 263, S. 1 vom ; zuletzt geändert durch die Verordnung (EU) Nr. 2015/758, ABl. L 123 vom , S

326 Energieeffizienzverordnung AS Form der Energieetikette In gedruckter Form muss die Energieetikette in folgenden Grössen dargestellt werden: a. Grundvariante im Format 297 mm 210 mm (DIN-A4-Hochformat); b. vereinfachte Variante im Format 140 mm 180 mm Der Schrifttyp ist Arial, und die minimalen Schriftgrössen (SG) betragen: a. Haupttitel: SG 30; b. Zwischentitel: SG 14; c. Marke, Typ: SG 14; d. Text und weitere Angaben: SG 12; e. Hinweise: SG Bildschirme, auf denen die Energieetikette in elektronischer Form dargestellt wird, müssen mindestens folgende Diagonale aufweisen: a. 9,7 Zoll (Hochformat): für die Grundvariante; b. 9,7 Zoll (Hochformat) oder 7 Zoll (Querformat): für die vereinfachte Variante Für die Darstellung der Angaben auf der Energieetikette sind folgende Farben vorgegeben: a. Text schwarz, Hintergrund weiss, bzw. in Balken weiss auf grau; b. Energieeffizienz-Kategorien A G: A dunkelgrün (CMYK-Code X0X0); B hellgrün (CMYK-Code 70X0); C gelbgrün (CMYK-Code 30X0); D gelb (CMYK-Code 00X0); E gelborange (CMYK-Code 03X0); F orange (CMYK-Code 07X0); G rot (CMYK-Code 0XX0) Online-Tool Das BFE stellt ein Online-Tool zum Erstellen der Energieetikette zur Verfügung. 2 Kennzeichnung im Internet 2.1 Neue Personenwagen, die über das Internet in Verkehr gebracht oder abgegeben werden, müssen mit den Angaben aus der Energieetikette gemäss Ziffer Buchstaben f i gekennzeichnet werden. 2.2 Für die Angaben aus der Energieetikette ist mindestens dieselbe Schriftgrösse zu verwenden wie für technische Informationen und Angaben zur Ausstattung. 68

327 Energieeffizienzverordnung AS Kennzeichnung in Preislisten 3.1 Wer für neue Personenwagen Preislisten zur Verfügung stellt, muss darin die einzelnen Personenwagen mit den Angaben aus der Energieetikette gemäss Ziffer Buchstaben f i kennzeichnen. 3.2 Für die Angaben aus der Energieetikette ist mindestens dieselbe Schriftgrösse zu verwenden wie für technische Informationen und Angaben zur Ausstattung. 3.3 Gelten Preise oder weitere Angaben für verschiedene Versionen eines Personenwagens, so können die Angaben gemäss Ziffer Buchstaben f i als Bandbreite für sämtliche Versionen angegeben werden. 4 Kennzeichnung in der Werbung 4.1 Wer neue Personenwagen in Druckerzeugnissen und in visuell-elektronischen Medien unter Angabe einer Motorisierungsvariante, weiterer technischer Merkmale oder eines Preises bewirbt, muss die beworbenen Modellvarianten mit den Angaben aus der Energieetikette gemäss Ziffer Buchstaben f i kennzeichnen. 4.2 Die Angaben müssen gut lesbar dargestellt werden. 5 Bestimmung der Energieeffizienz 5.1 Die Energieeffizienz eines Personenwagens ist mit Hilfe der Bewertungszahl (BWZ) zu bestimmen. 5.2 Die BWZ errechnet sich zu 70 Prozent aus dem absoluten Energieverbrauch und zu 30 Prozent aus dem relativen Energieverbrauch. Der absolute Energieverbrauch bezieht sich auf die Primärenergie und wird in Primärenergie- Benzinäquivalenten angegeben. Der relative Energieverbrauch ist der Quotient aus absolutem Energieverbrauch und Leergewicht. 5.3 Die BWZ eines Personenwagens wird nach der folgenden Formel berechnet: ={1 + +5} 100 Wobei: r: Relativierungsparameter 0.30 E': normierter absoluter Energieverbrauch des Personenwagens in Liter Primärenergie-Benzinäquivalent pro 100 Kilometer; EE': normierter relativer Energieverbrauch des Personenwagens. =, wobei = 1 und 2 = 1 2 =1 =1 69

328 Energieeffizienzverordnung AS 2017 =, wobei =, = 1 =1 und 2 = 1 2 =1 Wobei: E: absoluter Energieverbrauch des Personenwagens in Liter Primärenergie-Benzinäquivalent pro 100 Kilometer; Ē: Mittelwert des absoluten Energieverbrauchs der aktuellen Fahrzeugtypen; σ E: Standardabweichung (Streuungsmass) des absoluten Energieverbrauchs der aktuellen Fahrzeugtypen; EE: relativer Energieverbrauch des Personenwagens; EE : Mittelwert des relativen Energieverbrauchs der aktuellen Fahrzeugtypen; σ EE: Standardabweichung (Streuungsmass) des relativen Energieverbrauchs der aktuellen Fahrzeugtypen; m: Leergewicht des Personenwagens nach Artikel 7 Absatz 1 VTS in kg; n: Anzahl aktuelle Fahrzeugtypen. 5.4 Die Bewertungszahl wird auf die zweite Stelle nach dem Komma gerundet. 5.5 Sind unter derselben Typengenehmigungsnummer und Getriebeart mehrere Modellversionen eines Personenwagens aufgeführt, so wird die Energieeffizienz auf der Grundlage der Modellversion mit dem höchsten Leergewicht ermittelt. 6 Anforderungen an die Angaben zum Energieverbrauch, zu den CO 2-Emissionen und zur Energieeffizienz-Kategorie 6.1 Energieverbrauch Der Energieverbrauch von Personenwagen bemisst sich nach Artikel 97 Absatz 5 VTS. Er ist in der gebräuchlichen Einheit (Liter, Kubikmeter, Kilowattstunden oder Kilogramm) pro 100 Kilometer (l/100 km, m 3 /100 km, kwh/100 km, kg/100 km) anzugeben Bei Personenwagen, die gemäss Typengenehmigung teilweise elektrisch angetrieben werden und deren Batterien über das Stromnetz aufgeladen werden können, ist der Energieverbrauch beider Energieträger anzugeben Bei Personenwagen, die nicht mit Benzin betrieben werden, ist zusätzlich das Benzinäquivalent pro 100 Kilometer aufzuführen. 70

329 Energieeffizienzverordnung AS CO 2-Emissionen Die CO 2-Emissionen bemessen sich nach Artikel 97 Absatz 5 VTS. Sie sind in Gramm pro Kilometer anzugeben. Als Vergleichswert ist der Durchschnittswert der CO 2-Emissionen aller erstmals immatrikulierten Personenwagen anzugeben (Durchschnitt aller erstmals immatrikulierten Personenwagen x g/km) Als erstmals immatrikulierte Personenwagen gelten typengenehmigte Personenwagen, die ihren Energieverbrauch ausweisen müssen (vgl. Art. 97 Abs. 4 VTS) und die innerhalb eines Jahres bis zum 31. Mai des Vorjahres erstmals in der Schweiz immatrikuliert wurden Bei Personenwagen, die für die Verwendung von in der Schweiz flächendeckend angebotenen Gemischen aus fossilen und biogenen Treibstoffen typengenehmigt sind, sind die gesamten CO 2-Emissionen und, als klimarelevant, der fossile Anteil anzugeben. 6.3 Einteilung der Personenwagen in die Energieeffizienz-Kategorien Die Personenwagen sind entsprechend ihrer Energieeffizienz in die Energieeffizienz-Kategorien A G einzuteilen Für die Festlegung der Grenzen der Energieeffizienz-Kategorien A G werden die aktuellen Fahrzeugtypen entsprechend ihrer Bewertungszahl in aufsteigender Reihe geordnet und gleichmässig in sieben Sektoren aufgeteilt. Die oberen Grenzen der Energieeffizienz-Kategorien A F bestimmen sich nach der Bewertungszahl des letzten im entsprechenden Sektor aufgeführten Fahrzeugtyps Als aktuelle Fahrzeugtypen gelten typengenehmigte Personenwagen, die ihren Energieverbrauch ausweisen müssen (vgl. Art. 97 Abs. 4 VTS) und die innerhalb der zwei Jahre bis zum 31. Mai des Vorjahres erstmals hätten zugelassen werden können. 7 Personenwagen mit mehreren Energieträgern 7.1 Bei Personenwagen mit Mehrstoff-Motoren, die gemäss Typengenehmigung mit verschiedenen Energieträgern betrieben werden können, die in der Schweiz flächendeckend angeboten werden, erfolgen die Angabe zu den CO 2-Emissionen und die Berechnung des Benzinäquivalents sowie der Energieeffizienz anhand des Energieträgers mit dem tiefsten Primärenergie- Benzinäquivalent. 7.2 Bei Personenwagen, die gemäss Typengenehmigung teilweise elektrisch angetrieben werden und deren Batterien über das Stromnetz aufgeladen werden können, erfolgt die Berechnung des Benzinäquivalents sowie der Energieeffizienz anhand der Summe aus Treibstoff- und Stromverbrauch. 71

330 Energieeffizienzverordnung AS Beispiele zu den Anforderungen an die Darstellung 8.1 Grundvariante 72

331 Energieeffizienzverordnung AS Vereinfachte Variante 73

332 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Anhang 4.2 (Art. 13) Angabe der Treibstoffeffizienzklasse und weiterer Eigenschaften von Reifen 1 Geltungsbereich 1.1 Dieser Anhang gilt in Übereinstimmung mit Artikel 2 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 1222/ für Reifen der Klassen C1, C2 und C Er gilt nicht für Reifen nach Artikel 2 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 1222/ Es gelten die Begriffsbestimmungen gemäss Artikel 3 Ziffer 2 der Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 und Artikel 8 der Verordnung (EG) Nr. 661/ Angaben und Kennzeichnung 2.1 Wer Reifen der Klassen C1 oder C2 in Verkehr bringt oder abgibt, muss dafür sorgen, dass diese mit einer Reifenetikette mit Angabe der Treibstoffeffizienzklasse, der Klasse des externen Rollgeräuschs und des entsprechenden Messwerts sowie der Nasshaftungsklasse gemäss Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 1222/ gekennzeichnet sind. 2.2 Die Reifenetikette muss gut sichtbar und lesbar auf der Lauffläche des Reifens oder in dessen unmittelbarer Nähe angebracht sein. 2.3 Wer Reifen gemäss Ziffer 1 in Verkehr bringt oder abgibt, die für die Abnehmer zum Zeitpunkt des Erwerbs nicht sichtbar sind, hat den Abnehmern die Treibstoffeffizienzklasse und die weiteren Reifeneigenschaften gemäss Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 anzugeben. 2.4 Wer für die Bereifung eines neuen Personenwagens die Wahl zwischen verschiedenen Reifen gemäss Ziffer 1.1 anbietet, hat dem Abnehmer die Treibstoffeffizienzklasse und die weiteren Reifeneigenschaften gemäss Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 der verschiedenen Reifen anzugeben. Diese Angaben müssen mindestens im technischen Werbematerial enthalten sein. 132 Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. November 2009 über die Kennzeichnung von Reifen in Bezug auf die Kraftstoffeffizienz und andere wesentliche Parameter, ABl. L 342 vom , S. 46; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 1235/2011, ABl. L 317 vom , S Verordnung (EG) Nr. 661/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Typengenehmigung von Kraftfahrzeugen, Kraftfahrzeuganhängern und von Systemen, Bauteilen und selbstständigen technischen Einheiten für diese Fahrzeuge hinsichtlich ihrer allgemeinen Sicherheit, ABl. L 200 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 523/2012 der Kommission vom 20. Juni 2012, ABl. L 160 vom , S Siehe Fussnote zu Ziffer

333 Energieeffizienzverordnung AS Die Angabe der Treibstoffeffizienzklasse und der weiteren Reifeneigenschaften gemäss Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 und die Kennzeichnung sind mit Ausnahme der EU-Hoheitszeichen gemäss Anhang II der Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 vorzunehmen. Soweit EU-Hoheitszeichen in Übereinstimmung mit den Vorschriften der EU bereits angebracht sind, können sie belassen werden. 2.6 In technischem Werbematerial (technische Handbücher, Broschüren, Faltblätter und Kataloge in gedruckter oder elektronischer Form, Websites usw.), das der Vermarktung von Reifen gemäss Ziffer 1.1 dient, sind die Treibstoffeffizienzklasse und die weiteren Reifeneigenschaften gemäss Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 anzugeben. Die Angabe ist gemäss Anhang III der Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 vorzunehmen. 3 Konformitätsbewertungsverfahren Die Treibstoffeffizienzklasse und die weiteren Eigenschaften von Reifen gemäss Ziffer 1.1 werden nach den Prüfverfahren gemäss Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 1222/ und dem UNECE-Reglement Nr ermittelt. 135 Siehe Fussnote zu Ziffer UNECE-Reglement Nr. 117 vom 6. April 2005 über einheitliche Vorschriften für die Genehmigung von Reifen hinsichtlich der Rollgeräuschemissionen und/oder der Haftung auf nassen Oberflächen und/oder des Rollwiderstandes; zuletzt geändert durch Änderungsserie 02 Ergänzung 4, in Kraft seit (Add.116 Rev.3). 75

334 Energieeffizienzverordnung AS 2017 Änderung anderer Erlasse I Die nachstehenden Verordnungen werden wie folgt geändert: Anhang 5 (Art. 17) 1. Verordnung vom 19. Mai über das Inverkehrbringen von nach ausländischen technischen Vorschriften hergestellten Produkten und über deren Überwachung auf dem Markt Art. 2 Bst. c Ziff. 5 Vom Grundsatz nach Artikel 16a Absatz 1 THG ausgenommen sind: c. die folgenden übrigen Produkte: 5. die folgenden Geräte, welche die technischen Vorschriften gemäss den Artikeln 3 8 sowie den Anhängen 1.1, 1.3, 1.6, 1.15, 2.4 und 3.2 der Energieeffizienzverordnung vom 138 nicht einhalten: netzbetriebene Kühl-, Tiefkühl- und Gefriergeräte sowie deren Kombinationen netzbetriebene Haushaltswäschetrockner netzbetriebene Elektrobacköfen Warmwasserspeicher mit einem Speichervolumen von 500 Litern netzbetriebene komplexe Set-Top-Boxen netzbetriebene Haushaltskaffeemaschinen 2. Verordnung vom 23. Februar über die Fahrzeuge des Bundes und ihrer Führer und Führerinnen Art. 23 Abs. 3 3 Die Fahrzeuge sind nach ökonomischen und ökologischen Grundsätzen auszuwählen, insbesondere nach dem Grundsatz der Energieeffizienz. Die Stellen nach Artikel 2 Absatz 1 haben die Bestellung von Fahrzeugen der Energieeffizienz-Kategorien C und D zu begründen. Nicht gestattet ist die Beschaffung von Fahrzeugen der Energieeffizienz-Kategorien E, F und G (Anhang 4 der Energieeffizienzverordnung vom 140 ). Über Ausnahmen entscheidet das zuständige Generalsekretariat der Stellen nach Artikel 2 Absatz SR SR 139 SR SR 76

335 Energieeffizienzverordnung AS Luftreinhalte-Verordnung vom 16. Dezember Art. 20a Abs. 1 bis 1bis Für Geräte nach Anhang 1.15 oder 1.16 der Energieeffizienzverordnung vom 142 kann der Nachweis der Konformität auch gemäss den Vorgaben in Artikel 5 Absatz 2 und Artikel 7 Absatz 2 dieser Verordnung erbracht werden. 141 SR SR 77

336 Energieeffizienzverordnung AS

337 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK November 2017 Ausführungsbestimmungen zum neuen Energiegesetz vom 30. September 2016 Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) Erläuterungen

338 Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) Inhaltsverzeichnis 1. Einleitende Bemerkungen Grundzüge der Vorlage Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Verhältnis zum europäischen Recht Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen Erläuterungen zu den Anhängen...6

339 Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) 1. Einleitende Bemerkungen Am 30. September 2016 hat das Parlament das totalrevidierte Energiegesetz (EnG) verabschiedet (BBl ). Mit diesem erfolgen auch Anpassungen in elf weiteren Bundesgesetzen. Das Stimmvolk hat die Vorlage am 21. Mai 2017 angenommen. Die Änderungen auf Gesetzesstufe haben Auswirkungen auf verschiedene Verordnungen. 1 Dazu gehört u.a. die Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 (EnV; SR ). Aus Gründen der Übersichtlichkeit wird diese Gelegenheit auch dazu genutzt, Regelungen betreffend Anlagen, Fahrzeuge und Geräte in eine neue Verordnung auszulagern. Die so entstehende Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte ist damit Bestandteil der aufgrund des neuen EnG notwendigen Anpassungen auf Verordnungsstufe. 2. Grundzüge der Vorlage Bisher in der EnV enthaltene Regelungen betreffend Anlagen, Fahrzeuge und Geräte werden in einer separaten Verordnung zusammengefasst. Zweck dieser neuen Verordnung ist die Senkung des Energieverbrauchs von serienmässig hergestellten Anlagen, Fahrzeugen und Geräten sowie die Steigerung ihrer Energieeffizienz. Inhaltlich wird gegenüber der geltenden EnV wenig angepasst. Die neue Verordnung weist jedoch eine leicht geänderte Systematik auf. 3. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Die Änderungen auf Verordnungsstufe haben keine finanziellen, personellen und weiteren Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden. 4. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Inhaltlich wird mit der neuen Verordnung gegenüber der geltenden EnV wenig geändert. Die Änderungen auf Verordnungsstufe haben folglich nur sehr geringe Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft. 5. Verhältnis zum europäischen Recht Bestimmungen zu Geräten sollen nebst der Einsparung von Energie insbesondere auch den Handel mit der EU erleichtern, indem EU-Regelungen übernommen und damit technische Handelshemmnisse abgebaut und vermieden werden. Die Anpassung an das europäische Recht erfolgt nach den im Bundesgesetz vom 6. Oktober 1995 über die technischen Handelshemmnisse (THG; SR ) enthaltenen Grundsätzen. Die Schweiz übernimmt u.a. bezüglich den Anforderungen an das Inverkehrbringen von Geräten die Vorschriften der EU; ausgenommen sind einzig die in der Verordnung vom 19. Mai 2010 über das Inverkehrbringen von Produkten nach ausländischen Vorschriften (VIPaV; SR ) genannten Ausnahmen. Im Rahmen des Abkommens vom 21. Juni 1999 zwischen der Schweizerischen Eidgenossenschaft und der Europäischen Gemeinschaft über die gegenseitige Anerkennung von Konformitätsbewertungen (MRA; SR ) hat sich die Schweiz im Verhältnis zur EU zudem zur gegenseitigen Anerkennung von Prüfungen und Zertifikaten verpflichtet. 1 Vgl. dazu die ausführlichen Informationen zur Ausgangslage in den Erläuterungen zur Totalrevision der Energieverordnung (EnV) vom November

340 Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) 6. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen Gemäss Artikel 44 Absatz 1 EnG ist der Bundesrat zum Erlass von Vorschriften zur Reduktion des Energieverbrauchs für serienmässig hergestellte Anlagen, Fahrzeuge, Geräte und deren serienmässig hergestellte Bestandteile zuständig. Die bisherigen Bestimmungen der geltenden EnV werden inhaltlich nur geringfügig oder gar nicht geändert. Änderungen, die nur redaktioneller Art sind oder nur in einer systematisch etwas veränderten Einordnung bestehen, werden nachfolgend nur punktuell erläutert. 1. Kapitel: Allgemeine Bestimmungen Art. 1 Zweck und Geltungsbereich Absatz 1 hält den Zweck der Verordnung fest, wonach der Energieverbrauch von serienmässig hergestellten Anlagen, Fahrzeugen und Geräten reduziert und deren Energieeffizienz gesteigert werden soll. In Absatz 2 wird sodann der sachliche und örtliche Geltungsbereich umschrieben. Demnach gilt die Verordnung für serienmässig hergestellte Anlagen, Fahrzeugen und Geräten sowie deren serienmässig hergestellte Bestandteile, die in erheblichem Ausmass Energie verbrauchen und in der Schweiz in Verkehr gebracht oder abgegeben werden. Art. 2 Begriffe Artikel 2 Buchstaben a und b übernehmen den Inhalt des bisherigen Artikels 1 Buchstaben p und q der EnV, der das Inverkehrbringen respektive das Abgeben definiert, aus den nachfolgenden Gründen materiell unverändert. Die schweizerische Energiegesetzgebung hat u.a. zum Ziel, durch Erhöhung der Energieeffizienz bei serienmässig hergestellten Anlagen, Fahrzeugen und Geräten die sparsame und rationelle Energienutzung zu fördern. Um dieses Ziel zu erreichen, kann der Bundesrat einerseits Anforderungen an die Energieeffizienz für das Inverkehrbringen und Abgeben von Anlagen, Fahrzeugen und Geräten erlassen sowie andererseits mit Vorschriften für einheitliche und vergleichbare Angaben (Energieetikette) dafür sorgen, dass die Konsumenten über die Energieeffizienz aufgeklärt werden und diese dadurch in ihren Kaufentscheid miteinbeziehen können (Art. 1 Abs. 2 Bst. b i.v.m. Art. 5 Abs. 1 Bst. a EnG). Diese beiden Instrumente funktionieren aber nur dann, wenn die Konsumenten bereits im Zeitpunkt des Kaufentscheides über die energieeffizienten Eigenschaften eines Produktes aufgeklärt werden; und dieser Kaufentscheid wird erfahrungsgemäss oft längere Zeit vor dem Kauf gefällt: Wird in einer Anzeige ein bestimmtes Gerät mit bestimmten Eigenschaften angepriesen und begibt sich der Konsument daraufhin in den Verkaufsladen, um es zu erwerben, wird er sich dort aufgrund der Effizienzangaben kaum noch in seinem Kaufentscheid beeinflussen lassen und die energierechtlichen Vorgaben oder Informationen bleiben folglich unberücksichtigt. Liegen ihm hingegen bei Betrachtung eines oder mehrerer Anlagen, Fahrzeugen und Geräten die entsprechenden energiespezifischen Informationen vor, kann er diese, wie vom Gesetzgeber beabsichtigt, bereits frühzeitig in seinen Kaufentscheid einbeziehen. Diese Angaben entfalten ihre Wirkung also nur dann, wenn sie dem Konsumenten spätestens in dem Zeitpunkt zur Verfügung stehen, in dem ein Gerät mit den für den Kaufentscheid notwendigen Angaben und Informationen angepriesen wird. Das Gleichstellen des Anbietens mit dem Inverkehrbringen stellt somit die Verwirklichung des gesetzgeberischen Willens sicher. 2

341 Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) Anbieten im energierechtlichen Sinne liegt somit dann vor, wenn ein Anbieter ein spezifiziertes oder spezifizierbares Gerät in einem Medium so darstellt, dass ein durchschnittlicher Konsument einen Kaufentscheid fällt oder fällen könnte. Wenn die energierechtlichen Vorgaben in diesem Zeitpunkt nicht erfüllt sind, sondern erst später, entfalten sie ihre Wirkung nicht. Das Anbieten im Sinne der Energiegesetzgebung unterscheidet sich damit vom privatrechtlichen Anbieten nach Obligationenrecht grundsätzlich: Die Regelung in der EnEV bezweckt, wie dargelegt, den potenziellen Konsumenten im Zeitpunkt des Kaufentscheids sämtliche energetisch notwendigen Angaben zur Verfügung zu stellen. Die privatrechtliche Regelung (Aufforderung an den Kunden ein Angebot zu machen) hingegen bezweckt, den Anbieter davor zu schützen, mehr Bestellungen zu erhalten, als er erfüllen kann. 2. Kapitel: Anforderungen an das Inverkehrbringen und das Abgeben 1. Abschnitt: Serienmässig hergestellte Anlagen und Geräte und deren serienmässig hergestellten Bestandteile Art. 3 Allgemeine Voraussetzungen In Artikel 3 wird festgehalten, dass serienmässig hergestellte Anlagen und Geräte sowie deren serienmässig hergestellte Bestandteile (Anlagen und Geräte) nur in Verkehr gebracht oder abgegeben werden dürfen, wenn diese Produkte (a) die Mindestanforderungen an den spezifischen Energieverbrauch, die Energieeffizienz und die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften erfüllen, (b) das energietechnische Prüfverfahren (Konformitätsbewertungsverfahren) durchlaufen haben und (c) mit den Angaben zum spezifischen Energieverbrauch, zur Energieeffizienz und den energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften mit der Energieetikette gekennzeichnet sind. Art. 4 Mindestanforderungen Absatz 1 verweist für die Mindestanforderungen an den spezifischen Energieverbrauch, die Energieeffizienz und an die energieverbrauchsrelevanten Eigenschaften von Anlagen und Geräten auf die Anhänge. Absatz 2 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 10 Absatz 6 der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Art. 5 Konformitätsbewertungsverfahren Absatz 1 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 1 Buchstabe i der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Für die Einzelheiten wird auf die Anhänge verwiesen. In Absatz 2 wird explizit festgehalten, dass das Konformitätsbewertungsverfahren nach einem der in Artikel 8 Absatz 2 der Richtlinie 2009/125/EG 2 vorgesehenen Verfahren durchzuführen ist. Demnach kann das in Anhang IV der Richtlinie beschriebene System der internen Entwurfskontrolle oder das in Anhang V beschriebene Managementsystem angewendet werden. Art. 6 Kennzeichnung Absätze 1 und 2 übernehmen den Inhalt des bisherigen Artikels 11 Absätze 1 und 2 der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Für die Einzelheiten wird auf die Anhänge verwiesen. In Absatz 3 wird explizit festgehalten, dass, wer serienmässig hergestellte Anlagen und Geräte in Verkehr bringt oder abgibt, dafür sorgen muss, dass die Energieetikette (a) an den Ausstellungsexemplaren und in den Unterlagen, die mit diesen mitgeliefert werden, erscheint und (b) in den 2 Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 21. Oktober 2009 zur Schaffung eines Rahmens für die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung energieverbrauchsrelevanter Produkte, ABl. L 285 vom , S. 10; zuletzt geändert durch Richtlinie 2012/27/EU, ABl. L 315 vom , S. 1. 3

342 Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) Verkaufsunterlagen (Prospekten, Werbematerial, usw.) und in der verkaufsbezogenen Werbung gut lesbar abgebildet ist. Absatz 4 hält sodann fest, dass in den Verkaufsunterlagen nach Absatz 3 Buchstabe b alternativ die Energieeffizienzklasse in Weiss auf einem Pfeil dargestellt werden kann, der die gleiche Form und Farbe hat wie die entsprechende Energieeffizienzklasse auf der Energieetikette; es ist die gleiche Schriftgrösse wie für die Preisangabe zu verwenden. Art. 7 Konformitätserklärung Neu wird in Artikel 7 die in den bisherigen Anhängen identisch geregelte Ziffer betreffend der Konformitätserklärung aufgenommen. Absatz 1 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 10 Absatz 2 Buchstabe a der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Absatz 2 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 10 Absatz 3 erster Satz der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Er hält explizit fest, welche Angaben die Konformitätserklärung enthalten muss. Dies war bisher in den einzelnen Anhängen enthalten und wird aus gesetzestechnischen Gründen nun im Erlasstext aufgenommen. Absatz 3 hält neu fest, dass wenn eine Anlage oder ein Gerät unter mehrere Regelungen fällt, die eine Konformitätserklärung verlangen, eine einzige Konformitätserklärung ausgestellt werden kann. Absatz 4 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 10 Absatz 4 der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Art. 8 Technische Unterlagen Neu wird in Artikel 8 die in den bisherigen Anhängen identisch geregelte Ziffer betreffend die technischen Unterlagen aufgenommen. Absatz 1 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 10 Absatz 2 Buchstabe b der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Absatz 2 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 10 Absatz 3 erster Satz der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Er hält explizit fest, welche Angaben die technischen Unterlagen enthalten müssen. Dies war bisher in den einzelnen Anhängen enthalten und wird aus gesetzestechnischen Gründen nun im Erlasstext aufgenommen. Absatz 3 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 10 Absatz 3 zweiter Satz der EnV materiell unverändert. Absatz 4 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 10 Absatz 4 der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Art. 9 Prüf- und Konformitätsbewertungsstellen Artikel 9 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 21a Absatz 1 EnV materiell unverändert. 2. Abschnitt: Serienmässig hergestellte Personenwagen und deren serienmässig hergestellte Bestandteile Art. 10 Kennzeichnung bei Personenwagen Die Kennzeichnungspflicht war bisher in Anhang 3.6 der EnV enthalten. Neu ist sie bereits im Haupttext geregelt. Materiell erfährt diese Bestimmung keine Änderung gegenüber dem bisherigen Recht. Es wird einzig präzisiert, welche Angaben aus der Energieetikette gemacht werden müssen. 4

343 Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) Art. 11 Informationen der Öffentlichkeit in Bezug auf Anhang 4.1 Diese Bestimmung entspricht grösstenteils dem bisherigen Artikel 22b der EnV. Die vom BFE auszuwertenden Eigenschaften der Fahrzeuge werden leicht ausgeweitet. Die Öffentlichkeit wird über die Auswertung informiert. Die Ergänzungen, wonach das BFE Dritte mit diesen Aufgaben beauftragen kann, werden gestrichen. Dies ist bereits gestützt auf Artikel 67 des EnG möglich. Art. 12 Ausführungsbestimmungen zu Anhang 4.1 Diese Bestimmung entspricht inhaltlich dem bisherigen Artikel 28a Absätze 2 und 3 der EnV. Art. 13 Inverkehrbringen und Abgeben von Reifen Diese Bestimmung verweist für das Inverkehrbringen und Abgeben von Reifen der Klassen C1, C2 und C3 gemäss der Verordnung (EG) Nr. 1222/2009 auf die in Anhang 4.2 genannten Anforderungen. 3. Kapitel: Vollzug Art. 14 Kontrolle und Massnahmen Absatz 1 hält fest, dass das BFE kontrolliert, ob die in Verkehr gebrachten und abgegebenen Anlagen, Fahrzeuge und Geräte die Anforderungen dieser Verordnung erfüllen. Dies entspricht bis auf kleine redaktionelle Anpassungen dem Inhalt des bisherigen Artikels 22 Absatz 1 erster Satz der EnV. Absatz 2 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 22 Absatz 1 zweiter Satz der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Absatz 3 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 22 Absatz 4 erster Satz der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Art. 15 Besondere Befugnisse bei Anlagen und Geräten Der Inhalt der Absätze 1 und 2 wird bis auf kleine redaktionelle Anpassungen weitgehend materiell unverändert aus dem bisherigen Artikel 22 Absätze 2 und 3 übernommen. Neu wird in Absatz 3 vorgesehen, dass das BFE eine zusätzlich energietechnische Überprüfung (Konformitätsüberprüfung) anordnen kann, insbesondere wenn (a) aus den Nachweisen nach Artikel 7 (Konformitätserklärung) und Artikel 8 (technische Unterlagen) nicht hinreichend hervorgeht, dass die Anlagen oder Geräte den Anforderungen entsprechen ; (b) Zweifel bestehen, ob die Anlagen oder Geräte mit den eingereichten Unterlagen übereinstimmen. Absatz 4 hält sodann fest, wer die Kosten der nach Absatz 3 durchgeführten Konformitätsüberprüfung trägt. Absatz 5 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 22 Absatz 4 zweiter Satz der EnV materiell unverändert. 4. Kapitel: Strafbestimmungen Art. 16 Artikel 16 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 28 Buchstaben h der EnV bis auf kleine redaktionelle Anpassungen materiell unverändert. Auf die (Wieder-)Aufnahme der bisherigen Buchstaben a und b in der erwähnten Bestimmung wird aus gesetzestechnischen Gründen auf Verordnungsstufe verzichtet, da deren materieller Gehalt bereits durch die Strafbestimmung des EnG (Art. 70 Abs. 1 Bst. e) abgedeckt ist. 5

344 Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) 7. Erläuterungen zu den Anhängen Die nachfolgenden Ausführungen zu den einzelnen Ziffern gelten für alle Anhänge (ausgenommen Anhänge 4.1 und 4.2) gleichermassen. Die Anhänge 4.1 und 4.2 übernehmen den Inhalt der bisherigen Anhänge 3.6 und 3.10 der EnV materiell unverändert. Der neue Anhang 4.1 enthält in Ziffer eine Präzisierung, dass bei Plug-in Hybrid Fahrzeugen der Energieverbrauch beider Energieträger anzugeben ist. Auch dies ist jedoch keine materielle Änderung des bisher geltenden Rechts. Die seitens der EU ab September 2017 erfolgende Einführung des neuen Messverfahrens WLTP (Worldwide harmonized Light vehicles Test Procedure) wurde in Anhang 4.1 noch nicht berücksichtigt. Da die WLTP-Werte noch nicht für alle Modelle zur Verfügung stehen, wäre eine Vergleichbarkeit nicht mehr gewährleistet und die Vermischung der Messverfahren würde bei den Konsumenten zu Verwirrung führen. Zudem wäre die Übergangsfrist für eine Umstellung per 1. Januar 2018 für die Branche viel zu kurz. Die letztendlich angestrebte Umstellung auf WLTPbasierte Angaben zum Verbrauch und zu den CO2-Emissionswerten wird daher in einer späteren Revision umgesetzt. Bis dahin sind weiterhin die NEFZ-Werte zu verwenden (falls neue Modelle nach WLTP-Fahrzyklus geprüft und typengenehmigt sind, muss eine Umrechnung auf die NEFZ-Werte mittels Korrelationsinstrument CO2mpas gemacht werden). Ziffer 1 Geltungsbereich Ziffer 1 übernimmt den Inhalt des Geltungsbereichs der bisherigen Anhänge. Neu werden auch die jeweiligen EU-Begriffsbestimmungen aufgenommen. Dies wird in den bisherigen Anhängen bereits vereinzelt gemacht und soll nun für alle Anhänge identisch umgesetzt werden. Ziffer 2 Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben Ziffer 2 verweist für die Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben auf den konkreten Artikel und/oder Anhang des einschlägigen EU-Rechtsaktes. Stellt die Schweiz gegenüber der EU höhere Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben einzelner Produkte, wird zusätzlich der entsprechende Energieeffizienzindex (EEI) konkret festgelegt. Dies betrifft jedoch nur die in Artikel 2 Buchstabe c Ziffer 5 der Verordnung vom 19. Mai 2010 über das Inverkehrbringen von nach ausländischen technischen Vorschriften hergestellten Produkten und über deren Überwachung auf dem Markt (VIPaV; SR ) genannten Ausnahmen. Falls im einschlägigen EU-Rechtsakt bereits vorgesehen ist, dass zu einem späteren Zeitpunkt strengere Anforderungen an das Inverkehrbringen und Abgeben gelten werden, so werden diese Regelungen vorliegend ebenfalls bereits aufgenommen. Ziffer 3 Konformitätsbewertungsverfahren Ziffer 3 verweist für das Konformitätsbewertungsverfahren neu auf die Mess- und Berechnungsmethoden in den einschlägigen EU-Rechtsakten. Es soll darauf verzichtet werden, explizit auf eine europäische Norm (EN) zu verweisen. Die massgebenden Anforderungen sind im entsprechenden EU-Rechtsakt enthalten. Weiter wird in Ziffer 3 festgehalten, dass die Ergebnisse der durchgeführten Konformitätsbewertung (Messungen und Berechnungen) in den technischen Unterlagen enthalten sein müssen. Schliesslich wird auch festgehalten, dass sich die Konformitätsüberprüfung im Rahmen der Marktkontrolle nach den Mess- und Berechnungsmethoden des jeweiligen EU-Rechtsaktes richtet. Die Messwerte müssen die aus dem EU-Rechtsakt vorgegebenen Anforderungen erfüllen. 6

345 Verordnung über die Anforderungen an die Energieeffizienz serienmässig hergestellter Anlagen, Fahrzeuge und Geräte (Energieeffizienzverordnung, EnEV) Ziffer 4 Angaben des Energieverbrauchs und Kennzeichnung Ziffer 4 übernimmt weitgehend den Inhalt der bisherigen Anhänge zu den Angaben des Energieverbrauchs und Kennzeichnung. Falls im einschlägigen EU-Rechtsakt bereits vorgesehen ist, dass zu einem späteren Zeitpunkt strengere Anforderungen an die Kennzeichnung (z.b. wenn die Effizienzklassen auf der Energieetikette ändern) gelten werden, so werden diese kommenden Regelungen vorliegend ebenfalls bereits aufgenommen. Ziffer 5 Übergangsbestimmungen Ziffer 5 übernimmt den jeweiligen Inhalt der Übergangsbestimmungen zu den bisherigen Anhängen materiell unverändert, neu aber mit einer vereinheitlichten Formulierung. Hinweis zu den Verweisen auf EU-Rechtsakte: EU-Rechtsakte werden häufig geändert. Im Fliesstext des schweizerischen Erlasses wird jeweils nur auf den EU-Basisrechtsakt verwiesen. In der Fussnote wird angegeben, welche Änderungen (bspw. mit der Formel «zuletzt geändert durch») des EU-Basisrechtsakts für die Schweiz gelten. Die EU-Änderungsrechtsakte werden anders als in den schweizerischen Erlasse üblich nicht im EU-Basisrechtsakt aufgenommen, so dass sowohl der EU-Basisrechtsakt wie auch der massgebende EU-Änderungsrechtsakt konsultiert werden muss, damit die im Fliesstext erwähnte Stelle auch tatsächlich gefunden werden kann. Auf EUR-Lex, die Zugangsplattform zum EU-Recht 3, ist jeweils auch eine konsolidierte Fassung eines konkreten EU-Rechtsaktes einsehbar, welcher die bis zu einem bestimmten Datum vorgenommenen Änderungen beinhaltet. In diesen konsolidierten Fassungen wird jedoch ausdrücklich darauf hingewiesen, dass dieser Text lediglich zu Informationszwecken dient und keine Rechtswirkung hat. Die EU-Organe übernehmen keine Haftung für deren Inhalt. Verbindliche Fassungen der betreffenden Rechtsakte einschliesslich ihrer Präambel sind die im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlichten und auf EUR-Lex verfügbaren Texte

346 [Signature] [QR Code] Verordnung über die Reduktion der CO2-Emissionen (CO 2-Verordnung) Änderung vom Der Schweizerische Bundesrat verordnet: I Die CO 2-Verordnung vom 30. November wird wie folgt geändert: Art. 2 Bst. a, a bis und a ter Im Sinne dieser Verordnung bedeuten: a. Personenwagen: Personenwagen nach Artikel 11 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung vom 19. Juni über die technischen Anforderungen an Strassenfahrzeuge (VTS); nicht als Personenwagen im Sinne dieser Verordnung gelten Fahrzeuge mit besonderer Zweckbestimmung nach Anhang II Teil A Ziffer 5 der Richtlinie 2007/46/EG 3 ; a bis. Lieferwagen: Lieferwagen nach Artikel 11 Absatz 2 Buchstabe e VTS; nicht als Lieferwagen im Sinne dieser Verordnung gelten Lieferwagen mit einem Leergewicht von über 2585 kg, die nach dem Messverfahren für schwere Motorwagen gemäss Verordnung (EG) Nr. 595/ gemessen werden und 1 SR SR Richtlinie 2007/46/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. September 2007 zur Schaffung eines Rahmens für die Genehmigung von Kraftfahrzeugen und Kraftfahrzeuganhängern sowie von Systemen, Bauteilen und selbstständigen technischen Einheiten für diese Fahrzeuge (Rahmenrichtlinie), ABl. L 263 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 1347/2017, ABl. L 192 vom , S Verordnung (EG) Nr. 595/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Juni 2009 über die Typengenehmigung von Kraftfahrzeugen und Motoren hinsichtlich der Emissionen von schweren Nutzfahrzeugen (Euro VI) und über den Zugang zu Fahrzeugreparatur- und -wartungsinformationen, zur Änderung der Verordnung (EG) Nr. 715/2007 und der Richtlinie 2007/46/EG sowie zur Aufhebung der Richtlinien 80/1269/EWG, 2005/55/EG und 2005/78/EG, ABl. L 188/1 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 133/2014, ABl. L 47 vom , S

347 CO 2-Verordnung AS 2017 bei denen keine Emissionswerte gemäss Verordnung (EG) Nr. 715/ vorliegen, sowie Fahrzeuge mit besonderer Zweckbestimmung nach Anhang 2 Teil A Ziffer 5 der Richtlinie 2007/46/EG; a ter. leichte Sattelschlepper: Sattelschlepper nach Artikel 11 Absatz 2 Buchstabe i VTS mit einem Gesamtgewicht von bis zu 3,50 t; nicht als leichte Sattelschlepper im Sinne dieser Verordnung gelten Sattelschlepper mit einem Leergewicht von über 2585 kg, die nach dem Messverfahren für schwere Motorwagen gemäss Verordnung (EG) Nr. 595/2009 gemessen werden und bei denen keine Emissionswerte gemäss Verordnung (EG) Nr. 715/2007 vorliegen, sowie Fahrzeuge mit besonderer Zweckbestimmung nach Anhang 2 Teil A Ziffer 5 der Richtlinie 2007/46/EG; Art. 5 Abs. 1 Bst. c Ziff. 3 1 Für Projekte und Programme werden Bescheinigungen für Emissionsverminderungen im Inland ausgestellt, wenn: c. die Emissionsverminderungen: 3. nicht in einem Unternehmen mit Verminderungsverpflichtung erzielt wurden, das gleichzeitig die Ausstellung von Bescheinigungen nach Artikel 12 beantragt; davon ausgenommen sind Unternehmen mit Emissionsziel nach Artikel 67, soweit die Emissionsverminderungen aus Projekten oder Programmen vom Emissionsziel nicht erfasst sind; und Art. 5a Abs. 3 3 Programme, die nach Ablauf der ersten Kreditierungsperiode nur ein Vorhaben umfassen, werden als Projekte nach Artikel 5 weitergeführt. Art. 6 Abs. 2 Bst. j 2 Der Validierungsstelle ist eine Beschreibung des Projekts oder des Programms einzureichen. Diese muss Angaben enthalten über: j. die Dauer des Projekts, des Programms und der einzelnen Vorhaben; Art. 10 Abs. 1 und 1 bis 1 Das BAFU prüft den Monitoringbericht und den dazugehörigen Verifizierungsbericht. Soweit es für die Ausstellung von Bescheinigungen notwendig ist, führt das BAFU beim Gesuchsteller weitere Abklärungen durch. 5 Verordnung (EG) Nr. 715/2007 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 20. Juni 2007 über die Typengenehmigung von Kraftfahrzeugen hinsichtlich der Emissionen von leichten Personenkraftwagen und Nutzfahrzeugen (Euro 5 und Euro 6) und über den Zugang zu Reparatur- und Wartungsinformationen für Fahrzeuge, ABl. L 171/1 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 459/2012, ABl. 142 vom , S

348 CO 2-Verordnung AS bis Es entscheidet gestützt auf die Angaben nach Absatz 1 über die Ausstellung von Bescheinigungen. Art. 12 Abs. 1 Einleitungssatz und Bst. c, Abs. 3 1 Unternehmen mit Verminderungsverpflichtung nach Artikel 66 Absatz 1, für die ein Emissionsziel nach Artikel 67 gilt und die keine Projekte oder Programme nach Artikel 5 oder 5a durchführen, die vom Emissionsziel erfasste Emissionsverminderungen bewirken, werden Bescheinigungen für Emissionsverminderungen im Inland auf Gesuch hin ausgestellt, wenn: c. dem Unternehmen für emissionsvermindernde Massnahmen weder nichtrückzahlbare Geldleistungen von Bund, Kantonen oder Gemeinden zur Förderung erneuerbarer Energien, der Energieeffizienz oder des Klimaschutzes noch Mittel aus dem Zuschlag nach Artikel 35 Absatz 1 des Energiegesetzes vom 30. September (EnG) für Geothermie, Biomasse oder Abfälle aus Biomasse ausgerichtet wurden; davon ausgenommen sind Unternehmen, die bereits vor dem Inkrafttreten der Änderung vom 8. Oktober 2014 für den Erhalt solcher Mittel angemeldet waren. 3 Aufgehoben Art. 12a Abs. 1 Bst. d 1 Unternehmen, die mit dem Bund Ziele über die Entwicklung des Energieverbrauchs vereinbart haben und die sich zusätzlich zur Verminderung der CO 2-Emissionen verpflichten (Zielvereinbarung mit Emissionsziel), ohne dafür von der CO 2- Abgabe befreit zu werden, werden auf Gesuch hin Bescheinigungen für Emissionsverminderungen im Inland ausgestellt, wenn: d. dem Unternehmen für emissionsvermindernde Massnahmen weder nichtrückzahlbare Geldleistungen von Bund, Kantonen oder Gemeinden zur Förderung erneuerbarer Energien, der Energieeffizienz oder des Klimaschutzes noch Mittel aus dem Zuschlag nach Artikel 35 Absatz 1 EnG 7 für Geothermie, Biomasse oder Abfälle aus Biomasse ausgerichtet wurden; davon ausgenommen sind Unternehmen, die bereits vor dem Inkrafttreten der Änderung vom 8. Oktober 2014 für den Erhalt solcher Mittel angemeldet waren. Art. 14 Abs. 2 2 Vor der Veröffentlichung stellt das BAFU dem Gesuchsteller die Unterlagen nach Absatz 1 zu. Es fordert den Gesuchsteller auf, die Informationen zu bezeichnen, die aus seiner Sicht dem Fabrikations- und Geschäftsgeheimnis unterliegen. 6 SR (BBl ) 7 SR (BBl ) 3

349 CO 2-Verordnung AS 2017 Gliederungstitel vor Art Kapitel: Massnahmen zur Verminderung der CO 2-Emissionen von Personenwagen, Lieferwagen und leichten Sattelschleppern 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art Den Bestimmungen dieses Kapitels untersteht, wer einen Personenwagen, Lieferwagen oder leichten Sattelschlepper, der erstmals in Verkehr gesetzt wird, in die Schweiz importiert oder in der Schweiz herstellt. Massgebend ist der Zustand dieser Fahrzeuge beim erstmaligen Inverkehrsetzen. 2 Als erstmals in Verkehr gesetzt gelten Fahrzeuge, die erstmals zum Verkehr in der Schweiz zugelassen werden; ausgenommen sind Fahrzeuge, die vor mehr als sechs Monaten vor der Zollanmeldung in der Schweiz im Ausland zugelassen worden sind. 3 Das Inverkehrsetzen in einem Zollausschlussgebiet nach Artikel 3 Absatz 3 des Zollgesetzes vom 18. März (ZG) sowie in Liechtenstein gilt als Inverkehrsetzen in der Schweiz. Das Inverkehrsetzen in einem Zollanschlussgebiet nach Artikel 3 Absatz 2 ZG, mit Ausnahme von Liechtenstein, gilt als Inverkehrsetzen im Ausland. 4 Führt die Frist nach Absatz 2 zu einer wesentlichen Ungleichbehandlung von Importeuren von Fahrzeugen, die vor der Zollanmeldung in der Schweiz bereits im Ausland zugelassen worden sind, und Importeuren von Fahrzeugen, die vor der Zollanmeldung in der Schweiz noch nicht im Ausland zugelassen worden sind, oder kommt es zu Missbräuchen, so kann das UVEK: a. die Frist kürzen oder auf höchstens ein Jahr verlängern; b. eine erforderliche Mindestzahl an zurückgelegten Kilometern festlegen. 5 Als Referenzjahr gilt das Kalenderjahr, in dem die Erreichung der individuellen Zielvorgabe überprüft wird. Gliederungstitel vor Art Abschnitt: Importeure und Hersteller Art. 18 Grossimporteur 1 Ein Importeur gilt im Referenzjahr in Bezug auf seine Neuwagenflotten als Grossimporteur von Personenwagen, wenn aus diesen Flotten im Jahr vor dem Referenzjahr mindestens 50 Personenwagen erstmals in Verkehr gesetzt wurden. 8 SR

350 CO 2-Verordnung AS Ein Importeur gilt im Referenzjahr in Bezug auf seine Neuwagenflotten als Grossimporteur von Lieferwagen oder leichten Sattelschleppern, wenn aus diesen Flotten im Jahr vor dem Referenzjahr mindestens sechs solcher Fahrzeuge erstmals in Verkehr gesetzt wurden. Art. 19 Provisorische Behandlung als Grossimporteur 1 Ein Importeur kann beim Bundesamt für Energie (BFE) beantragen, im Referenzjahr in Bezug auf seine Neuwagenflotten provisorisch als Grossimporteur behandelt zu werden, wenn aus diesen Flotten im Jahr vor dem Referenzjahr höchstens 49 Personenwagen beziehungsweise höchstens fünf Lieferwagen oder leichte Sattelschlepper erstmals in Verkehr gesetzt wurden. 2 Der betreffenden Neuwagenflotte angerechnet werden Personenwagen beziehungsweise Lieferwagen oder leichte Sattelschlepper, die im Referenzjahr ab dem Datum der Genehmigung des Antrags nach Absatz 1 erstmals in Verkehr gesetzt werden. 3 Werden im Referenzjahr höchstens 49 Personenwagen beziehungsweise höchstens fünf Lieferwagen oder leichte Sattelschlepper erstmals in Verkehr gesetzt, so muss der Importeur über jedes Fahrzeug der betreffenden Neuwagenflotte einzeln abrechnen. Art. 20 Kleinimporteur Als Kleinimporteur gilt in Bezug auf seine Neuwagenflotten im Referenzjahr ein Importeur, wenn aus seinen Flotten im Jahr vor dem Referenzjahr höchstens 49 Personenwagen beziehungsweise höchstens fünf Lieferwagen oder leichte Sattelschlepper erstmals in Verkehr gesetzt wurden und wenn er im Referenzjahr nicht provisorisch als Grossimporteur behandelt wird. Art. 21 Hersteller Abhängig von der Anzahl der im Jahr vor dem Referenzjahr erstmals in Verkehr gesetzten Fahrzeuge eines Herstellers sind für diesen im Referenzjahr entweder die für Grossimporteure oder die für Kleinimporteure geltenden Bestimmungen dieses Kapitels sinngemäss anwendbar. Art. 22 Emissionsgemeinschaft 1 Importeure und Hersteller, die sich zu einer Emissionsgemeinschaft zusammenschliessen wollen, müssen dem BFE bis zum 30. November des Jahres vor dem Referenzjahr einen entsprechenden Antrag für die Dauer von ein bis fünf Jahren stellen. 2 Die Emissionsgemeinschaft hat eine Vertreterin oder einen Vertreter zu bezeichnen. 5

351 CO 2-Verordnung AS 2017 Gliederungstitel vor Art Abschnitt: Berechnungsgrundlagen Art. 23 Einzureichende Unterlagen 1 Ein von einem Grossimporteur eingeführtes Fahrzeug darf erst in Verkehr gesetzt werden, wenn dem Bundesamt für Strassen (ASTRA) durch das Vorliegen einer Typengenehmigung die Daten bekannt sind, die für die Berechnung einer allfälligen Sanktion und für die Zuordnung des Fahrzeugs zu einer Neuwagenflotte erforderlich sind. 2 Für Fahrzeuge ohne Typengenehmigung muss der Grossimporteur dem ASTRA vor dem erstmaligen Inverkehrsetzen des Fahrzeugs folgende Unterlagen einreichen: a. den ausgefüllten Prüfungsbericht nach Artikel 6 Absatz 3 der Verordnung vom 19. Juni über die Typengenehmigung von Strassenfahrzeugen (TGV); b. den Antrag auf Bescheinigung; und c. allfällige Nachweise nach Artikel 25 Absatz 1 oder 2. 3 Ein von einem Kleinimporteur eingeführtes Fahrzeug darf erst in Verkehr gesetzt werden, wenn der Kleinimporteur dem ASTRA die Sanktion nach Artikel 13 des CO 2-Gesetzes entrichtet hat, sofern eine solche geschuldet ist, und folgende Unterlagen eingereicht hat: a. den ausgefüllten Prüfungsbericht nach Artikel 6 Absatz 3 TGV; b. den Antrag auf Bescheinigung; c. allfällige Nachweise nach Artikel 24 Absatz 1 oder 3 oder Artikel 25 Absatz 1 oder 2. 4 Will ein Importeur ein von ihm eingeführtes Fahrzeug über die Neuwagenflotte eines Grossimporteurs abrechnen lassen, so hat er dies dem ASTRA vor dem erstmaligen Inverkehrsetzen des Fahrzeugs mittels Antrag auf Bescheinigung zur Kenntnis zu bringen. Der Antrag hat die Unterschrift des übernehmenden Grossimporteurs zu enthalten. Gliederungstitel vor Art. 24 Aufgehoben Art. 24 CO 2-Emissionen und Leergewicht typengenehmigter Fahrzeuge 1 Für die Bestimmung der CO 2-Emissionen und des Leergewichts typengenehmigter Fahrzeuge sind die Daten in der Typengenehmigung nach der TGV massgebend, es sei denn, der Importeur reicht dem ASTRA fristgerecht die Daten nach den Absätzen 3 oder 4 ein. 9 SR

352 CO 2-Verordnung AS Fehlt in der Typengenehmigung von Lieferwagen und leichten Sattelschleppern die Angabe des Leergewichts, so ist das bei der Fahrzeugprüfung im Prüfungsbericht nach Artikel 6 Absatz 3 TGV erfasste Leergewicht massgebend. 3 Der Importeur kann dem ASTRA innert der Frist nach Absatz 5 folgende auf der Übereinstimmungsbescheinigung nach Artikel 18 der Richtlinie 2007/46/EG 10 (Certificate of Conformity, COC) basierende Daten einreichen: a. für Personenwagen, Lieferwagen und leichte Sattelschlepper: 1. die Fahrzeugidentifikationsnummer (VIN), 2. die CO 2-Emissionen (kombiniert) gemäss Position 49.1, 3. allfällige Ökoinnovationen, und 4. das Leergewicht, falls vorhanden gemäss Position 13.2, sonst gemäss Position 13; b. für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper mit Mehrstufen-Typengenehmigung nach Artikel 3 Ziffer 7 der Richtlinie 2007/46/EG zur Bestimmung der CO 2-Emissionen und des Leergewichts des vervollständigten Fahrzeugs gemäss Anhang XII Ziffer 5 der Verordnung (EG) 692/ : 1. die Daten nach Buchstabe a Ziffern 1 3, 2. das Leergewicht des Basisfahrzeugs, und 3. das technisch zulässige Gesamtgewicht des Basisfahrzeugs in beladenem Zustand. 4 Für typengenehmigte Fahrzeuge, die vor dem erstmaligen Inverkehrsetzen mit einem anderen Treibstoff nachgerüstet werden, sind die Nachweise nach Artikel 25 Absatz 1 Buchstaben b d dem ASTRA innert Frist nach Absatz 5 einzureichen. 5 Die Daten und Nachweise nach den Absätzen 3 und 4 sind bis zum 31. Januar nach Ablauf des Referenzjahres oder, im Falle eines Kleinimporteurs, vor dem erstmaligen Inverkehrsetzen des Fahrzeugs einzureichen. 6 Das ASTRA und das BFE können zur Kontrolle der Daten nach den Absätzen 3 und 4 vom Importeur verlangen, dass dieser das COC im Original einreicht. Art. 25 CO 2-Emissionen und Leergewicht von Fahrzeugen ohne Typengenehmigung 1 Für die Bestimmung der CO 2-Emissionen und des Leergewichts von Fahrzeugen, die von der Typengenehmigung befreit sind (Art. 4 TGV 12 ), sind die folgenden Nachweise massgebend: 10 Siehe Fussnote zu Art. 2 Bst. a. 11 Verordnung (EG) Nr. 692/2008 der Kommission vom 18. Juli 2008 zur Durchführung und Änderung der Verordnung (EG) Nr. 715/2007 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Typgenehmigung von Kraftfahrzeugen hinsichtlich der Emissionen von leichten Personenkraftwagen und Nutzfahrzeugen (Euro 5 und Euro 6) und über den Zugang zu Reparatur- und Wartungsinformationen für Fahrzeuge, ABl. L 199 vom , S. 1; geändert durch Verordnung (EU) 143/2013, ABl. L 47 vom , S SR

353 CO 2-Verordnung AS 2017 a. die auf dem COC basierenden Daten nach Artikel 24 Absatz 3 Buchstabe a; b. der schriftliche Nachweis anhand eines Prüfberichtes einer in Anhang 2 TGV aufgeführten Prüfstelle (Konformitätsbewertung) oder einer ausländischen Prüfstelle (Konformitätsbeglaubigung), dass das Fahrzeug den schweizerischen Vorschriften entspricht; c. die Genehmigung eines ausländischen Staates nach nationalem oder internationalem Recht, das in Anhang 2 VTS 13 aufgeführt oder den schweizerischen Vorschriften mindestens gleichwertig ist; oder d. der Prüfbericht einer Prüfstelle, welche nach Anhang 2 TGV zuständig oder vom ASTRA nach Artikel 17 Absatz 2 TGV provisorisch zugelassen ist. 2 Handelt es sich beim Fahrzeug um einen Lieferwagen oder einen leichten Sattelschlepper mit einer Mehrstufen-Typengenehmigung nach Artikel 3 Ziffer 7 der Richtlinie 2007/46/EG, so sind für die Bestimmung der CO 2-Emissionen und des Leergewichts des vervollständigten Fahrzeugs die Nachweise nach Absatz 1 Buchstaben b d und nach Artikel 24 Absatz 3 Buchstabe b massgebend. 3 Bei Fahrzeugen, für die die Nachweise nach Absatz 1 oder 2 nicht vorliegen, werden die CO 2-Emissionen nach Anhang 4 berechnet. Massgebend ist das Leergewicht nach Artikel 7 VTS 14 in kg. Dieser Leergewichtswert ist vom Importeur mit einem Waagschein nachzuweisen. 4 Können die CO 2-Emissionen eines Fahrzeugs nicht nach Absatz 3 berechnet werden, so werden bei Personenwagen 300 g CO 2/km und bei Lieferwagen und leichten Sattelschleppern 400 g CO 2/km angenommen. Art. 26 CO 2-vermindernde Faktoren bei Fahrzeugen 1 Eine durch den Einsatz von nach Artikel 12 der Verordnung (EG) Nr. 443/ oder nach Artikel 12 der Verordnung (EG) Nr. 510/ anerkannten innovativen Technologien (Ökoinnovationen) erzielte Verminderung der durchschnittlichen CO 2-Emissionen einer Neuwagenflotte bei Grossimporteuren beziehungsweise der CO 2-Emissionen eines Fahrzeugs bei Kleinimporteuren wird bis höchstens 7 g CO 2/km berücksichtigt. 2 Für Personenwagen, die ganz oder teilweise mit Erdgas betrieben werden, setzt das BFE die CO 2-Emissionen um den Prozentsatz des anrechenbaren biogenen Anteils am Gasgemisch tiefer an. 13 SR SR Verordnung (EG) Nr. 443/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Festsetzung von Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen im Rahmen des Gesamtkonzepts der Gemeinschaft zur Verringerung der CO 2-Emissionen von Personenkraftwagen und leichten Nutzfahrzeugen, ABl. L 140 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 6/2015, ABl. L 3 vom , S Verordnung (EU) Nr. 510/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Mai 2011 zur Festsetzung von Emissionsnormen für neue leichte Nutzfahrzeuge im Rahmen des Gesamtkonzepts der Union zur Verringerung der CO 2-Emissionen von Personenkraftwagen und leichten Nutzfahrzeugen, ABl. L 145 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 748/2017, ABl. L 113 vom , S. 9. 8

354 CO 2-Verordnung AS 2017 Art. 27 Berechnung der durchschnittlichen CO 2-Emissionen bei Grossimporteuren 1 Die durchschnittlichen CO 2-Emissionen einer Neuwagenflotte eines Grossimporteurs berechnen sich aus dem arithmetischen Mittel der CO 2-Emissionen der im Referenzjahr erstmals in Verkehr gesetzten Personenwagen beziehungsweise Lieferwagen und leichten Sattelschlepper des Grossimporteurs, gerundet auf drei Dezimalstellen. 2 Für die Berechnung der durchschnittlichen CO 2-Emissionen der jeweiligen Neuwagenflotte nach Absatz 1 wird aus der Neuwagenflotte in den Referenzjahren folgender Anteil der Fahrzeuge mit den tiefsten CO 2-Emissionen berücksichtigt: a. im Referenzjahr 2020: 85 Prozent; b. im Referenzjahr 2021: 90 Prozent; c. im Referenzjahr 2022: 95 Prozent. 3 Für die Berechnung der durchschnittlichen CO 2-Emissionen der jeweiligen Neuwagenflotte nach Absatz 1 werden Fahrzeuge mit CO 2-Emissionen von weniger als 50 g CO 2/km bis zu einer Verminderung der durchschnittlichen CO 2-Emissionen der jeweiligen Neuwagenflotte von total höchstens 7,5 g CO 2/km für die Referenzjahre wie folgt berücksichtigt: a. im Referenzjahr 2020: doppelt; b. im Referenzjahr 2021: 1,67-fach; c. im Referenzjahr 2022: 1,33-fach. Art. 28 Individuelle Zielvorgabe 1 Die individuelle Zielvorgabe für die CO 2-Emissionen der Neuwagenflotte eines Grossimporteurs oder des einzelnen Fahrzeugs eines Kleinimporteurs berechnet sich nach Anhang 4a. 2 Wurde einem Hersteller nach Artikel 11 der Verordnung (EG) Nr. 443/ oder Artikel 11 der Verordnung (EG) Nr. 510/ eine Ausnahme von der Zielvorgabe gewährt, so wird für Fahrzeuge der entsprechenden Fahrzeugmarken die individuelle Zielvorgabe angepasst. 3 Will ein Grossimporteur solche Fahrzeuge mit einer angepassten individuellen Zielvorgabe abrechnen, so hat er dies dem BFE vor dem erstmaligen Inverkehrsetzen des ersten Fahrzeugs im Referenzjahr mitzuteilen. Diese Fahrzeuge werden, unabhängig von deren Anzahl, je als eine separate Neuwagenflotte abgerechnet. Gliederungstitel vor Art. 29 Aufgehoben 17 Siehe Fussnote zu Art Siehe Fussnote zu Art

355 CO 2-Verordnung AS 2017 Art. 29 Sanktionsbeträge 1 Das UVEK legt die Beträge nach Artikel 13 Absatz 1 des CO 2-Gesetzes jährlich für das folgende Referenzjahr in Anhang 5 fest. Es stützt sich dabei auf die in der Europäischen Union geltenden Beträge gemäss Artikel 9 der Verordnung (EG) Nr. 443/ und Artikel 9 der Verordnung (EU) Nr. 510/ und den Wechselkurs gemäss Absatz 2. 2 Für die Umrechnung in Schweizerfranken gilt jeweils der Mittelwert der Devisen- Tageskurse im Verkauf der zwölf Monate vor dem 30. Juni des Jahres vor dem Referenzjahr. Gliederungstitel vor Art Abschnitt: Berechnung und Erhebung der Sanktion bei Grossimporteuren Art. 30 Sanktion bei Überschreiten der individuellen Zielvorgabe 1 Das BFE prüft nach Ablauf des Referenzjahres für jeden Grossimporteur, ob die durchschnittlichen CO 2-Emissionen der Neuwagenflotte die individuelle Zielvorgabe überschreiten. 2 Emissionen, welche die individuelle Zielvorgabe überschreiten, werden zur Berechnung der Sanktion auf das nächste Zehntel Gramm CO 2/km abgerundet. 3 Bei Überschreiten der individuellen Zielvorgabe legt das BFE die Sanktion nach Artikel 13 Absatz 1 des CO 2-Gesetzes und Anhang 5 fest und erstellt unter Berücksichtigung der Anzahlungen nach Artikel 31 Absatz 2 die Schlussrechnung. 4 Ergibt die Schlussrechnung einen Überschuss zugunsten des Grossimporteurs, so erstattet das BFE diesem das Guthaben zurück. Art. 31 Quartalsweise Anzahlungen 1 Das BFE übermittelt jedem Grossimporteur quartalsweise eine Liste der im laufenden Referenzjahr erstmals in Verkehr gesetzten Fahrzeuge sowie die durchschnittlichen CO 2-Emissionen und die individuelle Zielvorgabe von dessen Neuwagenflotten. 2 Es kann Grossimporteuren quartalsweise Anzahlungen in Anrechnung an die allfällige Sanktion im Referenzjahr in Rechnung stellen, insbesondere wenn: a. der Importeur im Referenzjahr provisorisch als Grossimporteur behandelt wird; b. der Grossimporteur Sitz im Ausland hat; c. gegen den Grossimporteur Betreibungen hängig sind oder ein Verlustschein vorliegt; 19 Siehe Fussnote zu Art Siehe Fussnote zu Art

356 CO 2-Verordnung AS 2017 d. die durchschnittlichen CO 2-Emissionen einer Neuwagenflotte die individuelle Zielvorgabe im Referenzjahr um mehr als 5 g CO 2/km überschreitet. 3 Die Höhe der Anzahlungen berechnet das BFE aufgrund der Daten nach Absatz 1. Bereits geleistete Anzahlungen werden bei der Rechnungsstellung berücksichtigt. Art. 32 Zahlungsfrist und Zins 1 Der Grossimporteur hat die Rechnungen und die Schlussrechnung jeweils innert 30 Tagen nach Erhalt zu begleichen. 2 Rückerstattungen nach Artikel 30 Absatz 4 zuzüglich Rückerstattungszins erfolgen innerhalb der gleichen Frist. 3 Bezahlt ein Grossimporteur eine Rechnung oder Schlussrechnung nicht fristgerecht, so schuldet er einen Verzugszins. 4 Die Sätze für den Verzugszins und den Rückerstattungszins richten sich nach dem Anhang der Verordnung des EFD vom 10. Dezember über die Fälligkeit und Verzinsung der direkten Bundessteuer. Art. 33 Verfügung der Sanktion Bezahlt ein Grossimporteur eine Rechnung oder Schlussrechnung trotz Mahnung nicht, so verfügt das BFE die Sanktion. Art. 34 Sicherheiten 1 Ist ein Grossimporteur mit der Begleichung einer Rechnung in Verzug, so kann das BFE verfügen, dass er bis zur vollständigen Begleichung des geschuldeten Betrags wie ein Kleinimporteur behandelt wird. 2 Erachtet das BFE die Bezahlung der Sanktion oder von Verzugszinsen als gefährdet, so kann es deren Sicherstellung in Form einer Barhinterlage oder einer Bankgarantie verfügen. Gliederungstitel von Art Abschnitt: Berechnung und Erhebung der Sanktion bei Kleinimporteuren Art Das ASTRA prüft für jedes Fahrzeug eines Kleinimporteurs, ob die CO 2-Emissionen des Fahrzeugs die individuelle Zielvorgabe überschreiten. 2 Bei Überschreiten der individuellen Zielvorgabe legt das ASTRA die Sanktion nach Artikel 13 Absatz 1 des CO 2-Gesetzes und Anhang 5 fest und stellt diese in Rechnung. In den Referenzjahren ist die Sanktion für jedes Fahrzeug mit den Prozentsätzen nach Artikel 27 Absatz 2 zu multiplizieren. 21 SR

357 CO 2-Verordnung AS Die Artikel 30 Absatz 2, 32 und 33 sind ebenfalls anwendbar. 4 Für die Verfügung nach Artikel 33 ist das ASTRA zuständig. Gliederungstitel vor Art Abschnitt: Berichterstattung und Information der Öffentlichkeit Art Das UVEK erstattet im Jahr 2019 und anschliessend alle drei Jahre den zuständigen Kommissionen des National- und des Ständerats Bericht über die Erreichung der individuellen Zielvorgaben und die Wirksamkeit der Massnahmen zur Verminderung der CO 2-Emissionen bei Personenwagen. 2 Über Lieferwagen und leichte Sattelschlepper ist erstmals im Jahr 2022 und anschliessend alle drei Jahre Bericht zu erstatten. 3 Das BFE informiert die Öffentlichkeit jährlich in geeigneter Form über die Erreichung der Zielvorgaben und publiziert dazu insbesondere folgende Angaben: a. die total erhobenen Sanktionen und den Verwaltungsaufwand; b. die Anzahl der Grossimporteure beziehungsweise der Emissionsgemeinschaften; c. die Anzahl und die Art der Neuwagenflotten. Gliederungstitel vor Art Abschnitt: Verwendung des Ertrags aus der Sanktion nach Artikel 13 des CO 2-Gesetzes Art Ein allfälliger Ertrag aus der Sanktion nach Artikel 13 des CO 2-Gesetzes wird im Folgejahr, nach Erstellung der Schlussabrechnung des BFE, dem Fonds zur Finanzierung der Nationalstrassen und des Agglomerationsverkehrs gemäss Bundesgesetz über den Fonds für die Nationalstrassen und den Agglomerationsverkehr (NAFG) vom 30. September zugewiesen. 2 Der Ertrag entspricht den für das Referenzjahr erhobenen Sanktionen einschliesslich Verzugszinsen und abzüglich Vollzugskosten, Debitorenverlusten und Rückerstattungszinsen. 3. Kapitel, 5. Abschnitt (Art. 38 und 39) Aufgehoben 22 SR 12

358 CO 2-Verordnung AS 2017 Art. 74a Anrechnung von Bescheinigungen an das Emissionsziel Emissionsverminderungen, die zur Ausstellung von Bescheinigungen nach Artikel 12 Absatz 2 führen, sowie Emissionsverminderungen, die im Rahmen von Projekten oder Programmen nach Artikel 5 oder 5a erzielt werden, gelten im Hinblick auf die Erfüllung des Emissionsziels als Treibhausgasemissionen des Unternehmens. Art. 74b Anpassung der Verminderungsverpflichtung von Unternehmen, die WKK-Anlagen betreiben 1 Das BAFU passt die Verminderungsverpflichtung von Unternehmen, die WKK- Anlagen betreiben und die Rückerstattung der CO 2-Abgabe nach Artikel 96a beantragen, auf Gesuch hin an. 2 Das Gesuch ist dem BAFU bis zum 31. Mai des Folgejahres einzureichen. 3 Das Gesuch muss Angaben enthalten über: a. die CO 2-Emissionen im Jahr 2012, die aufgrund der gemessenen Produktion von ins Netz eingespeistem Strom entstanden sind; b. die jährliche Entwicklung der CO 2-Emissionen, die aufgrund der gemessenen Produktion von ins Netz eingespeistem Strom entstanden sind. 4 Das BAFU macht Vorgaben für die Form des Gesuchs. Art. 76 Sachüberschrift sowie Abs. 1 bis und 3 Nichterfüllung der Verminderungsverpflichtung und der Investitionspflicht 1bis Erfüllt ein Unternehmen, das WKK-Anlagen betreibt, die Investitionspflicht nach Artikel 96a Absatz 2 oder nach Artikel 98a Absatz 2 nicht, so verfügt das BAFU die Rückzahlung von 40 Prozent der geleisteten Rückerstattung für Brennstoffe, die zur Stromproduktion nach Artikel 32a des CO 2-Gesetzes eingesetzt wurden. 3 Die rückbezahlten Beträge nach Absatz 1 bis gelten als Einnahme aus der CO 2- Abgabe. Art. 83 Abs. 2 2 Kompensationsmassnahmen nach Absatz 1 Buchstaben a c werden im Umfang der nachgewiesenen Emissionsverminderungen angerechnet. Emissionsverminderungen, die auf nichtrückzahlbare Geldleistungen von Bund, Kantonen oder Gemeinden zur Förderung erneuerbarer Energien, der Energieeffizienz oder des Klimaschutzes zurückzuführen sind, werden dem Gesuchsteller nur bescheinigt, wenn dieser nachweist, dass das zuständige Gemeinwesen die Emissionsverminderungen nicht anderweitig geltend macht. Nicht bescheinigt werden Emissionsverminderungen, die auf die Ausrichtung von Mitteln aus dem Zuschlag nach Artikel 35 Absatz 1 EnG 23 zurückzuführen sind. 23 SR (BBl ) 13

359 CO 2-Verordnung AS 2017 Art. 90 Abs. 2 2 Kompensationsmassnahmen nach Absatz 1 Buchstabe a werden im Umfang der nachgewiesenen Emissionsverminderungen angerechnet. Emissionsverminderungen, die auf nichtrückzahlbare Geldleistungen von Bund, Kantonen oder Gemeinden zur Förderung erneuerbarer Energien, der Energieeffizienz oder des Klimaschutzes zurückzuführen sind, werden dem Gesuchsteller nur bescheinigt, wenn dieser nachweist, dass das zuständige Gemeinwesen die Emissionsverminderungen nicht anderweitig geltend macht. Nicht bescheinigt werden Emissionsverminderungen, die auf die Ausrichtung von Mitteln aus dem Zuschlag nach Artikel 35 Absatz 1 EnG 24 zurückzuführen sind. Art. 96 Abs. 1, Abs. 2 Bst. c 1 Die Rückerstattung der CO 2-Abgabe beantragen können Unternehmen und Personen: a. die von der CO 2-Abgabe befreit sind; b. die WKK-Anlagen betreiben, die weder am EHS teilnehmen noch einer Verminderungsverpflichtung unterliegen (Art. 32a Abs. 1 CO 2-Gesetz); oder c. die abgabebelastete Brennstoffe nicht energetisch nutzen (Art. 32c CO 2- Gesetz). 2 Von der CO 2-Abgabe befreit sind: c. Unternehmen mit Verminderungsverpflichtung (Art. 31 und 31a CO 2-Gesetz). Art. 96a Rückerstattung für Unternehmen mit Verminderungsverpflichtung, die WKK-Anlagen betreiben 1 Ein Unternehmen mit Verminderungsverpflichtung, welches WKK-Anlagen betreibt, erhält auf Gesuch hin 60 Prozent der CO 2-Abgabe auf den Brennstoffen, die für die Stromproduktion nach Artikel 32a des CO 2-Gesetzes eingesetzt wurden, rückerstattet, wenn: a. eine oder mehrere WKK-Anlagen je eine Feuerungswärmeleistung von mindestens 0.5 MW und höchstens 20 MW aufweist; b. eine oder mehrere WKK-Anlagen gegenüber dem Jahr 2012 zusätzlich 1,22 GWh Strom pro Jahr produziert hat, der mit fossilen Brennstoffen erzeugt wurde; und c. der zusätzlich produzierte Strom ausserhalb des Unternehmens verwendet wurde. 2 Es hat Anspruch auf die Rückerstattung der restlichen 40 Prozent der CO 2-Abgabe auf den Brennstoffen, die zur Stromproduktion nach Artikel 32a des CO 2-Gesetzes eingesetzt wurden, wenn es: 24 SR (BBl ) 14

360 CO 2-Verordnung AS 2017 a. diesen Betrag für Massnahmen nach Artikel 31a Absatz 2 des CO 2-Gesetzes einsetzt; b. die Massnahme wirksam der Steigerung der Energieeffizienz dient; c. die Massnahmen nicht in einem anderen Unternehmen, das einer Verminderungsverpflichtung unterliegt oder das am EHS teilnimmt, umsetzt; d. die Wirkung der Massnahmen nicht anderweitig geltend macht; e. die Massnahmen bis 2020 umsetzt; f. dem BAFU nach Artikel 72 regelmässig Bericht erstattet; und g. dem BAFU allfällige Abweichungen von der Investitionspflicht nach Buchstabe a mit einer Begründung und Angabe der vorgesehenen Korrekturmassnahmen meldet. 3 Das BAFU kann die Frist nach Absatz 2 Buchstabe e auf Gesuch hin um zwei Jahre erstrecken. Art. 98a Rückerstattung für Unternehmen, die WKK-Anlagen betreiben und weder am EHS teilnehmen noch einer Verminderungsverpflichtung unterliegen 1 Ein Unternehmen, das weder am EHS teilnimmt noch einer Verminderungsverpflichtung unterliegt und das WKK-Anlagen nach Artikel 32a Absatz 1 des CO 2- Gesetzes betreibt, erhält für jede WKK-Anlage die je eine Feuerungswärmeleistung von mindestens 0.5 MW und höchstens 20 MW aufweist auf Gesuch hin 60 Prozent der CO 2-Abgabe auf den Brennstoffen, die zur Stromproduktion eingesetzt wurden, rückerstattet. 2 Das Unternehmen hat Anspruch auf die Rückerstattung der restlichen 40 Prozent der CO 2-Abgabe auf den Brennstoffen, die zur Stromproduktion eingesetzt wurden, wenn es: a. diesen Betrag für Massnahmen nach Artikel 32b Absatz 2 des CO 2-Gesetzes einsetzt; b. die Massnahme wirksam der Steigerung der Energieeffizienz dient; c. die Massnahmen nicht in einem Unternehmen, das einer Verminderungsverpflichtung unterliegt oder das am EHS teilnimmt, umsetzt; d. die Wirkung der Massnahmen nicht anderweitig geltend macht; und e. die Massnahmen innerhalb von drei Folgejahren umsetzt. 3 Das BAFU kann die Frist nach Absatz 2 Buchstabe e auf Gesuch hin um zwei Jahre erstrecken. 15

361 CO 2-Verordnung AS 2017 Art. 98b Gesuch um Rückerstattung für Unternehmen, die WKK-Anlagen betreiben und weder am EHS teilnehmen noch einer Verminderungsverpflichtung unterliegen 1 Unternehmen, die WKK-Anlagen betreiben und weder am EHS teilnehmen noch einer Verminderungsverpflichtung unterliegen, reichen das Rückerstattungsgesuch bis zum 30. Juni beim BAFU zuhanden der Vollzugsbehörde ein. Es muss insbesondere enthalten: a. die Menge der für die Stromproduktion verwendeten abgabebelasteten Brennstoffe; diese berechnet sich anhand der auf dem Herkunftsnachweis ausgewiesenen jährlichen Strommenge und des Heizwertes des verwendeten Energieträgers; b. den Herkunftsnachweis nach Artikel 9 Absatz 1 EnG 25 ; c. Angaben über die Feuerungswärmeleistung; d. den Monitoringbericht; e. Angaben über die jährliche Entwicklung der CO 2-Emissionen, die aufgrund der gemessenen Produktion von Strom entstanden sind; f. die Bestätigung des Standortkantons, dass die Luftreinhalteverordnung eingehalten ist; g. Angaben über geplante Massnahmen; h. Angaben über Menge und Art der für die Stromproduktion verbrauchten fossilen Brennstoffe in Form von Aufzeichnungen über Eingang, Ausgang und Verbrauch der Brennstoffe sowie über die Lagerbestände; i. die Rechnungen über die bezahlten CO 2-Abgaben; j. den angewendeten CO 2-Abgabesatz. 2 Das BAFU macht Vorgaben für die Form des Gesuchs. 3 Es prüft die Voraussetzungen nach Absatz 1 Buchstaben a g und leitet das Gesuch zum Entscheid an die EZV weiter. 4 Der Monitoringbericht nach Absatz 1 Buchstabe d muss insbesondere Angaben über die Entwicklung der CO 2-Emissionen, die aufgrund der Stromproduktion entstanden sind, sowie eine Beschreibung der umgesetzten Massnahmen und Investitionen enthalten. Das BAFU macht Vorgaben für die Form des Berichts. Art. 98c Periodizität der Rückerstattung für Unternehmen, die WKK-Anlagen betreiben und weder am EHS teilnehmen noch einer Verminderungsverpflichtung unterliegen 1 Das Rückerstattungsgesuch nach Artikel 98b wird für einen Zeitraum von 12 Monaten eingereicht und gilt für die verbrauchten Brennstoffe im Vorjahr oder in dem im Vorjahr abgelaufenen Geschäftsjahr. 25 SR (BBl ) 16

362 CO 2-Verordnung AS Die Rückerstattung erfolgt durch die EZV und umfasst 100 Prozent der CO 2- Abgabe auf die Brennstoffe, die zur Stromproduktion eingesetzt wurden. 3 Der Anspruch auf Rückerstattung verwirkt, wenn das Gesuch nicht fristgemäss eingereicht wird. Gliederungstitel vor Art Kapitel: Verwendung der Erträge aus der CO 2-Abgabe 1. Abschnitt: Globalbeiträge zur langfristigen Verminderung der CO 2-Emissionen bei Gebäuden Art. 104 Globalbeitragsberechtigung 1 Der Bund gewährt den Kantonen Globalbeiträge nach Artikel 34 Absatz 1 des CO 2-Gesetzes für die Förderung von Massnahmen zur langfristigen Verminderung der CO 2-Emissionen bei Gebäuden einschliesslich Senkung des Stromverbrauchs im Winterhalbjahr, wenn: a. die Anforderungen nach den Artikeln der Energieverordnung vom 26 (EnV) eingehalten sind; b. mit den Massnahmen wirksam CO 2-Emissionen vermindert werden, einschliesslich Senkung des Stromverbrauchs im Winterhalbjahr; und c. die Massnahmen kantonsübergreifend harmonisiert umgesetzt werden. 2 Er gewährt keine Globalbeiträge insbesondere für Massnahmen: a. die in Unternehmen umgesetzt werden, die einer Verminderungsverpflichtung nach dem CO 2-Gesetz unterliegen oder am EHS teilnehmen; b. die im Rahmen von Vereinbarungen mit dem Bund nach Artikel 4 Absatz 3 des CO 2-Gesetzes zur Erreichung des gesetzlichen Reduktionsziels umgesetzt werden, wenn damit keine zusätzliche Emissionsverminderung erzielt wird; c. die bereits anderweitig durch den Bund oder eine private Organisation im Klimabereich unterstützt werden, wenn damit keine zusätzliche Emissionsverminderung erzielt wird. Art. 105 Verfahren Das Verfahren richtet sich nach den Artikeln 63, 64 und 67 EnV 27, wobei: a. der Kanton im Gesuch um Globalbeiträge zusätzlich seine Bereitschaft erklären muss, ein Programm mit Massnahmen nach Artikel 104 durchzuführen; b. das BFE das Gesuch zur Kenntnisnahme an das BAFU weiterleitet. 26 SR SR

363 CO 2-Verordnung AS 2017 Art. 106 Einsatz der Mittel Der Kanton muss mindestens 80 Prozent der Mittel, die sich aus den Globalbeiträgen des Bundes und den vom Kanton für das betreffende Programm selbst bereitgestellten Kredite ergeben, für Massnahmen zur Energie- und Abwärmenutzung nach Artikel 50 EnG 28 einsetzen. Art. 107 Auszahlung Die Globalbeiträge werden den Kantonen jährlich ausbezahlt. Art. 108 Vollzugskosten 1 Aus den Mitteln, die für die langfristige Verminderung der CO 2-Emissionen bei Gebäuden nach Artikel 34 Absatz 1 des CO 2-Gesetzes zur Verfügung stehen und in Form von Globalbeiträgen den Kantonen ausgerichtet werden, wird der Kanton für den Vollzug pauschal entschädigt. Die Pauschale beträgt fünf Prozent der von ihm gesprochenen und als Bundesanteil anrechenbaren Förderbeiträge. 2 Aus den gleichen Mitteln wird das BFE für die Programmkommunikation mit höchstens einer Million Franken pro Jahr entschädigt. Art. 109 Kommunikation 1 Das BFE ist für die gesamtschweizerische Kommunikation des Programms zur Verminderung von CO 2-Emissionen bei Gebäuden zuständig. Es legt zudem Grundsätze fest, die eine kantonsübergreifend einheitliche Kommunikation gewährleisten. 2 Der Kanton macht das Förderprogramm bekannt und weist angemessen darauf hin, dass ein Teil der Fördermittel aus den Erträgen der CO 2-Abgabe stammt. Art. 110 Berichterstattung 1 Die Berichterstattung richtet sich nach Artikel 59 EnV Der Bericht muss zusätzlich zu den Angaben nach Artikel 59 Absatz 3 EnV pro gefördertes Projekt und aufgeteilt nach den einzelnen Massnahmen angemessen Auskunft geben über die mit dem Förderprogramm erwarteten und erzielten Emissionsverminderungen. 3 Das BFE leitet den Bericht zur Kenntnisnahme an das BAFU weiter. Art. 111 Kontrolle Die Kontrolle der korrekten Verwendung der Globalbeiträge richtet sich nach Artikel 60 EnV SR ; BBl SR SR

364 CO 2-Verordnung AS 2017 Art. 111a Aufgehoben Gliederungstitel vor Art a. Abschnitt: Unterstützung von Projekten zur direkten Nutzung der Geothermie für die Wärmebereitstellung Art. 112 Zu einem Beitrag berechtigende Projekte 1 Für Projekte zur direkten Nutzung der Geothermie für die Wärmebereitstellung (Art. 34 Abs. 2 CO 2-Gesetz) können Beiträge für die Prospektion und die Erschliessung von Geothermie-Reservoiren gewährt werden, wenn die Projekte die Anforderungen gemäss Anhang 12 erfüllen. 2 Die Beiträge betragen höchstens 60 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten des Projektes; diese werden in Anhang 12 festgelegt. Art. 113 Gesuch 1 Das Gesuch um Leistung eines Beitrags ist beim BFE einzureichen. 2 Es muss den Anforderungen nach Anhang 12 Ziffer 3.1 entsprechen und den Nachweis enthalten, dass die Gesuche der für das Projekt notwendigen Bewilligungen und Konzessionen bei den zuständigen Behörden vollständig eingereicht wurden und die Finanzierung des Projekts gesichert ist. 3 Das BFE zieht zur Prüfung der Gesuche ein vom Projekt unabhängiges Expertengremium aus bis zu sechs Fachleuten bei. Daneben kann der Standortkanton eine Vertreterin oder einen Vertreter in das Expertengremium entsenden. 4 Das Expertengremium begutachtet die Gesuche und gibt zuhanden des BFE eine Empfehlung für die Beurteilung des Projekts ab. Bei der Empfehlung zuhanden des BFE hat die Kantonsvertreterin oder der Kantonsvertreter keine Stimme. Das Expertengremium kann zur Erfüllung seiner Aufgaben weitere Fachleute beiziehen. 5 Sind die Voraussetzungen für die Gewährung eines Beitrages gegeben, so schliesst der Bund mit der Gesuchstellerin oder dem Gesuchsteller einen verwaltungsrechtlichen Vertrag ab. Darin sind insbesondere die Voraussetzungen für die Rückforderung nach Artikel 113b festzuhalten. Art. 113a Reihenfolge der Berücksichtigung 1 Stehen für ein Projekt keine oder nicht genügend Mittel zur Verfügung, so nimmt das BFE das Projekt in eine Warteliste auf, es sei denn, es erfüllt die Anspruchsvoraussetzungen offensichtlich nicht. Das BFE teilt dies der Gesuchstellerin oder dem Gesuchsteller mit. 2 Stehen wieder Mittel zur Verfügung, so berücksichtigt das BFE die am weitesten fortgeschrittenen Projekte. Sind mehrere Projekte gleich weit fortgeschritten, so wird 19

365 CO 2-Verordnung AS 2017 das Projekt berücksichtigt, für das das vollständige Gesuch am frühesten eingereicht wurde. Art. 113b Rückforderung 1 Für die Rückforderung der Beiträge sind die Artikel des Subventionsgesetzes vom 5. Oktober (SuG) sinngemäss anwendbar. Die Beiträge können zudem zurückgefordert werden, wenn mit dem Betrieb der Anlage Gewinne erwirtschaftet werden, welche die Subventionen im Nachhinein unnötig erscheinen lassen. 2 Wird das Projekt anderweitig genutzt und damit ein Gewinn erzielt, so kann das BFE die anteilsmässige oder vollständige Rückzahlung der ausbezahlten Beiträge verfügen. 3 Das BFE ist vor einer anderweitigen Nutzung oder einer Veräusserung zu informieren über: a. die geplante Art der Nutzung; b. die Eigentumsverhältnisse und die Trägerschaft; c. allfällige Gewinne und deren Umfang. Art. 119 Abs. 1 1 Der Anteil der Bevölkerung am Abgabeertrag (Ertragsanteil der Bevölkerung) umfasst den Anteil der Bevölkerung am geschätzten Jahresertrag des Erhebungsjahres und die Differenz zum zwei Jahre zuvor geschätzten Anteil sowie den Anteil der Bevölkerung an den zwei Jahren zuvor nicht ausgeschöpften Mittel nach Artikel 34 Absatz 4 des CO 2-Gesetzes. Art. 120 Abs. 1 1 Der Ertragsanteil der Bevölkerung wird im Auftrag und unter Aufsicht des BAFU von den Versicherern jeweils im Erhebungsjahr verteilt. Die Differenz zwischen dem geschätzten und dem tatsächlichen Jahresertrag sowie der Anteil der Bevölkerung an den nicht ausgeschöpften Mittel nach Artikel 34 Absatz 4 des CO 2-Gesetzes werden jeweils bei der Ertragsverteilung im übernächsten Jahr ausgeglichen. Art. 124 Abs. 1 1 Der Anteil der Wirtschaft am Abgabeertrag (Ertragsanteil der Wirtschaft) umfasst den Anteil der Wirtschaft am geschätzten Jahresertrag des Erhebungsjahres und die Differenz zum zwei Jahre zuvor geschätzten Anteil sowie die nicht ausgeschöpften Mittel nach Artikel 34 Absatz 4 des CO 2-Gesetzes abzüglich des Anteils der Bevölkerung an den zwei Jahren zuvor nicht ausgeschöpften Mittel nach Artikel 34 Absatz 4 des CO 2-Gesetzes. 31 SR

366 CO 2-Verordnung AS 2017 Art. 125 Abs. 1 und 2 1 Der Ertragsanteil der Wirtschaft wird im Auftrag und unter Aufsicht des BAFU sowie nach den Weisungen des Bundesamtes für Sozialversicherungen den Arbeitgebern von den AHV-Ausgleichskassen (Ausgleichskassen) verteilt. Die Differenz zwischen dem geschätzten und dem tatsächlichen Jahresertrag sowie der Anteil der Bevölkerung an den nicht ausgeschöpften Mittel nach Artikel 34 Absatz 4 des CO 2- Gesetzes werden jeweils bei der Ertragsverteilung im übernächsten Jahr ausgeglichen. 2 Die Ausgleichskassen verteilen den Ertragsanteil der Wirtschaft bis zum 30. September des Erhebungsjahres. In begründeten Fällen kann das BAFU diese Frist auf Gesuch hin angemessen erstrecken. Art. 130 Abs. 2 und 4 bis 2 Das BFE vollzieht die Bestimmungen über die Verminderung der CO 2-Emissionen von Personenwagen, Lieferwagen und leichten Sattelschleppern. Es wird dabei vom ASTRA unterstützt. 4bis Das BFE vollzieht die Bestimmungen über die Globalbeiträge zur langfristigen Verminderung der CO 2-Emissionen bei Gebäuden und über die Beiträge für die direkte Nutzung der Geothermie. Art. 132 erster Satz Die Entschädigung für den Vollzugsaufwand beträgt 1,4 Prozent der Einnahmen aus der CO 2-Abgabe (Einnahmen). Art. 134 Abs. 1 Bst. a 1 Die im Rahmen des Vollzugs dieser Verordnung erhobenen Daten stehen den betroffenen Vollzugsbehörden zur Verfügung, soweit sie diese für den Vollzug benötigen. Insbesondere übermittelt: a. das ASTRA dem BFE die Daten, die für den Vollzug des 3. Kapitels dieser Verordnung erforderlich sind; Art. 135 Bst. c und c bis Das UVEK passt an: c. Anhang 4a Ziffer 2: zur jährlichen Festlegung des durchschnittlichen Leergewichts der jeweils im Kalenderjahr zuvor erstmals in Verkehr gesetzten Personenwagen, Lieferwagen und leichten Sattelschlepper; c bis. Anhang 5: zur jährlichen Festlegung der Beträge nach Artikel 13 Absatz 1 des CO 2-Gesetzes; 21

367 CO 2-Verordnung AS 2017 Gliederungstitel vor Art. 146c 2b. Abschnitt: Übergangsbestimmungen Art. 146d Die Bestimmungen des 3. Kapitels, soweit sie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper betreffen, sind ab dem Referenzjahr 2020 anwendbar. Art. 146e Bei der erstmaligen Anwendung von Artikel 37 umfasst die Schlussabrechnung auch die Mittel aus bis zum Inkrafttreten dieser Verordnung erhobenen Sanktionen nach Artikel 13 des CO 2-Gesetzes. II 1 Die Anhänge 3, 7 und 11 werden gemäss Beilage geändert. 2 Die Anhänge 4 und 5 erhalten die neuen Fassungen gemäss Beilage. 3 Diese Verordnung erhält neu die Anhänge 4a und 12. III 1 Diese Verordnung tritt unter Vorbehalt von Absatz 2 am 1. Januar 2018 in Kraft. 2 Die Artikel 37 und 146e treten am 1. Dezember 2017 in Kraft. Im Namen des Schweizerischen Bundesrates Die Bundespräsidentin: Doris Leuthard Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr 22

368 CO 2-Verordnung AS 2017 Emissionsverminderungen im Inland, für die keine Bescheinigungen ausgestellt werden Anhang 3 (Art. 5 Abs. 1 Bst. a) Bst. d Für ein Projekt oder Programm zur Emissionsverminderung im Inland werden keine Bescheinigungen ausgestellt, wenn die Emissionsverminderungen erzielt werden durch: d. den Einsatz biogener Treibstoffe, die den Anforderungen des Mineralölsteuergesetzes vom 21. Juni und der dazugehörigen Ausführungsvorschriften nicht entsprechen; 32 SR

369 CO 2-Verordnung AS 2017 Anhang 4 (Art. 25 Abs. 3) Berechnung der CO 2-Emissionen von Fahrzeugen ohne Angaben nach Artikel 24 oder 25 Absatz 1 1 Berechnung der CO 2-Emissionen 1.1 Benzinmotor und Getriebe mit Handschaltung: CO 2 = 0,047 m + 0,561 p + 56, Benzinmotor und automatisches Getriebe: CO 2 = 0,102 m + 0,328 p + 9, Benzinmotor und Hybrid-Elektro-Antrieb: CO 2 = 0,116 m 57, Dieselmotor und Getriebe mit Handschaltung: CO 2 = 0,108 m 11, Dieselmotor und automatisches Getriebe: CO 2 = 0,116 m 6,432 CO 2: CO 2-Emissionen (kombiniert) in g/km m: Leergewicht des Fahrzeugs in kg p: Motorhöchstleistung in kw 2 Rundung der CO 2-Emissionen Die CO 2-Emissionen werden wie folgt auf die nächste ganze Zahl gerundet: a. Ist der Wert der ersten Dezimalstelle 4 oder kleiner, so wird abgerundet. b. Ist der Wert der ersten Dezimalstelle 5 oder grösser, so wird aufgerundet. 24

370 CO 2-Verordnung AS 2017 Berechnung der individuellen Zielvorgabe 1 Berechnung der individuellen Zielvorgabe Anhang 4a (Art. 28 Abs. 1) 1.1 Bei Kleinimporteuren wird die individuelle Zielvorgabe für die CO 2-Emissionen anhand der folgenden Formel für jedes Fahrzeug einzeln berechnet und auf drei Dezimalstellen gerundet: Individuelle Zielvorgabe des Fahrzeugs: z + a (m M t-2) g CO 2/km; 1.2 Bei Grossimporteuren wird die individuelle Zielvorgabe für die durchschnittlichen CO 2-Emissionen anhand der folgenden Formel für jede Neuwagenflotte einzeln berechnet und auf drei Dezimalstellen gerundet: Individuelle Zielvorgabe der Neuwagenflotte: z + a (M i,t M t-2) g CO 2/km; z: Zielwert für CO 2-Emissionen gemäss Artikel 10 Absätze 1 und 2 des CO 2-Gesetzes: bei Personenwagen: 130 g CO 2/km bis und mit Referenzjahr 2019, 95 g CO 2/km ab Referenzjahr 2020 bei Lieferwagen und leichten Sattelschleppern: 147 g CO 2/km ab Referenzjahr 2020 a: Steigung der Zielwertgeraden: bei Personenwagen: 0,0457 bis und mit Referenzjahr 2019, 0,0333 ab Referenzjahr 2020 bei Lieferwagen und leichten Sattelschleppern: 0,096 ab Referenzjahr 2020 m: Leergewicht des Personenwagens beziehungsweise des Lieferwagens oder des leichten Sattelschleppers in kg (Art. 24 und 25) M i,t: durchschnittliches Leergewicht der im Referenzjahr erstmals in Verkehr gesetzten Personenwagen beziehungsweise Lieferwagen oder leichten Sattelschlepper des Grossimporteurs in kg, gerundet auf drei Dezimalstellen M t-2: durchschnittliches Leergewicht der in der Schweiz im vorletzten Kalenderjahr vor dem Referenzjahr erstmals in Verkehr gesetzten Personenwagen beziehungsweise Lieferwagen oder leichten Sattelschlepper in kg 2 Durchschnittliches Leergewicht Das durchschnittliche Leergewicht der erstmals in Verkehr gesetzten Personenwagen betrug im Kalenderjahr: kg kg 25

371 CO 2-Verordnung AS 2017 Sanktion bei Überschreiten der individuellen Zielvorgabe 1 Beträge nach Artikel 13 Absatz 1 des CO 2-Gesetzes Anhang 5 (Art. 29 Abs. 1) Die zu entrichtenden Beträge bei Überschreiten der individuellen Zielvorgabe betragen für das Referenzjahr 2018: a. für das erste Gramm CO 2/km (ab 0,1 Gramm bis und mit 1 Gramm) über der individuellen Zielvorgabe: 5.50 Franken; b. für das zweite Gramm CO 2/km (ab 1,1 Gramm bis und mit 2 Gramm) über der individuellen Zielvorgabe: Franken; c. für das dritte Gramm CO 2/km (ab 2,1 Gramm bis und mit 3 Gramm) über der individuellen Zielvorgabe: Franken; d. für jedes weitere Gramm CO 2/km (ab 3,1 Gramm) über der individuellen Zielvorgabe: Franken. 2 Übergangsbestimmung Die zu entrichtenden Beträge bei Überschreiten der individuellen Zielvorgabe betragen für das Referenzjahr 2017: a. für das erste Gramm CO 2/km (ab 0,1 Gramm bis und mit 1 Gramm) über der individuellen Zielvorgabe: 5.50 Franken; b. für das zweite Gramm CO 2/km (ab 1,1 Gramm bis und mit 2 Gramm) über der individuellen Zielvorgabe: Franken; c. für das dritte Gramm CO 2/km (ab 2,1 Gramm bis und mit 3 Gramm) über der individuellen Zielvorgabe: Franken; d. für jedes weitere Gramm CO 2/km (ab 3,1 Gramm) über der individuellen Zielvorgabe: Franken. 26

372 CO 2-Verordnung AS 2017 Anhang 7 (Art. 42 Abs. 1 Bst. a und 66 Abs. 1 Bst. a und b und 3 Bst. a und b) Tätigkeiten, die zur Teilnahme am EHS oder zur Abgabebefreiung mit Verminderungsverpflichtung berechtigen Ziff Betrieb von Bädern, Kunsteisbahnen, touristisch genutzten Hotels und dampfbetriebenen Lokomotiven und Schiffen; 27

373 CO 2-Verordnung AS 2017 Tarif der CO 2-Abgabe auf Brennstoffen: 96 Franken pro Tonne CO 2 Zolltarifnummer33 Warenbezeichnung Anhang 11 (Art. 94 Abs. 2) Abgabesatz Fr. je 1000 kg Steinkohle; Briketts und ähnliche feste Brennstoffe aus Steinkohle: Steinkohle, auch in Pulverform, aber nicht agglomeriert: 1100 Anthrazit bituminöse Steinkohle andere Steinkohle Briketts und ähnliche feste Brennstoffe aus Steinkohle Braunkohle, auch agglomeriert, ausgenommen Jett: 1000 Braunkohle, auch in Pulverform, aber nicht agglomeriert Braunkohle, agglomeriert Koks und Schwelkoks, aus Steinkohle, Braunkohle oder Torf, auch agglomeriert; Retortenkohle je 1000 l bei 15 C Erdöle oder Öle aus bituminösen Mineralien, andere als rohe Öle; anderweit weder genannte noch inbegriffene Zubereitungen mit einem Gewichtsanteil an Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien von 70 % oder mehr, in denen diese Öle den wesentlichen Bestandteil bilden; Ölabfälle: Erdöle oder Öle aus bituminösen Mineralien (andere als rohe Öle) und anderweit weder genannte noch inbegriffene Zubereitungen mit einem Gewichtsanteil an Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien von 70 % oder mehr, in denen diese Öle den wesentlichen Bestandteil bilden, andere als solche die Biodiesel enthalten und andere als Ölabfälle: Leichtöle und Zubereitungen: zu andern Zwecken: 1291 Benzin und seine Fraktionen White Spirit andere andere: zu andern Zwecken: 1991 Petroleum Heizöle zu Feuerungszwecken: extraleicht je 1000 kg mittel und schwer SR Anhang 28

374 CO 2-Verordnung AS 2017 Zolltarifnummer Warenbezeichnung 1999 andere Destillate und Produkte: Abgabesatz Fr. je 1000 l bei 15 C Gasöl je 1000 kg andere je 1000 l bei 15 C Erdöle oder Öle aus bituminösen Mineralien (andere als rohe Öle) und anderweit weder genannte noch inbegriffene Zubereitungen mit einem Gewichtsanteil an Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien von 70 % oder mehr, in denen diese Öle den wesentlichen Bestandteil bilden, Biodiesel enthaltend, andere als Ölabfälle: 2090 zu andern Zwecken (nur fossiler Anteil) Erdgas und andere gasförmige Kohlenwasserstoffe: verflüssigt: Erdgas: 1190 anderes Propan: 1290 anderes Butane: 1390 andere Ethylen, Propylen, Butylen und Butadien: 1490 andere andere: 1990 andere je 1000 kg in gasförmigem Zustand: Erdgas: 2190 anderes andere: 2990 andere Petrolkoks, Bitumen aus Erdöl und andere Rückstände aus Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien: Petrolkoks: 1100 nicht calciniert calciniert je 1000 l bei 15 C Biodiesel und seine Mischungen, keine Erdöle oder Öle aus bituminösen Mineralien enthaltend oder mit einem Gewichtsanteil an Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien von weniger als 70 %: 0090 andere (nur fossiler Anteil) Brennstoffe aus anderen fossilen Ausgangsstoffen

375 CO 2-Verordnung AS 2017 Anhang 12 (Art b) Direkte Nutzung der Geothermie für die Wärmebereitstellung 1 Prospektion und Erschliessung 1.1 Die Prospektion umfasst Untersuchungen, die einerseits der indirekten Charakterisierung des Untergrunds eines vermuteten Geothermie-Reservoirs und andererseits der Bestimmung des obertägigen Standortes sowie des unterirdischen Landepunktes einer Explorationsbohrung dienen. 1.2 Die Erschliessung umfasst die Exploration mittels einer Bohrung und das Zutagefördern von Heisswasser sowie eine allfällige Rückführung (zweites Bohrloch) des entnommenen Wassers in das Geothermie-Reservoir. 2 Anrechenbare Investitionskosten 2.1 Im Rahmen der Prospektion anrechenbar sind nur Investitionskosten, die tatsächlich entstanden sind und unmittelbar für die wirtschaftliche und zweckmässige Ausführung erforderlich sind, für die: a. Akquisition von neuen Geodaten im Prospektionsgebiet; b. Arbeiten, die für die Akquisition von neuen Geodaten anfallen; c. Analyse und Interpretation. 2.2 Im Rahmen der Erschliessung anrechenbar sind nur Investitionskosten, die tatsächlich entstanden sind und unmittelbar für die wirtschaftliche und zweckmässige Ausführung notwendig sind, für die: a. Vorbereitung, Erstellung und Abbau des Bohrplatzes; b. Bohrungen inklusive Verrohrung, Zementation und Komplettierung für die geplante Explorationsbohrung, Rückführungsbohrung sowie Horchbohrungen; c. Bohrlochstimulationen; d. Bohrlochtests; e. Bohrlochmessungen inklusive Instrumentierung; f. Analysen vorgefundener Substanzen; g. geologische Begleitung, Datenanalyse und Interpretation. 2.3 Nicht anrechenbar sind die Kosten, die im Rahmen von behördlichen Abläufen im Zusammenhang mit der Prospektion und der Erschliessung anfallen. 30

376 CO 2-Verordnung AS Verfahren für eine Unterstützung der Prospektion 3.1 Gesuch Das Gesuch muss Auskunft geben über die technischen, ökonomischen, rechtlichen, sicherheits- und umweltschutzrelevanten sowie organisatorischen Belange des Projekts, insbesondere über: a. den Stand des heutigen Wissens im Erkundungsgebiet mittels einer Aufarbeitung aller bestehenden Geodaten, Analysen und Interpretationen; b. die erdwissenschaftlichen Prospektionen, die für die Bestimmung der Standorte und Landungspunkte der Bohrungen geplant sind und der Auffindung und Charakterisierung eines Geothermie-Reservoirs dienen, und den erwarteten Mehrwert bezüglich der Erhöhung der Wahrscheinlichkeit einer erfolgreichen Erschliessung; c. Nutzungskonzepte bei erfolgreicher Prospektion sowie vorläufige Wirtschaftlichkeitsberechnungen; d. die detaillierten Terminpläne und Kostenschätzungen mit Abweichungen von höchstens 20 Prozent; e. die geplanten Massnahmen zur Erfassung der Gefahren und der Risiken für Gesundheit, Arbeits- und Betriebssicherheit und Umwelt, insbesondere Trinkwasserressourcen, und die geplanten Massnahmen für die Minderung dieser Risiken auf ein Niveau, das möglichst gering und vernünftigerweise praktikabel ist. 3.2 Prüfung des Gesuchs Das BFE ernennt eine Vertreterin oder einen Vertreter des Bundesamtes für Landestopografie (swisstopo) insbesondere für die Beurteilung der erdwissenschaftlichen Projektkomponenten und des Mehrwerts für die Erkundung der Schweiz in das unabhängige Expertengremium Das Expertengremium prüft und beurteilt das Gesuch anhand der Auskünfte nach Ziffer 3.1 und insbesondere hinsichtlich: a. der geplanten Prospektionsarbeiten und des Projektmanagements; b. des technischen und qualitativen Standes der geplanten Arbeiten und des Innovationsgehalts; c. der Frage, um wie viel die Prospektionsarbeiten die Wahrscheinlichkeit erhöhen, ein Geothermie-Reservoir vorzufinden und zu erschliessen; d. des Mehrwerts für die Erkundung des Untergrunds der Schweiz nach Geothermie-Reservoiren; e. des Managements der Risiken für die Gesundheit, die Arbeits- und Betriebssicherheit und die Umwelt Beurteilt das Expertengremium das Projekt positiv, so gibt es dem BFE insbesondere eine Empfehlung ab über: a. die zu erwartende Erhöhung der Wahrscheinlichkeit, ein Geothermie- Reservoir vorzufinden; b. die Fristen für die Projektetappen; 31

377 CO 2-Verordnung AS 2017 c. die Höhe des zu gewährenden Prospektionsbeitrags; d. die Einsetzung einer Vertreterin oder eines Vertreters des swisstopo als Projektbegleiterin oder als Projektbegleiter. 3.3 Vertrag Kann der Prospektionsbeitrag gewährt werden, so werden im Vertrag nach Artikel 113 Absatz 5 insbesondere folgende Punkte geregelt: a. die von der Gesuchstellerin oder dem Gesuchsteller zu erreichenden Meilensteine und die einzuhaltenden Termine; b. die Informationspflicht der Gesuchstellerin oder des Gesuchstellers gegenüber dem BFE namentlich bezüglich der Finanzrapporte, der Schlussabrechnungen und allfälliger Änderungen des Projekts; c. Umfang, Bedingungen und Fälligkeiten des Prospektionsbeitrags; d. vorbehaltlich kantonaler Monopole die unentgeltliche Übertragung der Anlage auf den Bund und die Einräumung eines Kaufrechts am Grundstück zugunsten des Bundes, wenn ein Projekt nicht weiterverfolgt und auch nicht anderweitig genutzt wird; e. die Offenlegung aller finanzieller Daten, die zur Berechnung allfälliger Verluste oder Gewinne nach Artikel 113b notwendig sind; f. Gründe, die zur Vertragsauflösung führen; g. weitere Auflagen. 3.4 Projektdurchführung und Projektabschluss Der Projektant oder die Projektantin führt die geplanten Prospektionsarbeiten durch Die Projektbegleiterin oder der Projektbegleiter begleitet das Projekt während der Prospektionsarbeiten. Sie oder er evaluiert die Ergebnisse und erstattet dem Expertengremium regelmässig Bericht Werden die Meilensteine oder die Termine nach Ziffer 3.3 Buchstabe a nicht eingehalten, so kann das BFE den Vertrag unverzüglich auflösen Nach Abschluss der Arbeiten evaluiert das Expertengremium zuhanden des BFE die Ergebnisse der Prospektionsarbeiten und beurteilt die Ergebnisse hinsichtlich der erwarteten Erhöhung der Wahrscheinlichkeit, ein vermutetes Geothermie-Reservoir vorzufinden. 4 Verfahren für eine Unterstützung der Erschliessung 4.1 Ein Gesuch für eine Unterstützung der Erschliessung kann nur eingereicht werden, wenn im betreffenden Gebiet vorgängig eine Prospektion durchgeführt wurde und ein Prospektionsbericht bezüglich der Wahrscheinlichkeit eines vermuteten Geothermie-Reservoirs vorliegt. 32

378 CO 2-Verordnung AS Gesuch Das Gesuch muss Auskunft geben über die technischen, ökonomischen, rechtlichen, sicherheits- und umweltschutzrelevanten sowie organisatorischen Belange des Projekts, insbesondere über: a. das detaillierte Bohr-, Komplettierungs-, Mess- und Testprogramm aller geplanten Bohrungen; b. die detaillierten Terminpläne und Kostenschätzungen mit Abweichungen von höchstens 20 Prozent; c. die erwarteten Eigenschaften des vermuteten Geothermie-Reservoirs, insbesondere dessen Temperatur im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs und dessen Transporteigenschaften; d. die geplante Verwendung der Bohrungen und des Geothermie-Reservoirs, falls die Ergebnisse nicht den Erwartungen entsprechen; e. die geplanten Massnahmen zur Erfassung der Gefahren und der Risiken für Gesundheit, Arbeits- und Betriebssicherheit und Umwelt, insbesondere für Trinkwasserressourcen, und die geplanten Massnahmen für die Minderung dieser Risken auf ein Niveau, das möglichst gering und vernünftigerweise praktikabel ist; f. die Innovationen, die geplant sind, um die Geothermie-Reservoire in der Schweiz erfolgversprechend und zuverlässig zu erschliessen; g. den Stellenwert der Erschliessungsarbeiten in Bezug auf die Erkundung des Untergrunds der Schweiz nach Geothermie-Reservoiren; h. die vorgesehene juristische Form und Name oder Firma der Betreibergesellschaft; i. die Finanzierung und die Verwaltungskosten der Erschliessungs-, Errichtungs-, Ausbau-, Betriebs- und Rückbauphasen; j. die Verwertung der geförderten Heisswasservorkommen anhand eines Nutzungskonzepts, die Beschreibung der geplanten Wärmeabnehmerinnen und -abnehmer sowie deren Einbindung in das Projekt, einschliesslich der erwarteten Minderungen der CO 2-Emissionen. 4.3 Prüfung des Gesuchs Das BFE ernennt in das unabhängige Expertengremium eine Vertreterin oder einen Vertreter des swisstopo insbesondere für die Beurteilung der erdwissenschaftlichen Projektkomponenten und des Mehrwerts für die Erkundung der Schweiz Das Expertengremium prüft und beurteilt das Gesuch anhand der Auskünfte nach Ziffer 4.2 und insbesondere hinsichtlich: a. der erwarteten Eigenschaften des Geothermie-Reservoirs, insbesondere hinsichtlich der Temperatur im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs und dessen Transporteigenschaften; b. des technischen und qualitativen Standes der geplanten Arbeiten und des Innovationsgehalts; 33

379 CO 2-Verordnung AS 2017 c. des Mehrwerts für die Erkundung des Untergrunds der Schweiz nach Geothermie-Reservoiren; d. des Managements der Risiken für Gesundheit, Arbeits- und Betriebssicherheit sowie Umwelt Beurteilt das Expertengremium das Gesuch positiv, so gibt es dem BFE insbesondere eine Empfehlung ab über: a. die erwartete Temperatur des Reservoirs im Bohrloch auf Höhe des Reservoirs und die Transporteigenschaften des Reservoirs; b. die Fristen für die Projektetappen; c. die Höhe des zu gewährenden Erschliessungsbeitrags; d. die Einsetzung einer unabhängigen Fachperson als Projektbegleiterin oder Projektbegleiter. 4.4 Vertrag Kann der Erschliessungsbeitrag gewährt werden, so werden im Vertrag nach Artikel 113 Absatz 5 insbesondere folgende Punkte geregelt: a die von der Gesuchstellerin oder dem Gesuchsteller zu erreichenden Meilensteine und die einzuhaltenden Termine; b. die Informationspflicht der Gesuchstellerin oder des Gesuchstellers gegenüber dem BFE namentlich bezüglich der Finanzrapporte, der Schlussabrechnungen und allfälliger Änderungen des Projekts; c. Umfang, Bedingungen und Fälligkeiten des Erschliessungsbeitrags; d. vorbehaltlich kantonaler Monopole die unentgeltliche Übertragung der Anlage auf den Bund und die Einräumung eines Kaufrechts am Grundstück zugunsten des Bundes, wenn ein Projekt nicht weiterverfolgt und auch nicht anderweitig genutzt wird; e. die Offenlegung aller finanziellen Daten, die zur Berechnung allfälliger Verluste oder Gewinne nach Artikel 113d notwendig sind; f. Gründe, die zur Vertragsauflösung führen; g. weitere Auflagen. 4.5 Projektdurchführung und Projektabschluss Die Projektantin oder der Projektant führt die geplanten Erschliessungsarbeiten durch Die Projektbegleiterin oder der Projektbegleiter begleitet das Projekt während der Erschliessungsarbeiten. Sie oder er evaluiert die Ergebnisse, insbesondere hinsichtlich Temperatur und Transporteigenschaften des Reservoirs und erstattet dem Expertengremium regelmässig Bericht Werden die Meilensteine oder die Termine nach Ziffer 4.4 Buchstabe a nicht eingehalten, so kann das BFE den Vertrag unverzüglich auflösen Spätestens sechs Monate nach Abschluss der Erschliessungsarbeiten evaluiert das Expertengremium die Ergebnisse der Erschliessungsarbeiten. 34

380 CO 2-Verordnung AS Das BFE teilt der Projektantin oder dem Projektanten das Resultat der Prüfung, insbesondere dasjenige hinsichtlich des Geothermie-Reservoirs mit. 5. Geodaten 5.1 Die Gesuchstellerin oder der Gesuchsteller stellt dem swisstopo und dem Standortkanton jeweils spätestens sechs Monate nach der Erhebung die jeweiligen Geodaten nach den technischen Vorgaben des swisstopo unentgeltlich zur Verfügung. 5.2 Das swisstopo darf diese Geodaten gemäss den Zielsetzungen des Geoinformationsgesetz vom 5. Oktober sowie der Landesgeologieverordnung vom 21. Mai nutzen und bearbeiten, die Standortkantone gemäss ihren jeweiligen kantonalen Regelungen. 5.3 Es stellt die primären und die prozessierten primären Geodaten innert 24 Monaten nach Abschluss der Prospektion und innert 12 Monaten nach Abschluss der Erschliessung der Öffentlichkeit zur Verfügung. 34 SR SR

381 CO 2-Verordnung AS

382 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK November 2017 Ausführungsbestimmungen zum neuen Energiegesetz vom 30. September 2016 Teilrevision der CO2-Verordnung Erläuterungen

383 Teilrevision der CO2-Verordnung Inhaltsverzeichnis 1. Einleitende Bemerkungen Grundzüge der Vorlage...1 Emissionsziele für Personenwagen, Lieferwagen und leichte Sattelschlepper...1 Gebäudeprogramm...2 Geothermie für die Wärmebereitstellung...2 Wärme-Kraft-Koppelungsanlagen (WKK-Anlagen)...3 Weitere Anpassungen Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Verhältnis zum europäischen Recht Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen Erläuterungen der Anhänge... 21

384 Teilrevision der CO2-Verordnung 1. Einleitende Bemerkungen Am 30. September 2016 hat das Parlament das totalrevidierte Energiegesetz (EnG) verabschiedet (BBl ). Mit diesem erfolgen auch Anpassungen in elf weiteren Bundesgesetzen. Das Stimmvolk hat die Vorlage am 21. Mai 2017 angenommen. Die Änderungen auf Gesetzesstufe haben Auswirkungen auf verschiedene Verordnungen. 1 Dazu gehört auch die Verordnung vom 30. November 2012 über die Reduktion der CO2-Emissionen (CO2-Verordnung; SR ). Damit ist diese Revision Bestandteil der aufgrund des neuen EnG notwendigen Anpassungen auf Verordnungsstufe. 2. Grundzüge der Vorlage Emissionsziele für Personenwagen, Lieferwagen und leichte Sattelschlepper Der revidierte Artikel 10 des Bundesgesetzes vom 23. Dezember 2011 über die Reduktion der CO2- Emissionen (CO2-Gesetz; SR ) sieht die Anpassung der CO2-Zielwerte bei Personenwagen und die Einführung neuer Zielwerte für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper vor. Die Massnahmen berücksichtigen die Regelungen der EU, die Anfang 2014 beschlossen wurden. Bei den Personenwagen wird der Zielwert von 95 g CO2/km ab 2020 übernommen. Bei den Lieferwagen und leichten Sattelschleppern gilt ein Zielwert von 147 g CO2/km ab Auf Verordnungsebene geregelt werden die konkrete Spezifizierung der Zielwertfunktion, die zu verwendenden Datenquellen für die Bestimmung der CO2-Emissionen und des Leergewichts bei Fahrzeugen sowie die Methode, nach denen die Sanktionsbeträge bei einer Zielwertüberschreitung festgelegt werden. Auch einführende Erleichterungen wie das Phasing-in und die Supercredits werden unter Berücksichtigung der jeweiligen Schweizer Ausgangslage geregelt, wobei aufgrund der bekannten Daten identische Regelungen für beide Fahrzeugkategorien vorgeschlagen werden. Der Treibstoffverbrauch und die CO2-Emissionen von Personenwagen wurden in der EU bis August 2017 gemäss dem in den 1970er Jahren eingeführten Neuen Europäischen Fahrzyklus (NEFZ) ermittelt. Diese NEFZ-Werte widerspiegeln mittlerweile, unter anderem aufgrund der technischen Weiterentwicklung der Fahrzeuge, nicht mehr die CO2-Emissionen im alltäglichen Fahrbetrieb, sondern liegen im Durchschnitt deutlich darunter. Um realistischere Werte zu erhalten, führte die EU im September 2017 ein neues Verfahren ein, das Worldwide harmonized Light vehicles Test Procedure (WLTP). Diesem liegt insbesondere ein dynamischeres Fahrprofil zugrunde und der Einfluss von Sonderausstattungen wird stärker berücksichtigt. Seit September 2017 werden in der EU alle neuen Fahrzeugtypen nach dem WLTP-Verfahren gemessen, innert Jahresfrist müssen alle neu zum Verkehr zugelassenen Fahrzeuge über WLTP-Werte verfügen. Bis Ende 2020 orientieren sich in der EU die verbindlichen CO2-Zielwerte jedoch weiterhin an den NEFZ-Emissionswerten. Weiter werden für die Prüfung der Zieleinhaltung und die Berechnung allfälliger Sanktionen während des Übergangs zum neuen Messverfahren die gemessenen WLTP-Werte in NEFZ-Werte umgerechnet. Somit weisen alle Fahrzeuge bezüglich der CO2-Emissionen bis auf Weiteres einen NEFZ-Wert aus (entweder physisch gemessen oder umgerechnet). Die Umstellung auf WLTP-basierte Zielwerte sowie auf eine WLTP-basierte Sanktionsberechnung erfolgt in der EU im Jahr Die Änderungen des technischen Fahrzeugrechts werden aufgrund der bilateralen Abkommen auch in der Schweiz nachvollzogen werden. Die vollständige Umstellung der Massnahmen zur Verminderung 1 Vgl. dazu die ausführlichen Informationen zur Ausgangslage in den Erläuterungen zur Totalrevision der Energieverordnung (EnV) vom November

385 Teilrevision der CO2-Verordnung der CO2-Emissionen von Fahrzeugen und deren Überwachung auf WLTP wird in der Schweiz voraussichtlich zeitgleich zur EU, im Jahr 2021, erfolgen. Die entsprechenden Änderungen werden voraussichtlich im Rahmen der Vorlage zur Klimapolitik nach 2020 vorgeschlagen. Die in Artikel 10 CO2-Gesetz festgesetzten CO2-Zielwerte wie auch die hier vorgeschlagenen Umsetzungsbestimmungen beziehen sich wie bisher auf die CO2-Emissionswerte nach dem NEFZ-Zyklus. Folglich werden zur Beurteilung der Zieleinhaltung und zur Berechnung einer allfälligen Sanktion weiterhin NEFZ-Werte verwendet, wobei diese bis Ende 2020 angelehnt an die Durchführungsverordnungen (EU) 2017/1152 und (EU) 2017/1153 standardmässig durch die Umrechnung von WLTP-Werten ermittelt werden können. Diese Emissionsdaten werden nach heutiger Praxis aus den europäischen Typgenehmigungen oder Übereinstimmungsbescheinigungen entnommen und über das Schweizerische Datenblatt erfasst oder für individuelle Fahrzeuge direkt vom Importeur gemeldet. Die Entwicklung der Datenlage wird insbesondere hinsichtlich der Umrechnung von WLTP- zu NEFZ-Werten überwacht, bei Bedarf werden angemessene Massnahmen ergriffen. In der Vergangenheit sind Fälle bekannt geworden, bei denen elektrische Fahrzeuge importiert, erstmals in der Schweiz zugelassen und nach kurzer Zeit wieder exportiert wurden. Das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) wird überwachen, ob es diesbezüglich zu Missbräuchen kommt und wird bei Bedarf geeignete Massnahmen ergreifen. Gebäudeprogramm Die Grundlagen für die Globalbeiträge werden im Rahmen der Totalrevision des EnG neu in ebendiesem Gesetz und darauf basierend auch in der Energieverordnung (EnV; SR ) geregelt. In der CO2-Verordnung werden diesbezüglich zusätzliche Präzisierungen hinsichtlich Globalbeitragsberechtigung (Art. 104 Abs. 1 Bst. a), Verfahren (Art. 105), Berichterstattung (Art. 110) und Kontrolle (Art. 111) aufgeführt. Neu aufgenommen werden Punkte, die bis anhin in der Programmvereinbarung und der Prozessbeschreibung zu den Globalbeiträgen enthalten sind und weiterhin Gültigkeit haben: Artikel 104 Absatz 2 CO2-Verordnung präzisiert die Massnahmen, die nicht globalbeitragsberechtigt sind. Mit der Aufnahme von Artikel 106 soll sichergestellt werden, dass primär Massnahmen gefördert werden, die eine nachweisbare Wirkung haben. Artikel 109 regelt Aspekte der gesamtschweizerischen Kommunikation, für die künftig das Bundesamt für Energie (BFE) zuständig ist. Die Artikel 107 und 108 werden unverändert aus der geltenden CO2-Verordnung (Art. 108 resp. Art. 109) übernommen. Bei der Rückverteilung der Abgabeerträge an die Bevölkerung und an die Wirtschaft wird neu die Verteilung der nicht verwendeten Mittel gemäss Artikel 34 Absatz 4 des CO2-Gesetzes berücksichtigt. Um grössere Verwerfungen im Bundeshaushalt zu vermeiden, sollen die nicht verwendeten Mittel mittels Kreditverschiebung gemäss Artikel 20 Absatz 5 der Finanzhaushaltverordnung vom 5. April 2006 (FHV; SR ) jeweils im gleichen Jahr an die Wirtschaft rückverteilt werden (Artikel 124 und 125). Da allerdings erst Mitte des Jahres die Höhe der nicht verwendeten Mittel bekannt ist, verschiebt sich der Zeitpunkt der Verteilung durch die Ausgleichskassen von Ende Juni auf Ende September (Artikel 125 Absatz 2). Der Anteil der Bevölkerung an den nicht verwendeten Mitteln wird jeweils bei der Ertragsverteilung im übernächsten Jahr ausgeglichen (Artikel 119 und 120). Geothermie für die Wärmebereitstellung Gemäss dem neuen Artikel 34 Absatz 2 CO2-Gesetz fördert der Bund die direkte Nutzung der Geothermie. In den Artikeln 112 bis 113b der CO2-Verordnung wird die Art und Weise der Förderung präzisiert. Das verfahrensführende BFE (Art. 130) wird Gesuche prüfen, wobei ein Expertengremium (Art. 2

386 Teilrevision der CO2-Verordnung 113 Abs. 3) zuhanden des BFE Empfehlungen zu den Fördertatbeständen Prospektion und Erschliessung von Heisswasser aus Geothermie-Reservoiren abgeben wird. Das Verfahren zur Gewährung von Unterstützungen ist detailliert im dazugehörigen Anhang 12 geregelt. Wärme-Kraft-Koppelungsanlagen (WKK-Anlagen) Auf den durch die Stromproduktion bedingten CO2-Emissionen von WKK-Anlagen soll die CO2-Abgabe rückerstattet werden (Art. 32a CO2-Gesetz). Diese Regelung soll für Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung zwischen 0.5 und 20 MW gelten, wobei die Obergrenze durch das Emissionshandelssystem (EHS) gegeben ist. Eine Anlage entspricht einem Standort. In der Regel handelt es sich dabei um eine Heizzentrale, in welcher sich ein oder mehrere WKK-Aggregate befinden. Gemäss der Energiestatistik für WKK-Anlagen des BFE weist im schweizerischen Mittel jede Anlage 1.3 Aggregate auf. Die Feuerungswärmeleistung von minimal 0.5 MW gilt also für eine Anlage, die aus mehreren Aggregaten bestehen kann. Weitere Anpassungen Die Revision der CO2-Verordnung in Folge des neuen Energiegesetzes bzw. der in diesem Rahmen erfolgten Änderung des CO2-Gesetzes wird zum Anlass für weitere Anpassungen genommen, welche nicht in Zusammenhang mit den Gesetzesänderungen stehen. Die Eidgenössische Finanzkontrolle (EFK) hat das Instrument der CO2-Kompensation geprüft und im Jahr 2016 insgesamt 11 Empfehlungen abgegeben 2. Unter anderem empfiehlt die EFK dem Bundesamt für Umwelt (BAFU), der Transparenz zur Unabhängigkeit der Prüfstellen mehr Gewicht beizumessen. Weiter empfiehlt sie die Schaffung zusätzlicher Möglichkeiten, um Einsichtnahme in Unterlagen von Projekten und Programmen zu erhalten. Die vorgeschlagene Anpassung der CO2-Verordnung soll hierfür die entsprechende rechtliche Grundlage schaffen. Darüber hinaus soll mit der Verordnungsänderung die Investitionssicherheit für CO2-abgabebefreite Unternehmen verbessert werden. Grund dafür ist die Totalrevision des CO2-Gesetzes für die Zeit nach 2020, welche mit gewissen Unsicherheiten verbunden ist. Daher soll ein von der CO2-Abgabe befreites Unternehmen neu entscheiden können, ob es für Übererfüllungen weiterhin Bescheinigungen über den Mechanismus nach Artikel 12, der bis 2020 befristet ist, beantragen will, oder ob es neu ein Kompensationsprojekt nach Artikel 5 bzw. ein Programm nach Artikel 5a einreicht und so von der längeren Kreditierungsperiode nach Artikel 8 und 8a profitiert. 3. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Die Umsetzung der CO 2-Emissionsvorschriften für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper folgt den Vollzugsprozessen bei den Personenwagen. Die Zuständigkeiten liegen weiterhin hauptsächlich bei den Bundesbehörden. Für die initiale Information der Öffentlichkeit und der Marktteilnehmenden, die Schulung von Experten der Strassenverkehrsämter sowie die Anpassung von Informatiklösungen ist einmalig mit Sachmitteln in der Höhe von 100'000 Franken zu rechnen. Aufgrund der vorgeschlagenen Massnahmenausgestaltung mit einem Phasing-in und Supercredits, welche die Zielerreichung in den Jahren 2020 bis 2022 erleichtert, werden die Zielwerte von 95 bzw. 147 g CO2/km später erreicht. Ursprünglich wurde eine vollständige Zielerreichung per 2020 unterstellt und der danach vom Parlament gestrichene Zielwert von 175 g CO2/km im 2017 für Lieferwagen und 2 EFK (2016): Prüfung der CO2-Kompensation in der Schweiz. Bundesamt für Umwelt. EFK

387 Teilrevision der CO2-Verordnung leichte Sattelschlepper berücksichtigt. Dadurch verringern sich die prognostizierten Einnahmenausfälle des Bundes geringfügig gegenüber der Botschaft zum ersten Massnahmenpaket zur Energiestrategie 2050 (BBl ). Die Ausfälle bei der Mineralölsteuer und dem Mineralölsteuerzuschlag betragen im Durchschnitt von 2016 bis 2030 jährlich rund 140 Millionen Franken (Botschaft: 200 Millionen Franken). Die Reduktion der Mehrwertsteuer beläuft sich, neu auch unter Berücksichtigung der Vorsteuerabzüge, auf ca. 19 Millionen Franken (Botschaft: 40 Millionen Franken). Infolge des schwächeren Rückgangs der Mineralölsteuereinnahmen fällt auch die Reduktion der Mittel der Spezialfinanzierung Strassenverkehr und damit der nicht werkgebundenen Beiträge an die Kantone kleiner aus als in der Botschaft ausgewiesen. Der Rückgang beträgt rund 10 Millionen Franken (Botschaft: 14.3 Millionen Franken). Die Verstärkung des Gebäudeprogramms ist mit einer entsprechenden Zunahme der Fördergesuche und dem zugehörigen Prüfaufwand verbunden. Für die Abwicklung der Gesuche müssen die Kantone eigene Ressourcen einsetzen. Der Bund sieht für den Vollzug der Kantone eine pauschale Entschädigung von 5 Prozent der vom Kanton gesprochenen und als Bundesanteil anrechenbaren Förderbeiträge vor (vgl. Art. 108 CO2-Verordnung). Die Ausrichtung von Globalbeiträgen sowie das verstärkte Controlling der Qualitätsmassnahmen der Kantone führen auch beim Bund zu einem personellen Mehraufwand. Dieser kann durch vorhandene Ressourcen aufgefangen werden. Für den Vollzug und die Gesuchsevaluation von Geothermie-Projekten, die neu mit maximal 30 Millionen Franken pro Jahr unterstützt werden können, sind 0,5 Millionen Franken eingestellt. Dieser Aufwand wird aus der CO2- Abgabe refinanziert. Der prozentuale Anteil an den Einnahmen, der für die Entschädigung des Vollzugsaufwands zurückbehalten wird, sinkt infolge der Abgabeerhöhung ab 2018 auf 1,4 Prozent (Art. 132 CO2-Verordnung). Der Vollzug der Rückerstattung der CO 2-Abgabe bei WKK-Anlagen und das Reporting liegen beim BAFU und der Oberzolldirektion (OZD). Basierend auf den Leistungsgrenzen ist davon auszugehen, dass rund 200 von ca bestehenden Anlagen eine Teilrückerstattung beantragen können, vorausgesetzt sie erfüllen die neuen Luftreinhaltevorschriften. Um den Vollzugsaufwand gering zu halten, wurde die Leistungsuntergrenze für die berechtigten Anlagen bei 0.5 MW Feuerungswärmeleistung festgelegt. Gemäss groben Abschätzungen beträgt die Rückerstattungssumme bei einer CO2- Abgabe von 96 Franken pro Tonne CO2 gut 8 Millionen Franken pro Jahr. Das BAFU rechnet mit einem zusätzlichen personellen Bedarf von 50 Stellenprozenten, die OZD mit 20 Stellenprozenten. Beide Ämter gehen davon aus, dass der personelle Mehraufwand durch interne Kompensation aufgefangen werden kann. Die Bearbeitung der Rückerstattungsgesuche bedingt eine Anpassung der bestehenden Informatiklösung, welche zu einem einmaligen Aufwand von 35'000 Franken führen wird. 4. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Durch die Festlegung von CO 2-Zielwerten für Personenwagen sowie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper ergibt sich als Hauptauswirkung eine Reduktion des Treibstoffverbrauchs bzw. der CO2- Emissionen. Aufgrund der Einführung der Massnahme in der hier vorgeschlagenen Ausgestaltung mit stärkerem Phasing-in und Supercredits werden gegenüber der Botschaft zum ersten Massnahmenpaket zur Energiestrategie 2050, die von einer Zielerreichung per 2020 ausgeht niedrigere Sanktionen erwartet, ausserdem verzögert sich auch die Zielerreichung um drei Jahre. Es ergeben sich im jährlichen Mittel CO2-Einsparungen von rund 460'000 Tonnen CO2 pro Jahr (Botschaft: 680'000 Tonnen [BBl ]). Das entspricht einer Reduktion des Treibstoffverbrauchs von 185 Millionen Litern (91 Mio. Liter Benzin, 94 Mio. Liter Diesel; Botschaft: insgesamt 273 Millionen Liter). Ausserdem entfällt beim Einsatz von Elektrofahrzeugen lokal der Ausstoss von Luftschadstoffen komplett. 4

388 Teilrevision der CO2-Verordnung Seitens der Automobilbranche können die Ziele sowohl über verstärkte Effizienz bei verbrennungsmotorischen Fahrzeugen als auch über höhere Anteile von alternativ angetriebenen Fahrzeugen erreicht werden. Je nach Reaktion der Branche können auch bei einer durchschnittlichen Zielerreichung jährlich gesamthaft Sanktionsbeträge von maximal 56 Millionen Franken bei den Personenwagen und von maximal 21 Millionen Franken bei den Lieferwagen und leichten Sattelschleppern anfallen. Für die Konsumenten bzw. Fahrzeugkäufer ergeben sich aufgrund des Treibstoffminderverbrauchs bedeutende Nettoeinsparungen über die Fahrzeuglebensdauer, wobei allfällige Mehrkosten für effizientere Fahrzeuge innert weniger Jahre amortisiert werden. Die Verstärkung resp. der Systemwechsel beim Gebäudeprogramm führt im Brennstoffbereich durch die vorgesehenen Gesetzesänderungen zu einer erhöhten Energieeffizienz und zu einer Zunahme des Anteils der erneuerbaren Energien und damit zu einem reduzierten Verbrauch von fossilen Energieträgern. Dies wird sich insbesondere in den Sektoren Haushalte sowie Industrie und Dienstleistungen positiv auf den Endenergieverbrauch auswirken. Des Weiteren wird durch erfolgreiche Effizienzmassnahmen innerhalb des Gebäudeprogramms der Energiebedarf im Winter kontinuierlich reduziert, was die Versorgungssicherheit stärkt. Dank dem Gebäudeprogramm resp. dem sinkenden Verbrauch wird die Abhängigkeit von den fossilen Energieträgern deutlich abnehmen. Die Rückerstattung der CO 2-Abgabe bei WKK-Anlagen trägt dazu bei, die Versorgungssicherheit beim Strom zu stärken, und schafft zusätzliche Anreize für Energieeffizienzmassnahmen. Gemäss Abschätzungen könnten rund 2 Millionen Franken jährlich zusätzlich in Effizienzmassnahmen investiert werden. Die CO2-Emissionen werden aber vermutlich trotz Effizienzmassnahmen steigen, was im Zielkonflikt zum CO2-Gesetz steht. Mit der Neuregelung von Artikel 5 und Artikel 12 werden für die abgabebefreiten Unternehmen Anreize geschaffen, trotz der in der vorgesehenen Totalrevision des CO2-Gesetzes begründeten Unsicherheit weiterhin in unwirtschaftliche treibhausgasreduzierende Massnahmen zu investieren. Dies hat positive Auswirkungen auf die CO2-Emissionen der Schweizer Industrie und entfaltet somit auch eine relevante Umweltwirkung. 5. Verhältnis zum europäischen Recht Durch die Änderungen auf Verordnungsstufe wird das derzeit bestehende Verhältnis zum europäischen Recht nicht verändert. Im Bereich des technischen Fahrzeugrechts anerkennt die Schweiz wie bisher das europäische Recht. Die klimapolitischen Massnahmen im Bereich Fahrzeuge werden weiterhin freiwillig möglichst an die EU-Regelungen angepasst, um der Wirtschaft gleiche Rahmenbedingungen zu bieten und um Hürden für den Fahrzeugimport zu vermeiden. 6. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen 1. Kapitel: Allgemeine Bestimmungen 2. Abschnitt: Begriffe Art. 2 Neu sind auch Lieferwagen und leichte Sattelschlepper den CO2-Emissionsvorschriften unterstellt und werden in Artikel 2 definiert. Lieferwagen (Bst. a bis ) und leichte Sattelschlepper (Bst. a ter ) mit einem Leergewicht über 2'585 kg (bzw. einer Bezugsmasse von über 2'610 kg gemäss den Europäischen 5

389 Teilrevision der CO2-Verordnung Regelungen zur Messung der Schadstoffemissionen und des Treibstoffverbrauchs) sind ausgenommen, wenn sie nach dem Messverfahren für schwere Motorwagen gemessen werden und deswegen keinen Emissionsmesswert in g CO2/km aufweisen. Nicht als Fahrzeuge im Sinne dieser Verordnung gelten Fahrzeuge mit besonderer Zweckbestimmung. Dabei wird neu in Anlehnung an die Verordnung (EG) Nr. 443/ und die Verordnung (EU) Nr. 510/ auf Anhang II Teil A Ziffer 5 der Richtlinie 2007/46/EG 5 verwiesen. Personenwagen sind als Fahrzeuge der Klasse M1 und Fahrzeugart 1 definiert, Lieferwagen und leichte Sattelschlepper als Fahrzeuge der Klasse N1 und der Fahrzeugart 30 oder Abschnitt: Bescheinigungen für Projekte und Programme für Emissionsverminderungen im Inland Art. 5 Abs. 1 Bst. c Ziff. 3 Durch die Anpassung von Artikel 5 Absatz 1 Buchstabe c Ziffer 3 kann sich ein von der CO2-Abgabe befreites Unternehmen mit Emissionsziel entscheiden, ob es weiterhin Bescheinigungen über den Mechanismus von Artikel 12, der bis 2020 befristet ist, beantragen will, oder ob es neu ein Kompensationsprojekt nach Artikel 5 bzw. ein Programm nach Artikel 5a einreicht und so von der Kreditierungsperiode nach Artikel 8 und 8a profitiert. Art. 5a Abs. 3 Anders als in einem Projekt werden in einem Programm typischerweise zahlreiche kleinere Vorhaben zusammengefasst. Die bisherige Vollzugspraxis hat aber gezeigt, dass es Trägerschaften von Programmen nicht immer gelingt bis zum Ende der Kreditierungsperiode mehr als ein Vorhaben im Programm umzusetzen. Artikel 5a Absatz 3 regelt neu, dass ein Programm mit nur einem Vorhaben nach Ablauf der ersten Kreditierungsperiode als Projekt weitergeführt wird. Damit kann der Aufwand für die erneute Validierung substantiell verringert werden, da für Projekte im Gegensatz zu Programmen weder die Kriterien für die Aufnahme der Vorhaben ins Programm, noch die Verwaltung der Vorhaben geprüft werden müssen. Art. 6 Abs. 2 Bst. j Da Vorhaben den Charakter eines Projekts haben können, verlangt Artikel 6 Absatz 2 Buchstabe j neu auch Angaben über die Dauer von Vorhaben. Art. 10 Abs. 1 und 1bis Um gestützt auf die Gesuchsunterlagen einen Entscheid über die Ausstellung von Bescheinigungen zu fällen, benötigt das BAFU vollständige Gesuchsunterlagen. Damit wird die Möglichkeit geschaffen, vor Ort Besuche abzustatten. In besonderen Fällen kann das BAFU den Vertrag über die Ausführung der Validierung oder Verifizierung, den der Gesuchsteller mit der Validierungs- oder Verifizierungsstelle abschliesst, auf Basis von Artikel 133 Absatz 2 Buchstabe b einfordern. Dies soll insbesondere dann geschehen, wenn eine Validierungs- oder Verifizierungsstelle wiederholt ungenügende Prüfleistungen erbracht hat und der Verdacht besteht, dass dies auf Preisdumping zurückzuführen sein könnte. 3 Verordnung (EG) Nr. 443/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Festsetzung von Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen im Rahmen des Gesamtkonzepts der Gemeinschaft zur Verringerung der CO2-Emissionen von Personenkraftwagen und leichten Nutzfahrzeugen, ABl. L 140 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 333/2014, ABl. L 103 vom , S Verordnung (EU) Nr. 510/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Mai 2011 zur Festsetzung von Emissionsnormen für neue leichte Nutzfahrzeuge im Rahmen des Gesamtkonzepts der Union zur Verringerung der CO2-Emissionen von Personenkraftwagen und leichten Nutzfahrzeugen, ABl. L 145 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 253/2014, ABl. 84 vom , S Richtlinie 2007/46/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Sept zur Schaffung eines Rahmens für die Genehmigung von Kraftfahrzeugen und Kraftfahrzeuganhängern sowie von Systemen, Bauteilen und selbstständigen technischen Einheiten für diese Fahrzeuge (Rahmenrichtlinie), ABl. L 263 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 2015/166, ABl. L 28 vom , S. 3. 6

390 Teilrevision der CO2-Verordnung Artikel 10 Absatz 1 bis sieht vor, dass das BAFU gestützt auf die Angaben nach Artikel 10 Absatz 1 über die Ausstellung von Bescheinigungen entscheidet. 5a. Abschnitt: Bescheinigungen für Unternehmen mit Verminderungsverpflichtung und für Unternehmen mit Zielvereinbarung über die Entwicklung des Energieverbrauchs Art. 12 Abs. 1 Einleitungssatz und Bst. c, Abs. 3 Von der CO2-Abgabe befreite Unternehmen, die ein Kompensationsprojekt nach Artikel 5 bzw. ein Programm nach Artikel 5a umsetzen, haben ab Wirkungsbeginn des Projekts bzw. Programms, das heisst ab dem Zeitpunkt, für den sie Bescheinigungen aus Artikel 5 und 5a erhalten, für den gesamten Verpflichtungsperimeter keinen Anspruch auf Bescheinigungen aus Artikel 12 mehr (Absatz 1). Mit diesem Vorgehen können, ohne grossen Mehraufwand aller Beteiligten, Doppelzählungen bis 2020 vermieden werden. Der Absatz 3 wird verschoben in Artikel 74a. Im Übrigen wird ein Verweis auf das neue Energiegesetz angepasst. Art. 12a Abs. 1 Bst. d In dieser Bestimmung wird ein Verweis auf das neue Energiegesetz angepasst. 5b. Abschnitt: Verwaltung von Bescheinigungen und Datenschutz Art. 14 Abs. 2 Das BAFU kann unter Wahrung von Fabrikations- und Geschäftsgeheimnissen Informationen aus Gesuchen zur Ausstellung von Bescheinigungen veröffentlichen (Absatz 1). Um die Transparenz zu erhöhen veröffentlicht das BAFU nach Abschluss der Beurteilung eines Gesuchs standardmässig die Projekt- und Programmbeschreibungen, die Monitoringberichte sowie die dazugehörigen Prüfberichte. Damit der Prozess der Veröffentlichung zeitnah zur Registrierung der Projekte und Programme respektive zur Ausstellung der Bescheinigungen ablaufen kann und die Fabrikations- und Geschäftsgeheimnisse dennoch gewahrt bleiben, fordert Absatz 2 die Gesuchsteller neu explizit auf, die Teile des Gesuchs, die aus seiner Sicht Informationen über Fabrikations- und Geschäftsgeheimnisse enthalten, zu bezeichnen und diese dem BAFU mitzuteilen. 3. Kapitel: Massnahmen zur Verminderung der CO 2-Emissionen von Personenwagen, Lieferwagen und leichten Sattelschleppern 1. Abschnitt: Allgemeine Bestimmungen Art. 17 Artikel 17 vereint die bisherigen Artikel 17 bis 19 und erweitert diese um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper. Weiter legt Artikel 17 fest, dass der Zustand der Fahrzeuge (Personenwagen, Lieferwagen oder leichter Sattelschlepper) bei deren erstmaligen Inverkehrsetzen massgebend ist. Für die Kategorie Personenwagen war dies bisher in Artikel 2 Bst. a geregelt. Der bisherige Absatz 3, wonach Personenwagen erst in Verkehr gesetzt werden dürfen, wenn der Importeur oder Hersteller bestimmte Pflichten, wie beispielsweise das Ausfüllen des Prüfungsberichts (Grossimporteur) oder die Entrichtung der einer allfälligen Sanktion (Kleinimporteur), erfüllt hat, wurde in Artikel 23 aufgenommen. Ansonsten bleibt Artikel 17 unverändert. 7

391 Teilrevision der CO2-Verordnung 2. Abschnitt: Importeure und Hersteller Art. 18 Grossimporteur Artikel 18 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 20 und erweitert ihn um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper. Ein Importeur kann je nach Anzahl Fahrzeuge in der jeweiligen Fahrzeugkategorie (Personenwagen einerseits und Lieferwagen und leichte Sattelschlepper andererseits) unterschiedliche Status bei den beiden Fahrzeugkategorien innehaben. Er kann also z. B. bezüglich Personenwagen als Grossimporteur und bezüglich Lieferwagen und leichten Sattelschleppern als Kleinimporteur gelten. Die Mindestanzahl der Fahrzeuge muss nachweislich auf einen Typengenehmigungsinhaber-Code oder auf einen Grossimporteurscode zugelassen worden sein, damit der Status als Grossimporteur zum Tragen kommt. Art. 19 Provisorische Behandlung als Grossimporteur Artikel 19 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 21 und erweitert ihn um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper. Der Absatz 2 wird entsprechend der Vollzugspraxis präzisiert: Ein Importeur kann zu jedem Zeitpunkt während eines Referenzjahres beantragen, provisorisch als Grossimporteur behandelt zu werden. Die Anrechnung von Fahrzeugen an seine Neuwagenflotte als Grossimporteur findet aber erst ab der Genehmigung des Antrags durch das BFE statt. Art. 20 Kleinimporteur Artikel 20 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 22 und erweitert ihn um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper. Art. 21 Hersteller Für schweizerische Hersteller gelten sämtliche Bestimmungen für Importeure sinngemäss. Wurden im Jahr vor dem Referenzjahr also mindestens 50 Personenwagen beziehungsweise mehr als fünf Lieferwagen oder leichte Sattelschlepper eines Herstellers erstmals in Verkehr gesetzt, so sind für den Hersteller im Referenzjahr die für Grossimporteure geltenden Bestimmungen anwendbar. Ansonsten sind die für Kleinimporteure geltenden Bestimmungen anwendbar. In den Jahren 2012 bis 2016 fielen keine Fahrzeuge aus inländischer Produktion unter die CO2-Emissionsvorschriften. Art. 22 Emissionsgemeinschaft Artikel 22 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 23 bis auf folgende zwei Änderungen: Absatz 2 des bisherigen Artikels 23 wird aus der Verordnung gestrichen. Dessen Inhalt (eine Emissionsgemeinschaft hat dieselben Rechte und Pflichten wie ein einzelner Hersteller oder Importeur) gilt aber unverändert, da dieser bereits in Artikel 11 Absatz 3 des CO2-Gesetzes festgehalten ist. Der bisherige Absatz 4 wird ebenfalls aus dem Verordnungstext gestrichen. Das auch im Bereich der CO2-Emissionsvorschriften anwendbare Kartellrecht stellt bereits sicher, dass die Gründung von Emissionsgemeinschaften nicht die Bildung von Preisabsprachen legitimiert, weshalb vorliegend auf eine entsprechende Regelung verzichtet werden kann. 8

392 Teilrevision der CO2-Verordnung 3. Abschnitt: Berechnungsgrundlagen Art. 23 Einzureichende Unterlagen Artikel 23 übernimmt und ergänzt den bisherigen Artikel 29. Die Absätze 1 bis 3 halten fest und ergänzen, was vorher in Artikel 17 Absatz 3 i.v.m. Artikel 29 und 30 geregelt war: Fahrzeuge dürfen grundsätzlich erst in Verkehr gesetzt werden, wenn dem Bundesamt für Strassen (ASTRA) durch das Vorliegen der Typengenehmigung die Daten für die Zuordnung des Fahrzeugs zu einer Neuwagenflotte sowie für die Berechnung einer allfälligen Sanktion nach Artikel 13 des CO2-Gesetzes vorliegen (Absatz 1). Für den Fall, dass keine Typengenehmigung vorliegt, werden in Absatz 2 neu explizit jene Unterlagen aufgelistet, welche der Grossimporteur dem ASTRA vor dem erstmaligen Inverkehrsetzen des Fahrzuges einzureichen hat. Dass ein von einem Kleinimporteur eingeführtes Fahrzeug erst dann in Verkehr gesetzt werden darf, wenn dieser dem ASTRA die allfällige Sanktion entrichtet hat (Absatz 3), war im bisherigen Artikel 29 Absatz 2 geregelt. Weiter enthält Absatz 3 neu eine explizite Auflistung der durch den Kleinimporteur vor dem erstmaligen Inverkehrsetzen dem ASTRA einzureichende Unterlagen. Absatz 4 regelt neu die Abrechnung von Fahrzeugen über die Neuwagenflotte eines Grossimporteurs(sog. Abtretung). Dies ermöglicht insbesondere auch Kleinimporteuren, von der Sanktionsberechnung im Flottenmittel, welche sonst nur den Grossimporteuren zusteht, zu profitieren. Die Einigung zwischen dem abtretenden Gross- oder Kleinimporteur und dem übernehmenden Grossimporteur ist eine privatrechtliche Angelegenheit zwischen den Parteien. Die Meldung hat vor dem erstmaligen Inverkehrsetzen des Fahrzeugs mittels Antrag auf Bescheinigung beim ASTRA einzugehen und hat die Unterschrift des übernehmenden Grossimporteurs zu enthalten. Ist ein Fahrzeug einmal in Verkehr gesetzt worden, kann es nicht mehr abgetreten werden. Allgemein und insbesondere auch bei Lieferwagen und leichten Sattelschleppern, die in mehreren Stufen gefertigt werden, gilt, dass immer der Importeur für die Einreichung der entsprechenden Berechnungsgrundlagen verantwortlich ist, auch wenn das Fahrzeug erst nach dem Import vervollständigt wird. Art. 24 CO2-Emissionen und Leergewicht von typengenehmigten Fahrzeugen Der bestehende Artikel 24 wird weitgehend übernommen und um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper erweitert. In Anlehnung an die Regelungen der EU werden weiterhin die gemäss dem NEFZ-Verfahren ermittelten CO2-Werte verwendet. Werden die Daten nach Absatz 1 und somit nach der schweizerischen Typengenehmigung bestimmt, so sind je Typengenehmigungsnummer und Getriebevariante das maximale Leergewicht und der maximale kombinierte CO2-Ausstoss aller zulässigen Versionen massgebend. Alternativ wird dem Importeur die Möglichkeit gegeben, dem ASTRA innert Frist gemäss Absatz 5 andere Datenquellen, wie beispielsweise die Übereinstimmungsbescheinigung (Certificate of Conformity, COC), einzureichen. Bei Lieferwagen und leichten Sattelschleppern ist in der Typengenehmigung bei gewissen Fahrzeugen kein Leergewichtswert enthalten. In diesem Fall ist das im Prüfungsbericht (Formular A) bei der Fahrzeugprüfung gemäss Artikel 7 der Verordnung über die technischen Anforderungen an Strassenfahrzeuge (VTS; SR ) erfasste Leergewicht massgebend (Abs. 2). Werden die auf dem Certificate of Conformity (COC) basierenden Daten nach Absatz 3 Buchstabe a eingereicht, so ist bei den CO2-Emissionen die kombinierte Emission nach Position 49.1 (NEFZ-Wert) und beim Leergewicht die Position 13.2 (Masse des Fahrzeugs in fahrbereitem Zustand) massgebend. Liegen die Angaben gemäss Position 13.2 nicht vor, ist das Leergewicht gemäss Position 13 massgebend. 9

393 Teilrevision der CO2-Verordnung Bei der Verwendung von Daten aus der schweizerischen Typengenehmigung von mehrstufigen Lieferwagen und leichten Sattelschleppern wird die Sanktion auf der Grundlage der CO2-Emissionen und des Leergewichts des vervollständigten Fahrzeugs berechnet. Absatz 3 Buchstabe b regelt, dass bei mehrstufigen Lieferwagen und leichten Sattelschleppern das Verfahren gemäss der Verordnung (EG) 692/ für die Bestimmung der CO2-Emissionen und des Leergewichts des Fahrzeugs genutzt werden kann. In Buchstabe b werden die hierfür benötigten Daten aufgelistet, welche der Importeur dem ASTRA einreichen kann. Dies hat einerseits zum Vorteil, dass die Sanktionslast nicht vom effektiven Aufbau abhängt, für den der Importeur des Basisfahrzeugs unter Umständen nicht verantwortlich ist, und dass andererseits bereits anhand der technischen Unterlagen des Basisfahrzeugs die sanktionsrelevanten Daten bestimmt werden können. Absatz 4 übernimmt materiell den bisherigen Artikel 25 Absatz 1 bis. Absatz 5 regelt die Frist für die Einreichung der Daten und Nachweise nach den Absätzen 3 und 4. Absatz 6 übernimmt materiell den bisherigen Artikel 24 Absatz 3. Art. 25 CO2-Emissionen und Leergewicht von Fahrzeugen ohne Typengenehmigung Artikel 25 Absatz 1 wird um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper erweitert. Namentlich bei der Frage der Gleichwertigkeit von ausländischen Genehmigungen oder solchen nach internationalem Recht sind die Importeure zur Mitwirkung verpflichtet (Art. 13 des Bundesgesetzes über das Verwaltungsverfahren [SR ]). Absatz 2 bestimmt, welche Nachweise für die Bestimmung der CO2-Emissionen und des Leergewichts des vervollständigten Fahrzeugs massgebend sind im Falle von Lieferwagen oder leichten Sattelschleppern mit einer Mehrstufen-Typengenehmigung. Fehlt bei Fahrzeugen der Nachweis nach den Absätzen 1 oder 2, so werden die CO2-Emissionen gemäss Absatz 3 wie bisher nach Anhang 4 berechnet. Neu wird in Absatz 3 auf das hierfür massgebende Leergewicht in Kilogramm nach Artikel 7 VTS verwiesen (bisher befand sich der Verweis in Anhang 4). Um Missbrauch vorzubeugen, wird neu verlangt, dass dieser Leergewichtswert vom Importeur mittels eines Waagscheines nachzuweisen ist. Absatz 4 wird um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper erweitert, indem bei diesen Fahrzeugen ein Pauschalwert von 400 g CO2/km angenommen wird, wenn deren CO2-Emissionen nicht nach den Formeln in Anhang 4 berechnet werden können. Art. 26 CO2-vermindernde Faktoren bei Fahrzeugen Artikel 26 vereint die bisherigen Artikel 26 und 27 unter einer neuen Sachüberschrift. Absatz 1 übernimmt den bisherigen Artikel 27 über Ökoinnovationen und erweitert ihn um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper. Entsprechend den EU-Verordnungen wird die jährlich maximal anrechenbare Verminderung der durchschnittlichen CO2-Emissionen durch Ökoinnovationen je Fahrzeugflotte bei Grossimporteuren bzw. je Fahrzeug bei Kleinimporteuren auf höchstens 7 g CO2/km beschränkt. Absatz 2 übernimmt den bisherigen Artikel 26 über mit Erdgas betriebene Personenwagen unverändert. Der anrechenbare biogene Anteil am Gasgemisch lehnt sich an Artikel 3 Absatz 2 der Verordnung des UVEK über Angaben auf der Energieetikette von neuen Personenwagen (SR ) an und beträgt 10 Prozent. Die bisher in Artikel 27 Absatz 2 enthaltene Vorgabe, dass Ökoinnovationen mittels COC nachzuweisen sind, findet sich neu in Artikel 24 Absatz 3 Buchstabe a Ziffer 3. 6 Verordnung (EG) Nr. 692/2008 der Kommission vom 18. Juli 2008 zur Durchführung und Änderung der Verordnung (EG) Nr. 715/2007 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Typgenehmigung von Kraftfahrzeugen hinsichtlich der Emissionen von leichten Personenkraftwagen und Nutzfahrzeugen (Euro 5 und Euro 6) und über den Zugang zu Reparatur- und Wartungsinformationen für Fahrzeuge, ABl. L 199 vom , S. 1; geändert durch Verordnung (EU) 143/2013, ABl. L 47 vom , S

394 Teilrevision der CO2-Verordnung Art. 27 Berechnung der durchschnittlichen CO2-Emissionen bei Grossimporteuren Artikel 27 definiert die Berechnung der sanktionsrelevanten durchschnittlichen CO2-Emissionen bei Grossimporteuren einschliesslich Rundungsregel. Er regelt zudem die Erleichterungen nach Artikel 10a Absatz 2 und Artikel 12 Absatz 3 des CO2-Gesetzes. Absatz 2 regelt, welcher Anteil der Neuwagenflotte für die Berechnung der durchschnittlichen CO2- Emissionen massgeblich ist (sog. Phasing-in). Diese Vorgabe war bisher in Artikel 12 Absatz 3 des CO2-Gesetzes geregelt und wird neu an den Bundesrat delegiert. Hier wird sowohl für Personenwagen als auch für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper ein gegenüber der EU-Regelung weitergehendes Phasing-in vorgeschlagen. Absatz 3 regelt die Mehrfachgewichtung von besonders effizienten Fahrzeugen. Dies war bisher im Artikel 141 der CO2-Verordnung geregelt. Für Personenwagen sowie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper werden die gleichen Faktoren vorgesehen. Bei Personenwagen entspricht diese Regelung der EU-Regelung, bei Lieferwagen und leichten Sattelschleppern weicht sie von der EU-Regelung ab. Absatz 3 beschränkt ausserdem die Verminderung der durchschnittlichen CO2-Emissionen auf 7,5 g/km, kumuliert über die drei Jahre. Dabei wird in jedem Jahr die Verminderung nur soweit angerechnet, bis eine allfällige Überschreitung des Zielwerts auf Null reduziert worden ist. Die Verminderung wird in jenem Referenzjahr berücksichtigt, in dem die entsprechenden Fahrzeuge zugelassen werden. Art. 28 Individuelle Zielvorgabe Artikel 28 übernimmt weitgehend den Inhalt des bisherigen Artikels 28 und erweitert ihn um den Verweis auf den betreffend Lieferwagen und leichte Sattelschlepper geltenden Artikel 11 der Verordnung (EG) Nr. 510/ Die im bisherigen Absatz 4 normierte Vorgabe, wonach Fahrzeugmarken mit einer angepassten individuellen Zielvorgabe je nach Anzahl einzeln oder als Flotte abgerechnet werden, wird aufgehoben. Gilt ein Importeur im betreffenden Referenzjahr als Grossimporteur bzw. übertrifft er als provisorischer Grossimporteur insgesamt die Fahrzeugzahlen nach Artikel 19 Absatz 4, so werden die von ihm eingeführten Fahrzeuge von Herstellern mit einer Ausnahme nach den entsprechenden EU-Bestimmungen nach vorgängiger Mitteilung an das BFE als je eigene Neuwagenflotte abgerechnet und zwar unabhängig von deren Anzahl. Damit soll verhindert werden, dass der Intramarken-Wettbewerb bei Fahrzeugen mit angepasster individueller Zielvorgabe, von denen häufig nur kleine Stückzahlen abgesetzt werden, behindert wird. Art. 29 Sanktionsbeträge Artikel 29 regelt in Bezug auf Artikel 13 des CO2-Gesetzes die Grundsätze, nach denen das UVEK die zu entrichtenden Beträge pro Fahrzeug und Gramm Zielwertüberschreitung jährlich im neuen Anhang 5 festzulegen hat. Absatz 2 legt für die Festlegung des Betrags zugrunde, wie der zu verwendende Euro-Franken-Wechselkurs berechnet wird. Es soll ein Jahresdurchschnittskurs auf der Basis von Tagesmittelwerten berechnet werden, wie sie von der Eidgenössischen Zollverwaltung (EZV) publiziert und unter anderem von der Eidgenössischen Steuerverwaltung (ESTV) zur Berechnung des aktuellen Monatsmittelkurses verwendet werden. 7 Verordnung (EU) Nr. 510/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Mai 2011 zur Festsetzung von Emissionsnormen für neue leichte Nutzfahrzeuge im Rahmen des Gesamtkonzepts der Union zur Verringerung der CO2-Emissionen von Personenkraftwagen und leichten Nutzfahrzeugen, ABl. L 145 vom , S. 1; zuletzt geändert durch Verordnung (EU) Nr. 253/2014, ABl. 84 vom , S

395 Teilrevision der CO2-Verordnung 4. Abschnitt: Berechnung und Erhebung der Sanktion bei Grossimporteuren Art. 30 Sanktion bei Überschreiten der individuellen Zielvorgabe Artikel 30 übernimmt und präzisiert den Inhalt des bisherigen Artikels 31. Absatz 4 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 33 Absatz 4. Absatz 2 hält neu fest, dass die Zielwertüberschreitung jeweils auf eine Dezimalstelle Gramm CO2 pro Kilometer abgerundet wird. Art. 31 Quartalsweise Anzahlungen Artikel 31 Absatz 1 entspricht dem bisherigen Artikel 31 Absatz 1. Artikel 31 Absätze 2 und 3 übernehmen weitgehend den Inhalt des bisherigen Artikels 33 Absätze 1 bis 3. Art. 32 Zahlungsfrist und Zins Artikel 32 führt die bisherigen Artikel 32 (Zahlungsfrist) und 34 (Verzugszins und Rückerstattungszins) zusammen. Die Zahlungsfrist von 30 Tagen gilt neu ausdrücklich nicht nur für die Schlussrechnung, sondern auch für quartalsweise Anzahlungen. Ergibt die Schlussrechnung ein Guthaben zugunsten des Importeurs, so ist ihm dieses innerhalb der gleichen Frist zuzüglich Rückerstattungszins zurückzuerstatten. Art. 33 Verfügung der Sanktion Artikel 33 entspricht dem bisherigen Artikel 35. Neu wird für die Verfügung der Sanktion jedoch kein aktives Bestreiten des Importeurs vorausgesetzt. Bezahlt der Importeur die Rechnung oder Schlussrechnung trotz Mahnung nicht, erlässt das BFE eine Verfügung über die Sanktion. Diese dient im Betreibungsverfahren als Rechtsöffnungstitel. Art. 34 Sicherheiten Artikel 34 entspricht inhaltlich dem bisherigen Artikel Abschnitt: Berechnung und Erhebung der Sanktion bei Kleinimporteuren Art. 35 In Artikel 35 wird neu die Berechnung und Erhebung einer allfälligen Sanktion gemäss Artikel 13 des CO2-Gesetzes bei Kleinimporteuren geregelt. Absatz 2 zweiter Satz regelt die Sanktionsminderung für Kleinimporteure gemäss Artikel 13 Absatz 3 des CO2-Gesetzes. Absatz 3 regelt die Rechnungsmodalitäten bei Kleinimporteuren analog zu den Grossimporteuren. Absatz 4 erteilt neu dem ASTRA die Zuständigkeit für die Verfügung der Sanktion. 6. Abschnitt: Berichterstattung und Information der Öffentlichkeit Art. 36 Artikel 36 übernimmt und ergänzt den bisherigen Artikel 37. Absatz 1 wird redaktionell leicht angepasst und um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper erweitert. Der Zeitpunkt für die nächstmalige Berichterstattung an die zuständigen parlamentarischen Kommissionen wird angepasst an den Zeitpunkt des Inkrafttretens. Die Berichterstattung über Lieferwagen und leichte Sattelschlepper erfolgt erstmals im Jahr 2022, da die Bestimmungen über die Verminderung der CO2-Emissionen für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper erst ab dem Jahr 2020 zur Anwendung kommen. In Absatz 3 wird neu eine detaillierte Information der Öffentlichkeit über die Vollzugsresultate vorgesehen und es werden die bekanntzugebenden Daten aufgeführt. 12

396 Teilrevision der CO2-Verordnung 7. Abschnitt: Verwendung des Ertrags aus der Sanktion nach Artikel 13 des CO 2-Gesetzes Art. 37 Artikel 37 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 39. Der bisherige Artikel 38 wird gestrichen, da dieser bloss Artikel 37 des CO2-Gesetzes und Artikel 2 Absatz 1 Buchstabe d des Infrastrukturfondsgesetzes wiederholte. Im Rahmen der Vorlage für den Nationalstrassen- und Agglomerationsverkehr-Fonds (NAF) wird Artikel 37 des CO2-Gesetzes gegenwärtig revidiert. Künftig soll der neu geschaffene NAF die bisher dem Infrastrukturfonds zugewiesenen Sanktionserträge erhalten. Die erwähnte NAF-Vorlage wurde am 12. Februar 2017 von Volk und Ständen angenommen und wird voraussichtlich per 1. Januar 2018 in Kraft gesetzt. Artikel 37 wird deshalb in der vorliegenden Revision entsprechend angepasst. Als Zeitpunkt zur Bestimmung des in den Fonds einzulegenden Ertrags wird neu nicht mehr der 31. Dezember des Referenzjahres bezeichnet. In den vergangenen Jahren zeigte sich, dass der Ertrag gemäss Endjahresstand stark schwankt und verbuchungsbedingt sogar negative Werte annehmen kann, was zu abrechnungstechnischen Problemen führte. Deshalb soll der Ertrag neu erst dann festgelegt werden, wenn die Schlussabrechnung des BFE vorliegt. Dies ist ungefähr Mitte des Folgejahres der Fall. Dadurch können verbuchungsbedingt negative Fondseinlagen ausgeschlossen werden. Der Ertrag soll sodann bereits im auf das Erhebungsjahr folgenden Jahr im Anschluss an die Erstellung der Schlussabrechnung des BFE in den Fonds eingelegt werden. Mit dieser Festlegung entfällt die bisherige zweijährige Verzögerung der Einlage in den Fonds. Diese war ursprünglich zur Verbesserung der Budgetgenauigkeit gewählt worden, zeigte aber in der Praxis wegen der allgemein schwierigen Prognostizierbarkeit der Sanktionserträge keine Vorteile. Art. 74a Anrechnung von Bescheinigungen an das Emissionsziel Dieser neue Artikel ersetzt den bisherigen Artikel 12 Absatz 3 und ergänzt, dass auch Emissionsverminderungen, die im Rahmen von Projekten oder Programmen nach Artikel 5 oder 5a erzielt werden, als Treibhausgasemissionen des Unternehmens gelten und somit zur Erfüllung des Emissionsziels angerechnet werden. Art. 74b Anpassung der Verminderungsverpflichtung von Unternehmen, die WKK-Anlagen betreiben Artikel 74b wird als Übergangslösung bis 2020 eingeführt. Das BAFU kann bestehende Verminderungsverpflichtungen (nonehs) anpassen (Abs. 1). NonEHS-Unternehmen, die eine WKK betreiben, können, sofern sie die Bedingungen erfüllen, bis zum 31. Mai des Folgejahres beim BAFU ein Gesuch um Anpassung ihrer Verminderungsverpflichtung einreichen (Abs. 2). Weiter werden die notwendigen Angaben, welche ein Gesuch enthalten muss, aufgelistet (Abs. 3) Bezüglich der Form des Gesuchs macht das BAFU entsprechende Vorgaben (Abs. 4). Art. 76 Abs. 1 bis und 3 Kommt ein Unternehmen, das nach Artikel 96a oder nach Artikel 98a eine WKK-Anlage betreibt, seiner Investitionspflicht nicht fristgerecht nach, verfügt das BAFU die Rückzahlung von 40 Prozent der rückerstatteten CO2-Abgabe auf den fossilen Brennstoffen, die für die Stromproduktion verwendet wurden (Abs. 1 bis ). Die aus Gründen der nicht erfolgten Investitionspflicht zurückbezahlten Beträge fliessen als Einnahmen in die CO2-Abgabe zurück und werden anteilsmässig zurückverteilt (Abs. 3). 13

397 Teilrevision der CO2-Verordnung Art. 83 Abs. 2 und Art. 90 Abs. 2 In diesen beiden Bestimmungen werden Verweise auf das neue Energiegesetz angepasst. Art. 96 Abs. 1 und Abs. 2 Bst. c Die EZV erstattet auf Gesuch die bezahlte CO2-Abgabe an Unternehmen zurück, die fossile WKK-Anlagen betreiben und, da sie weder am Emissionshandel teilnehmen noch eine Verminderungsverpflichtung eingegangen sind, vor der Einführung von Artikel 32a Absatz 1 CO2-Gesetz abgabepflichtig waren (Abs. 1 Bst. b). Im Rahmen der Totalrevision des EnG wurde das CO2-Gesetz geringfügig überarbeitet, der neue Artikel 32c entspricht dem ehemaligen Artikel 31 Absatz 1 Bst. a. Art. 96a Rückerstattung für Unternehmen mit Verminderungsverpflichtung, die WKK-Anlagen betreiben Artikel 96a wird für Unternehmen mit einer bestehenden Verminderungsverpflichtung (nonehs) als Übergangslösung bis 2020 eingeführt. Danach entfällt diese Sonderregelung, da die CO2-Emissionen aus dem Betrieb von WKK-Anlagen im nonehs-befreiungsregime 2021 bis 2030 eingebunden sein werden. Absatz 1 definiert die Mindestanforderungen hinsichtlich Grösse der Anlage und der zusätzlichen Stromproduktion. Besteht eine Anlage aus mehreren Aggregaten, so sind diese gesamthaft für die Bestimmung der Feuerungswärmeleistung zu berücksichtigen. Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung grösser 20 MW sind im Emissionshandel (EHS) eingebunden und fallen somit nicht unter Artikel 96a (Bst. a). Da die Anpassung von bestehenden Verminderungsverpflichtungen aufwändig ist, gilt eine Mindestgrenze für die zusätzlich ins Netz eingespeiste Strommenge (Bst. b und c). NonEHS-Unternehmen nach Artikel 96a erhalten die CO2-Abgabe auf den fossilen Brennstoffen, die für die Stromproduktion verwendet wurden, rückerstattet. 40 Prozent des rückerstatteten Betrags kann das Unternehmen nur behalten, wenn es diesen in wirksame Massnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz investiert (Abs. 2). Für die restlichen 60 Prozent der Rückerstattung muss keine Gegenleistung erbracht werden (Abs. 1). Die Massnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz sind im eigenen Unternehmen oder in Unternehmen oder Anlagen durchzuführen, die aus der WKK-Anlage direkt Strom oder Wärme beziehen. Als Massnahmen im Sinne von Artikel 31a Absatz 2 CO2-Gesetz gelten auch Investitionen in Gebäude, die über ein Wärmenetz Wärme von der WKK-Anlage beziehen. Der Ausbau des Wärmenetzes gilt nicht als Energieeffizienzmassnahme. Doppelzählungen sind auszuschliessen; die Massnahmenwirkungen darf nicht durch Dritte, wie bspw. Betreiber von Kompensationsprojekten, Kantone oder Gemeinden geltend gemacht werden (Abs. 2 Bst. d). Um Doppelzählungen zu verhindern, ist die Finanzierung von Massnahmen in anderen nonehs-unternehmen oder in EHS-Unternehmen ebenfalls ausgeschlossen (Bst. c). Die Investitionen müssen eine Steigerung der Energieeffizienz zur Folge haben; reine Ersatzanschaffungen können bspw. nicht für die Erfüllung der Investitionspflicht angerechnet werden (Bst. b). Da die Verminderungsverpflichtungen bis zum 31. Dezember 2020 dauern, müssen die Massnahmen zu diesem Zeitpunkt umgesetzt sein. Das BAFU kann die Frist um maximal 2 Jahre verlängern (Bst. e). Das Unternehmen muss zusätzlich zum Monitoring nach Artikel 72 Angaben über die umgesetzten und geplanten Investitionen in Massnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz machen (Bst. f). Das BAFU kann gemäss Artikel 72 Absatz 4 weitere Angaben wie bspw. Gesamtfeuerungswärmeleistung und Herkunftsnachweis verlangen, soweit es diese für das Monitoring benötigt. Für nonehs-unternehmen, die ihre Verminderungsverpflichtung nicht anpassen, gilt die bestehende WKK-Regelung weiter: Bei einer Änderung des Emissions- bzw. Massnahmenziels sind 50 Prozent der Emissionen, die durch gegenüber dem Referenzjahr 2012 zusätzlich ins Netz eingespeisten Strom 14

398 Teilrevision der CO2-Verordnung bedingt sind, mit Massnahmen im Unternehmen aufzufangen. Die restlichen 50 Prozent können mit ausländischen Emissionsminderungszertifikaten kompensiert werden. Art. 98a Rückerstattung für Unternehmen, die WKK-Anlagen betreiben Artikel 98a gilt für Unternehmen, die eine WKK-Anlage betreiben und weder am Emissionshandel teilnehmen noch eine Verminderungsverpflichtung eingegangen sind. Absatz 1 definiert die Mindestanforderungen. Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung grösser 20 MW sind im Emissionshandel (EHS) eingebunden. Unternehmen, die eine WKK-Anlage betreiben, erhalten die CO2-Abgabe auf den fossilen Brennstoffen rückerstattet, die für die Stromproduktion verwendet wurden. 40 Prozent des rückerstatteten Betrags kann das Unternehmen nur behalten, wenn es diesen in wirksame Massnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz investiert (Abs. 2). Für dir restlichen 60 Prozent der Rückerstattung muss keine Gegenleistung erbracht werden (Abs. 1). Die Massnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz sind im eigenen Unternehmen oder in Unternehmen oder Anlagen durchzuführen, die aus der WKK-Anlage direkt Strom oder Wärme beziehen. Als Massnahmen im Sinne von Artikel 32b Absatz 2 CO2-Gesetz gelten auch Investitionen in Gebäude, die über ein Wärmenetz Wärme von der WKK-Anlage beziehen. Der Ausbau des Wärmenetzes gilt nicht als Energieeffizienzmassnahme. Doppelzählungen sind auszuschliessen; die Massnahmenwirkungen darf nicht durch Dritte, wie bspw. Betreiber von Kompensationsprojekten, Kantone oder Gemeinden geltend gemacht werden (Abs. 2 Bst. d). Um Doppelzählungen zu verhindern, ist die Finanzierung von Massnahmen in nonehs-unternehmen oder in EHS-Unternehmen ebenfalls ausgeschlossen (Bst. c). Die Investitionen müssen eine Steigerung der Energieeffizienz zur Folge haben; reine Ersatzanschaffungen können bspw. nicht für die Erfüllung der Investitionspflicht angerechnet werden (Bst. b). Die Massnahmen müssen innerhalb der drei Folgejahre umgesetzt sein. Das BAFU kann die Frist um maximal 2 Jahre verlängern (Bst. e). Art. 98b Gesuch um Rückerstattung für übrige Unternehmen, die WKK-Anlagen betreiben Unternehmen, die WKK-Anlagen nach Artikel 98a betreiben, müssen beim BAFU jährlich bis zum 30. Juni des Folgejahres ein Gesuch um Rückerstattung einreichen. Die Rückerstattung erfolgt über 12 Monate. Die bei der Produktion von Strom entstehenden CO2-Emissionen berechnen sich durch die im Herkunftsnachweis ausgewiesene jährliche Stromproduktion in MWh und dem Emissionsfaktor des eingesetzten Energieträgers in Tonnen CO2 pro MWh (Abs. 1 Bst. a). Absatz 1 legt die weiteren Angaben, die das Rückerstattungsgesuch in jedem Fall enthalten muss, fest. Dies sind der Herkunftsnachweis nach Artikel 9 Absatz 1 EnG (Bst. b), die Feuerwärmeleistung (Bst. c), der Monitoringbericht (Bst. d), die Angaben zur Entwicklung der CO2-Emissionen aus der Stromproduktion (Bst. e), die Bestätigung des Standortkantons, dass die Luftreinhalteverordnung eingehalten ist (Bst. f), eine Beschreibung der geplanten Massnahmen zur Energieeffizienz (Bst. g). Ab einer Gesamtfeuerungswärmeleistung von 20 MW besteht die Pflicht zur Teilnahme am EHS nach Artikel 16 CO2-Gesetz. Ein Herauslösen von WKK-Anlagen aus einem EHS-Unternehmen ist nicht möglich. Weiter werden für die Rückerstattung Angaben über die für die Stromproduktion verbrauchten fossilen Brennstoffe in Form einer Warenbuchhaltung zu den Lagerbeständen benötigt (Bst. h), damit der für die betreffende Periode verwendete Abgabesatz (Bst. j) verifiziert werden kann. Dies gilt insbesondere für flüssige Brennstoffe oder lokal gespeichertes Erdgas. Weiter sind die Rechnungen der gekauften Brennstoffe inklusive CO2-Abgabe einzureichen (Bst. i). Das BAFU macht Vorgaben bezüglich der Form des Gesuchs (Abs. 2). Das BAFU leitet nach erfolgter Prüfung der in Absatz 2 Buchstaben a bis g erwähnten Angaben das Rückerstattungsgesuch an die EZV weiter, welche die Rückerstattung vornimmt (Abs. 3). Der gemäss 15

399 Teilrevision der CO2-Verordnung Abs. 1 Bst. d einzureichende Monitoringbericht muss ebenfalls 12 Monate umfassen. Durch die Beschreibung der umgesetzten und geplanten Massnahmen und getätigten Investitionen erkennt das BAFU frühzeitig, ob die Unternehmen die Vorgaben einhalten. Für diesen Bericht macht das BAFU Vorgaben, an die sich die Unternehmen halten müssen. Art. 98c Periodizität der Rückerstattung für Unternehmen, die WKK-Anlagen betreiben und weder am EHS teilnehmen noch einer Verminderungsverpflichtung unterliegen Das Rückerstattungsgesuch umfasst 12 Monate (Abs. 1) und muss für die verbrauchten Brennstoffe des Vorjahres, bzw. des im Vorjahr abgelaufenen Geschäftsjahres, bis spätestens am 30. Juni beim BAFU eingereicht werden. Das BAFU leitet das Gesuch gemäss Artikel 98b Absatz 3 nach erfolgter Prüfung an die EZV weiter (Abs. 2). Wird die Frist nicht eingehalten, ist der Anspruch auf Rückerstattung verwirkt (Abs. 3). Kommt ein Unternehmen seiner Investitionspflicht nicht fristgerecht nach, verfügt das BAFU die Rückzahlung von 40 Prozent der Rückerstattungssumme (Art. 76). 9. Kapitel: Verwendung der Erträge aus der CO 2-Abgabe 1. Abschnitt: Globalbeiträge zur langfristigen Verminderung der CO 2-Emissionen bei Gebäuden Art. 104 Globalbeitragsberechtigung In Absatz 1 wird festgehalten, dass der Bund den Kantonen Globalbeiträge nach Artikel 34 Absatz 1 des CO2-Gesetzes für die Förderung von Massnahmen zur langfristigen Verminderung der CO2-Emissionen einschliesslich Senkung des Stromverbrauchs im Winterhalbjahr bei Gebäuden gewährt, wenn (a) die Anforderungen nach den Artikeln 55 bis 60 der EnV eingehalten sind, (b) mit den Massnahmen wirksam CO2-Emissionen einschliesslich Senkung des Stromverbrauchs im Winterhalbjahr vermindert und (c) die Massnahmen kantonsübergreifend harmonisiert umgesetzt werden. Der Verweis in Buchstabe a auf die Bestimmungen der EnV stellt klar, dass die vom Kanton bereitzustellenden Mittel (eigener kantonaler Kredit) auf das betreffende Programm bezogen sein müssen, welches mit den Globalbeiträgen des Bundes gefördert werden soll. Dies bedeutet, dass der Kanton zumindest einen Kredit für ein Programm nach Artikel 34 Absatz 3 Buchstabe a des CO2-Gesetzes bereitstellen muss (direkte Massnahmen). Gleichzeitig muss der vom Kanton gegenüber dem Bund deklarierte bewilligte jährliche Kredit gemäss Artikel 34 Absatz 3 Buchstabe b des CO2-Gesetzes mindestens zu 80 Prozent für Massnahmen zur Energie- und Abwärmenutzung nach Artikel 50 des EnG eingesetzt werden, damit die 80 Prozent-Regelung nach Artikel 106 eingehalten werden kann. Das Erfordernis der Bereitstellung eines finanziellen Kredits (vgl. Art. 55 Abs. 2 Bst. b EnV) besteht nur für den Erhalt eines Ergänzungsbeitrages. Den Sockelbetrag erhält der Kanton unabhängig davon, ob er einen kantonalen Kredit bereitgestellt hat. Die Buchstaben b und c entsprechen dem Inhalt des bisherigen Artikels 104 Absatz 2 Buchstabe a und b. Massnahmen sind insbesondere wirksam, wenn sie ein gutes Kosten- Nutzen-Verhältnis, möglichst keine Mitnahmeeffekte aufweisen und ein grosses Anwendungspotenzial haben. Damit die Massnahmen schliesslich harmonisiert umgesetzt werden können, muss sich jeder Kanton mindestens zur Umsetzung einer der drei Varianten des Basisförderprogramms (Gebäudesanierung mit Einzelmassnahmen, Gebäudesanierung in umfangreichen Etappen, umfassende Gebäudesanierung ohne Etappierung) aus dem Harmonisierten Fördermodell der Kantone (HFM 2015) verpflichten. Neben dem Basisförderprogramm steht es dem Kanton frei, dem Verwendungszweck der Globalbeiträge entsprechende zusätzliche Massnahmen aus dem HFM 2015 zu fördern. Die im HFM 2015 enthaltenen Förderbeitragsbedingungen, Förderbeitragsunter- sowie -obergrenzen (max. 50 Prozent der Gesamtinvestitionen) sind in jedem Fall einzuhalten. 16

400 Teilrevision der CO2-Verordnung Absatz 2 hält sodann explizit fest, dass insbesondere Massnahmen, die (a) in Unternehmen umgesetzt werden, die einer Verminderungsverpflichtung nach dem CO2-Gesetz unterliegen oder am Emissionshandel (EHS) teilnehmen und (b) die im Rahmen von Vereinbarungen mit dem Bund nach Artikel 4 Absatz 3 des CO2-Gesetzes zur Erreichung des gesetzlichen Reduktionsziels umgesetzt werden, ohne dass damit eine zusätzliche Emissionsverminderung erzielt wird, sowie (c) Massnahmen, die bereits anderweitig durch den Bund (z.b. Wettbewerbliche Ausschreibungen, EnergieSchweiz usw.) oder einer privaten Organisation im Klimabereich (z.b. Klimarappen, KliK usw.) unterstützt werden, ohne dass damit eine zusätzliche Emissionsverminderung erzielt wird, nicht globalbeitragsberechtigt sind. Damit soll eine klare Abgrenzung der verschiedenen Instrumente des Energie- und CO2- Gesetzes erreicht und Doppelzählungen resp. eine doppelte Anrechnung von Wirkungen ausgeschlossen werden. Art. 105 Verfahren Da die Grundlagen für die Globalbeiträge neu im EnG und damit auch in der EnV geregelt werden, verweist der neue Artikel 105 für das Verfahren auf die Artikel 63, 64 und 67 der EnV, wobei (a) der Kanton im Gesuch um Globalbeiträge zusätzlich zu den Voraussetzungen in Artikel 63 Absatz 1 der EnV erklären muss, ein Programm mit Massnahmen nach Artikel 104 durchzuführen und (b) das BFE das Gesuch in Ergänzung der Bestimmung des Artikels 64 der EnV zur Kenntnisnahme an das BAFU weiterleitet. Die Buchstaben a und b entsprechen dem Inhalt des bisherigen Artikels 105 Absätze 2 und 3 der CO2-Verordnung. Art. 106 Einsatz der Mittel Der neue Artikel 106 sieht vor, dass der Kanton mindestens 80 Prozent der Mittel, die sich aus den Globalbeiträgen des Bundes und den vom Kanton für das betreffende Programm selbst bereitgestellten und für die Berechnung der Ergänzungsbeiträge (vgl. Art. 34 Abs. 3 Bst. b CO2-Gesetz) massgebenden Krediten ergeben, für Massnahmen zur Energie- und Abwärmenutzung nach Artikel 50 des EnG einsetzen muss. Damit soll sichergestellt werden, dass primär Massnahmen gefördert werden, die eine nachweisbare Wirkung (Art. 104 Abs. 1 Bst. b) haben. Massnahmen zu Information und Beratung (Art. 47 EnG) sowie Aus- und Weiterbildung (Art. 48 EnG) sind wichtige Eckpfeiler, können jedoch nicht resp. nur sehr aufwändig mit einem Wirkungsmodell hinterlegt werden. Art. 107 Auszahlung Der bisherige Artikel 108 wird materiell unverändert aus der geltenden CO2-Verordnung in Artikel 107 übernommen. Die Auszahlung der Globalbeiträge soll in der Regel einmalig jeweils Mitte Jahr erfolgen. Sie können, wenn es finanztechnisch für die Kantone von Vorteil ist, auf Antrag der Kantone auch in Tranchen ausbezahlt werden. Art. 108 Vollzugskosten Absatz 1 übernimmt den Inhalt des bisherigen Artikels 109 Absatz 1 bis auf kleine redaktionelle Anpassungen bedingt durch Artikel 34 Absatz 1 des CO2-Gesetzes bzw. die Ausrichtung des gesamten teilzweckgebunden Ertrags in Form von Globalbeiträgen an die kantonalen Programme, materiell unverändert. Absatz 2 entspricht dem bisherigen Artikel 109 Absatz 2 und wird materiell unverändert aus der geltenden CO2-Verordnung übernommen. 17

401 Teilrevision der CO2-Verordnung Art. 109 Kommunikation Der neue Artikel 109 sieht in Absatz 1 vor, dass das BFE für die gesamtschweizerische Kommunikation des Programms zur Verminderung von CO2-Emissionen bei Gebäuden zuständig sein soll. Zudem soll es Grundsätze festlegen können, die eine kantonsübergreifend einheitliche Kommunikation gewährleisten. Damit soll sichergestellt werden, dass eine zentrale Plattform für das Gebäudeprogramm betrieben und zur Verfügung gestellt wird sowie einen einheitlichen Zugang für alle Interessierten gewährleistet ist. In Absatz 2 wird sodann vorgesehen, dass der Kanton seine Förderprogramme bekannt machen und angemessen darauf hinweisen soll, dass ein Teil der Fördermittel aus den Erträgen der CO2-Abgabe stammt. Damit sollen die Kantone verpflichtet werden, die Bevölkerung und Unternehmen zu sensibilisieren und aufzuzeigen, woher die finanziellen Mittel für dieses Förderinstrument stammen (Schaffung von Transparenz). Art. 110 Berichterstattung Da die Grundlagen für die Globalbeiträge neu im EnG und damit auch in der EnV geregelt werden, verweist der neue Artikel 110 Absatz 1 für die Berichterstattung auf den Artikel 59 der EnV. Nach Absatz 2 muss der Bericht zusätzlich zu den Angaben in Artikel 59 Absatz 3 der EnV pro gefördertes Projekt und aufgeteilt nach den einzelnen Massnahmen angemessen Auskunft geben über die mit dem Förderprogramm erwarteten und erzielten Emissionsverminderungen. Absatz 3 hält sodann fest, dass das BFE den Bericht zur Kenntnisnahme an das BAFU weiterleitet. Die Absätze 2 und 3 entsprechen dem Inhalt des bisherigen Artikels 110 Absatz 1 Buchstabe a und Absatz 2 der CO2-Verordnung. Art. 111 Kontrolle Da die Grundlagen für die Globalbeiträge neu im EnG und damit auch in der EnV geregelt werden, verweist der neue Artikel 111 für die Kontrolle der korrekten Verwendung der Globalbeiträge auf den Artikel 60 der EnV. Art. 111a Gestützt auf den in der Energiestrategie 2050 vorgesehenen Mechanismus zwischen der Energieund CO2-Gesetzgebung (vgl. Art. 52 Abs. 5 EnG und Art. 34 Abs. 4 CO2-Gesetz) ist der heutige Artikel 111a (Verwendung der rückerstatteten finanziellen Mittel) CO2-Verordnung nicht mehr erforderlich und wird deshalb im Rahmen der Änderungen des 9. Kapitels der CO2-Verordnung aufgehoben. 1a. Abschnitt: Unterstützung von Projekten zur direkten Nutzung der Geothermie für die Wärmebereitstellung Art. 112 Beitragsberechtigung Mit Mitteln aus der CO2-Abgabe können Projekte zur direkten Nutzung der Geothermie dann unterstützt werden, wenn sie die Anforderungen von Anhang 12 erfüllen (Abs. 1). Unterstützt werden sämtliche Schritte der direkten Nutzung, von der Prospektion, sprich den ersten Untersuchungen zur Findung eines Geothermie-Reservoirs, bis hin zu dessen Erschliessung (inklusive eines allfälligen Schliessens des Wasserkreislaufes durch die Rückführung des entnommenen Wassers in den Untergrund; dies ist je nach Kanton vorgeschrieben oder nicht). Absatz 2 sieht analog zu den Förderbestimmungen im EnG vor, dass der Beitrag maximal 60 Prozent der anrechenbaren Kosten beträgt. Letztere werden in Anhang 12 festgelegt. 18

402 Teilrevision der CO2-Verordnung Art. 113 Gesuch Zuständig für die Beurteilung von Gesuchen auf einen Beitrag für ein Projekt zur direkten Nutzung der Geothermie ist nach Absatz 1 das BFE. Gemäss Absatz 2 muss ein Gesuch den Anforderungen nach Anhang 12 Ziffer 3.1 entsprechen. Weiter muss es den Nachweis enthalten, dass die Gesuche der für das Projekt notwendigen Bewilligungen und Konzessionen bei den zuständigen Behörden vollständig eingereicht wurden. Dadurch soll sichergestellt werden, dass die Gesuchsprüfung durch das BFE und die weiteren für das Projekt durchzuführenden Bewilligungs- und Konzessionsverfahren zeitgleich stattfinden können. Schliesslich muss zum Zeitpunkt der Einreichung des Gesuchs die Finanzierung des Projekts gesichert sein. Die Finanzierung gilt dann als gesichert, wenn vorbehältlich der ersuchten Unterstützung die für die Durchführung des Projekts notwendigen Finanzmittel vorliegen oder verbindlich sichergestellt sind. Dadurch werden einerseits unnötige umfangreiche Abklärungen sowohl auf Seiten des Antragstellers als auch des BFE vermieden und andererseits wird sichergestellt, dass die öffentlichen Mittel erst dann gebunden werden, wenn eine hohe Wahrscheinlichkeit der Ausführung des Projekts besteht. Das für die Beurteilung von Projekten zur direkten Nutzung der Geothermie notwendige Wissen ist sehr spezifisch. Zudem gibt es nur wenig Erfahrung in diesem Bereich. Aus diesem Grund zieht das BFE nach Absatz 1 ein Expertengremium aus unabhängigen Fachleuten bei, das das Gesuch bzw. das Projekt prüft und dem BFE eine Empfehlung abgibt Zudem kann der Standortkanton eine Vertreterin oder einen Vertreter in das Expertengremium entsenden, um ein koordiniertes Vorgehen zwischen den parallel laufenden kantonalen Verfahren betreffend die notwendigen Bewilligungen und Konzessionen und dem Prüfverfahren zur Unterstützung des Projekts auf Bundesebene zu gewährleisten. Geht es um die Beurteilung des Projekts, so hat die Kantonsvertreterin oder der Kantonsvertreter aufgrund der vorhandenen Interessenkonflikte (Kanton als Konzessionsgeber, Bewilligungsbehörde und Aufsichtsbehörde sowie gelegentlich auch direkter oder indirekter Projektpartner) keine Stimme. Dies gilt insbesondere für die Erarbeitung der Empfehlung zuhanden des BFE (Abs. 3 und 4). Die jeweils zu erbringenden Leistungen und Gegenleistungen im Rahmen der Beitragsgewährung sind auf Grund der Komplexität, der fallspezifischen Inhalte und der mehrjährigen Bindung zwischen Antragsteller und dem Bund vertraglich zu regeln (Abs. 5) Art. 113a Reihenfolge der Berücksichtigung Werden mehr Förderanträge gestellt als Mittel zur Verfügung stehen und liegen keine Umstände oder Hinweise vor, dass ein beantragtes Projekt die Voraussetzung offensichtlich nicht erfüllt, wird es in die Warteliste aufgenommen (Abs. 1) Stehen wieder Mittel zur Verfügung, werden die Gesuche vorab bearbeitet, die am weitesten fortgeschritten sind. So wird ein Anreiz geschaffen, Projekte auch dann voranzutreiben, wenn gerade keine Gelder zur Verfügung stehen. Sind zwei Projekte gleichauf, wird zuerst jenes berücksichtigt, welches das Gesuch auf eine Garantie oder einen Betrag früher eingereicht hat. Art. 113b Rückforderung Für die allfällige Rückforderung von Beiträgen gilt grundsätzlich das Bundesgesetz vom 5. Oktober 1990 über Finanzhilfen und Abgeltungen (Subventionsgesetz; SuG [SR 616.1]). Beiträge sollen zusätzlich auch dann zurückgefordert werden können, wenn das Projekt erfolgreich war und damit übermässige Gewinne erwirtschaftet werden, welche die Subventionierung im Nachhinein als unnötig erscheinen lassen (Abs. 1). Mündet ein Projekt nicht in der angestrebten direkten Nutzung der Geothermie, kann es trotzdem sinnvoll bzw. wünschenswert sein, wenn die Bohrungen und die Anlage anderweitig genutzt werden. Da eine anderweitige Nutzung gemäss Artikel 29 SuG die Rückerstattungspflicht auslösen würde, wird eine solche in Absatz 2 auf den Fall, in dem mit der anderweitigen Nutzung ein Gewinn erzielt wird, 19

403 Teilrevision der CO2-Verordnung eingeschränkt: Nur in diesem Fall kann das BFE die anteilsmässige oder vollständige Rückzahlung verfügen So können gemachte Bohrungen auch ohne wirtschaftlichen Zweck bspw. im Rahmen von Forschungsobjekten genutzt werden, ohne dass die ausbezahlten Gelder rückerstattet werden müssen. Damit eine allfällige Rückforderung geprüft werden kann, ist das BFE über geplante Umnutzungen o- der Veräusserungen vorab zu informieren (Abs. 3). 3. Abschnitt: Verteilung an die Bevölkerung und 4. Abschnitt: Verteilung an die Wirtschaft Art. 119, 120, 124 und 125 Bei der Rückverteilung der Abgabeerträge an die Bevölkerung und an die Wirtschaft wird neu die Verteilung der nicht ausgeschöpften Mittel gemäss Artikel 34 Absatz 4 des CO2-Gesetzes berücksichtigt. Um grössere Verwerfungen im Bundeshaushalt zu vermeiden, sollen die nicht ausgeschöpften Mittel mittels Kreditverschiebung gemäss Artikel 20 Absatz 5 der Finanzhaushaltsverordnung (FHV; SR ) jeweils im gleichen Jahr an die Wirtschaft rückverteilt werden (Art. 124 und 125). Da allerdings erst Mitte des Jahres die Höhe der nicht ausgeschöpften Mittel bekannt ist, verschiebt sich der Zeitpunkt der Verteilung durch die Ausgleichskassen von Ende Juni auf Ende September (Art. 125 Abs. 2). Der Anteil der Bevölkerung an den nicht ausgeschöpften Mitteln wird jeweils bei der Ertragsverteilung im übernächsten Jahr ausgeglichen (Art. 119 und 120). 11. Kapitel: Vollzug Art. 130 Abs. 2 und Abs. 4 bis Vollzugsbehörden Absatz 2 wird um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper erweitert. Absatz 4 bis erfährt eine kleine redaktionelle Anpassung bedingt durch die Änderung von Artikel 34 Absatz 1 des CO2-Gesetzes. Zudem wird der Satzteil «im Einvernehmen mit dem BAFU» gestrichen, da gemäss dem Bericht Gebäudeprogramm von Bund und Kantonen, Evaluation der Programmorganisation der Eidgenössischen Finanzkontrolle vom März 2013 für den Vollzug resp. die Umsetzung des gesamten Gebäudeprogramms das BFE zuständig sein soll. 8 Die Federführung für die strategischen Aufgaben im Rahmen des CO2-Gesetzes für den Gebäudesektor (u.a. Rechtsgrundlagen, Zielvorgaben) liegt grundsätzlich weiterhin beim BAFU (siehe S. 55, Empfehlung 1). Weiter wird in diesem Absatz neu auch festgehalten, dass das BFE die Bestimmungen über die Beiträge für die direkte Nutzung der Geothermie (Art. 113a 113d) vollzieht. Art. 132 erster Satz Aufwandsentschädigung Die Entschädigung für den Vollzugsaufwand beträgt aufgrund der Erhöhung des Abgabesatzes von 84 auf 96 Franken pro Tonne CO2 auf den 1. Januar 2018 (vgl. Anhang 11) neu 1,4 Prozent der Einnahmen aus der CO2-Abgabe. Die Aufwandsentschädigung umfasst neu ebenfalls die Sachmittel im Umfang von maximal 0,5 Millionen Franken zur Unterstützung von Projekten zur direkten Nutzung der Geothermie für die Wärmebereitstellung. Art. 134 Abs. 1 Bst. a Datenbearbeitung Absatz 1 Buchstabe a übernimmt und präzisiert geltendes Recht. 8 vgl. 20

404 Teilrevision der CO2-Verordnung Art. 135 Bst. c und c bis Anpassung der Anhänge Buchstabe c wird um die Fahrzeugkategorie Lieferwagen und leichte Sattelschlepper erweitert und der Verweis auf den Anhang wird angepasst. Der neue Buchstabe c bis regelt die jährliche Anpassung des Anhangs Kapitel: Schlussbestimmungen 2b. Abschnitt: Übergangsbestimmungen Art. 146d In Übereinstimmung mit Artikel 10 Absatz 2 des CO2-Gesetzes, der für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper keine verbindlichen Zielwerte vor 2020 enthält, sind für diese Fahrzeugkategorie sämtliche Bestimmungen des 3. Kapitels der CO2-Verordnung erst ab dem Jahr 2020 anwendbar. Art. 146e Art. 146e ermöglicht, dass mit der ersten Einlage des Ertrags aus der CO2-Sanktion in den Nationalstrassen- und Agglomerationsverkehr-Fonds (NAF) gemäss Artikel 37 auch die aus den Referenzjahren 2015 und 2016 vorhandenen Mittel des zweckgebundenen Fonds CO2-Sanktion Personenwagen in den NAF übertragen werden können. Gemäss der bisherigen Regelung würden diese Mittel Ende Dezember 2017 dem Infrastrukturfonds zugewiesen werden, welcher am 1. Januar 2018 durch den NAF ersetzt wird. Ziff. III Mit der Inkraftsetzung der Artikel 37 und 146e bereits per 1. Dezember 2017 soll vermieden werden, dass Ende 2017 noch einmal eine Einlage in den Infrastrukturfonds auf der Basis des nicht-repräsentativen Endjahresstands 2015 vorgenommen werden muss. 7. Erläuterungen der Anhänge Anhang 3: Emissionsverminderungen im Inland, für die keine Bescheinigungen ausgestellt werden Mit der am 1. August 2016 in Kraft getretenen Änderung des Mineralölsteuergesetzes (MinöStG; SR ) werden die in Artikel 12b MinöStG geregelten Treibstoffe neu nicht mehr als Treibstoffe aus erneuerbaren Rohstoffen sondern als biogene Treibstoffe bezeichnet. Entsprechend wird diese Bezeichnung auch in Anhang 3 Buchstabe d der CO2-Verordnung angepasst. Anhang 4: Berechnung der CO 2-Emissionen von Fahrzeugen ohne Angaben nach Artikel 24 oder 25 Absatz 1 Der Verweis auf Artikel 7 VTS beim für die Berechnung der CO2-Emissionen massgebenden Leergewicht befindet sich neu in Artikel 25 Absatz 2. Für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper gelten die Formeln aufgrund der gleichartigen technischen Beschaffenheit und der identischen Messverfahren gleichermassen. 21

405 Teilrevision der CO2-Verordnung Anhang 4a: Berechnung der individuellen Zielvorgabe Der neue Anhang 4a übernimmt den Inhalt des bisherigen Anhangs 5 und ergänzt gewisse Elemente. In Ziffer 1 werden neu die Berechnungsformeln für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper eingefügt. Ausserdem werden Änderungen von Parameterwerten wie Zielwert und Steigungskoeffizient per 2020 entsprechend den EU-Regelungen festgelegt. In Ziffer 2 wird der durchschnittliche Leergewichtswert (Referenzleergewicht) für die Berechnung der individuellen Zielvorgabe gemäss Ziffer 1 festgelegt. Aufgrund der Geltung der Regelung für Lieferwagen und leichte Sattelschlepper ab 2020 wird das Referenzleergewicht für diese Fahrzeugkategorie erstmals nach dem Jahr 2018 berechnet und im Anhang 4a verankert. Eine grundsätzliche Änderung betrifft die Festlegung des Referenzleergewichts, das einen Kalibrierungsparameter für die Gewichtskorrektur bei der Berechnung der individuellen Zielvorgabe darstellt. Bei Personenwagen wurde das Referenzleergewicht bisher aus den Leergewichtseinträgen gemäss dem Prüfungsbericht A bestimmt. Das so ermittelte Referenzleergewicht kann vom Durchschnittsgewicht gemäss den Datenquellen nach den Artikeln 24 und 25 abweichen. Zur Vermeidung einer systematischen Differenz wird künftig das Referenzleergewicht Mt-2 aus den im jeweiligen Referenzjahr nach den Artikeln 24 und 25 erfassten Daten bestimmt. Bei Lieferwagen und leichten Sattelschleppern werden zur Berechnung der Durchschnittswerte in den Jahren 2018 und 2019 die maximalen Typengenehmigungswerte verwendet. Im Anschluss gelten ebenfalls die im Vollzug erfassten Werte. Die Umstellung auf einheitliche Gewichtsdefinitionen wird spätestens ab dem Jahr 2020 mit der flächendeckenden Verwendung COC-basierter Daten unumgänglich. Anhang 5: Sanktion bei Überschreiten der individuellen Zielvorgabe Anhang 5 hält die jährlich gemäss Artikel 29 festzulegenden Beträge pro Gramm Zielwertüberschreitung nach Artikel 13 Absatz 1 und 2 des CO2-Gesetzes für die Referenzjahre 2017 und 2018 fest. Die Berechnung der Sanktion erfolgt stufenweise. Bei einer Überschreitung der individuellen Zielvorgabe von beispielsweise 4,7 Gramm berechnet sich die Sanktion pro Fahrzeug für das Referenzjahr 2018 wie folgt: 5.50 Franken Franken Franken + 1,7 mal Franken = Franken pro Fahrzeug. Anhang 7: Tätigkeiten, die zur Teilnahme am EHS oder zur Abgabebefreiung mit Verminderungsverpflichtung berechtigen Ziffer 18 Die zur Teilnahme am EHS oder zur Abgabebefreiung mit Verminderungsverpflichtung berechtigenden Tätigkeiten umfassen neu auch den Betrieb von dampfbetriebenen Lokomotiven. Anhang 11: Tarif der CO 2-Abgabe auf Brennstoffen: 96 Franken pro Tonne CO 2 Der Abgabesatz beträgt ab dem 1. Januar 2018 neu 96 Franken pro Tonne CO2, da die CO2-Emissionen aus Brennstoffen im Jahr 2016 das Zwischenziel gemäss CO2-Verordnung von 73 Prozent relativ zum Basisjahr 1990 überstiegen (Art. 94 Abs. 1 Bst. c Ziff. 1). 22

406 Teilrevision der CO2-Verordnung Zudem werden die Tarife für den fossilen Anteil von sogenanntem Bioheizöl (Zolltarifnummer ) und Biodiesel als Brennstoff (Zolltarifnummer ) dem Tarif für fossiles Heizöl extraleicht von Franken je 1000 Liter angeglichen. Ohne diese Anpassung würde schon die Beimischung von Kleinstmengen von biogenen Brennstoffen dazu führen, dass für den fossilen Anteil ein geringerer Abgabesatz geltend gemacht werden kann. Zu beachten ist, dass insbesondere die Erhöhung der CO2-Abgabe und die als Folge notwendigen Änderungen der CO2-Verordnung nicht in Zusammenhang mit dem neuen Energiegesetz bzw. der in diesem Rahmen erfolgten Änderung des CO2-Gesetzes stehen. Anhang 12: Direkte Nutzung der Geothermie Ziffer 1 Prospektion und Erschliessung Bei der Unterstützung der direkten Geothermie wird, wie in der Ressourcenindustrie üblich, unterschieden zwischen der Prospektion einerseits sowie der Erschliessung andererseits. Im Rahmen der Prospektion wird eine vermutete Geothermie-Ressource grossflächig durch erdwissenschaftliche Methoden indirekt charakterisiert, um die Erfolgswahrscheinlichkeit einer späteren Fündigkeit zu erhöhen (Ziff. 1.1). In einem zweiten Schritt erfolgt die Erschliessung, welche die Exploration (Nachweis der Ressource mittels einer Explorationsbohrung), das Fördern des Heisswassers sowie das allfällige Rückführen je nach kantonalen und kommunalen Vorschriften des Wassers in den Untergrund umfasst (Ziff. 1.2). Sind Prospektionsarbeiten abgeschlossen, können danach Beiträge für die Erschliessung geleistet werden. Erschliessungsarbeiten umfassen Explorationsarbeiten und die Arbeiten im Untergrund, um das Geothermie-Reservoir nutzen zu können. Explorationsarbeiten haben das Ziel, den Nachweis einer vermuteten Ressource und deren Ertragspotenzial zu liefern. Für die Nutzung des Geothermie- Reservoirs kann das Niederbringen einer zweiten Bohrung notwendig sein, deren Aufgabe es ist, das geförderte Thermalwasser nach Energieentzug wieder dem Reservoir zuzuführen. Letztere Arbeiten zur Schliessung des hydrologischen Zyklus beruht im Allgemeinen auf gesetzlichen Auflagen oder auf dem Bestreben einer haushälterischen Nutzung der Geothermie-Reservoirs. Ziffer 2 Anrechenbare Investitionskosten Auch bei den anrechenbaren Investitionskosten wird zwischen solchen für die Prospektion (Ziff. 2.1) und solchen für die Erschliessung (Ziff. 2.2) unterschieden. Gemäss dem Einleitungssatz sind die aufgezählten Investitionskosten nur insoweit anrechenbar, als dass sie tatsächlich entstanden und für die jeweilige Zweckerreichung der Massnahmen unmittelbar notwendig sind. Diese Massnahmen müssen weiter wirtschaftlich und zweckmässig ausgeführt werden; überdimensionierte oder anderweitig in Qualität oder Umfang unnötige Massnahmen ( Goldstandard ) sind nicht angemessen und deren Kosten daher nicht anrechenbar. Ziffern 3 und 4 Verfahren Aufgrund der oben erwähnten Aufteilung der Erkundung in die Prospektion und die Erschliessung sind auch zwei entsprechende Beiträge mit je einem separaten Verfahren vorgesehen. Das Gesuch auf Unterstützung der Erschliessung kann nur eingereicht werden, wenn vorgängig namentlich eine Prospektion durchgeführt wurde (Ziff. 4.1). Im Übrigen kann für das Gesuch, das Expertengremium, den Vertrag sowie die Projektführung und den Projektabschluss sinngemäss auf die Ausführungen zu den Anhängen 1 und 2 der EnV verwiesen werden 9. 9 vgl. dazu die Erläuterungen vom November 2017 zur Totalrevision der EnV. 23

407 Teilrevision der CO2-Verordnung Ziffer 5 Geodaten Wenn Private erdwissenschaftliche Erkundungen auf eigene Rechnung und eigenes Risiko durchführen, so stehen diesen auch die Rechte an den gewonnenen geologischen Daten und Informationen zu; vorbehalten bleiben Regelungen der kantonalen Gesetzgebung über die Nutzung des Untergrunds, welche eine Verpflichtung zur Datenlieferung an den Kanton beinhalten. Wenn der Bund die Prospektion und Erschliessung mitfinanziert, so soll er damit auch die Rechte zur Nutzung der gewonnenen geologischen Informationen für die Zwecke der Landesgeologie erhalten. Daneben soll auch der Standortkanton die Geodaten unentgeltlich erhalten. Nach dem Übereinkommen über den Zugang zu Informationen, die Öffentlichkeitsbeteiligung an Entscheidungsverfahren und den Zugang zu Gerichten in Umweltangelegenheiten (Aarhus-Konvention; SR ) bzw. gemäss Artikel 7 Absatz 8 des Bundesgesetzes vom 7. Oktober 1983 über den Umweltschutz (SR ; USG) handelt es sich bei Prospektions-Daten im Bereich der Geothermie um Umweltinformation, welche grundsätzlich dem Öffentlichkeitsprinzip untersteht (vgl. Art. 10g Abs. 1 und 2 USG). Sobald der Bund im Besitz solcher Daten ist, müssen diese grundsätzlich auch der Öffentlichkeit zur Verfügung gestellt werden. Sekundäre Geodaten, also solche, welche durch Interpretation von primären geologischen Daten gewonnen werden, stellen regelmässig eine geistige Leistung dar; an ihnen bestehen Urheberrechte und sie dürfen auch unter dem Öffentlichkeitsprinzip nicht ohne weiteres veröffentlicht werden (Art. 10g Abs. 2 USG i.v.m. Art. 6 Abs. 2 des Bundesgesetzes vom 17. Dezember 2004 über das Öffentlichkeitsprinzip der Verwaltung [SR 152.3; BGÖ]). Deshalb soll das Bundesamt für Landestopographie swisstopo zwar sämtliche zur Verfügung gestellten Daten intern nutzen, aber der Öffentlichkeit nur primäre und prozessierte primäre Daten zur Verfügung stellen dürfen. Private, die geothermische Erkundungen durchführen, sollen das Privileg haben, die gewonnenen Informationen während kurzer Zeit für die Einreichung eines Gesuchs für eine Nutzungs-Bewilligung bzw. Nutzungs-Konzession exklusiv nutzen zu können. Während dieser Zeit sind die Daten als geschützt zu betrachten und deshalb der Öffentlichkeit nicht zugänglich zu machen (Art. 10g Abs. 2 USG i.v.m. Art. 7 Abs. 1 Bst. g BGÖ). Deshalb sollen die swisstopo zur Verfügung gestellten Daten erst nach Ablauf von 24 Monaten seit Abschluss der Prospektion und nach Ablauf von 12 Monaten seit Abschluss der Erschliessung veröffentlicht werden. Die unterschiedlichen Fristen gründen auf dem zeitlichen Mehraufwand nach erfolgter Prospektion, eine Erschliessungskampagne zu planen, die notwendigen behördlichen Bewilligungen zu erhalten und die Finanzierung zu sichern. 24

408 [Signature] [QR Code] Verordnung über die Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich (GebV-En) Änderung vom Der Schweizerische Bundesrat verordnet: I Die Verordnung vom 22. November über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich wird wie folgt geändert: Ingress gestützt auf Artikel 28 des Stauanlagengesetzes vom 1. Oktober (StAG), auf Artikel 52a des Wasserrechtsgesetzes vom 22. Dezember , auf Artikel 61 des Energiegesetzes vom 30. September (EnG), auf Artikel 83 des Kernenergiegesetzes vom 21. März , auf die Artikel 21 Absatz 5 und 28 des Stromversorgungsgesetzes vom 23. März , auf Artikel 52 Absatz 2 Ziffer 4 des Rohrleitungsgesetzes vom 4. Oktober , auf Artikel 55 des Gewässerschutzgesetzes vom 24. Januar , auf Artikel 42 des Strahlenschutzgesetzes vom 22. März und auf Artikel 46a des Regierungs- und Verwaltungsorganisationsgesetzes vom 21. März , 1 SR SR SR SR SR SR SR SR SR SR

409 Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich. V AS 2017 Änderung eines Ausdrucks Im ganzen Erlass wird der Ausdruck «Bundesamt» durch «BFE» ersetzt. Art. 1 Abs. 1 und 4 1 Diese Verordnung regelt die Gebühren für Verfügungen, Dienstleistungen sowie für Aufsichtstätigkeiten: a. des Bundesamts für Energie (BFE); b. der im Bereich Energie mit dem Vollzug betrauten Organisationen und Personen des öffentlichen und privaten Rechts (andere Vollzugsorgane); und c. der Vollzugsstelle. 4 Aufgehoben Art. 2 Verzicht auf Gebühren 1 Keine Gebühren werden erhoben für die Verfahren zur Gewährung von Bundesbeiträgen. 2 Von Absatz 1 ausgenommen sind die Verfahren für die Erteilung von Geothermie- Erkundungsbeiträgen und Geothermie-Garantien. Art. 3a Auslagen Zu den Auslagen gehören auch Übernachtungs- und Verpflegungskosten, die dem BFE in Ausübung seiner Aufgaben anfallen. Art. 9 Abs. 1 Bst. c 1 Das BFE erhebt Gebühren namentlich für: c. Bewilligungen, Verfügungen sowie Dienstleistungen auf der Grundlage des Wasserrechtsgesetzes und des Gewässerschutzgesetzes; Art. 10 Gebühren im Bereich allgemeine Energie 1 Das BFE erhebt Gebühren namentlich für: a. Bewilligungen; b. Anerkennungen von Prüfstellen; c. Verfügungen von Massnahmen im Zusammenhang mit der nachträglichen Kontrolle von Anlagen und Geräten. 2 Das BFE und die Vollzugsstelle können Gebühren erheben für Auskünfte nach Artikel 99 Absätze 1 und 3 der Energieförderungsverordnung vom 11, die umfangreiche Abklärungen erfordern. 11 SR 2

410 Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich. V AS 2017 Art. 13c Gebühren im Bereich Zielvereinbarungen Die vom BFE nach den Artikeln 49 Absatz 1 Buchstaben a und c und 51 Absatz 4 der Energieverordnung vom 12 beauftragten Dritten erheben Gebühren für: a. die Erarbeitung des Vorschlags für eine Zielvereinbarung mit den Unternehmen; b. die Unterstützung der Unternehmen beim Erstellen der jährlichen Berichterstattung über die Umsetzung der Zielvereinbarung. Art. 14a Gebühren im Bereich Geothermie 1 Das BFE kann eine Gebühr von maximal Franken erheben für die Bearbeitung eines Antrags auf Leistung: a. eines Geothermie-Erkundungsbeitrags für die Prospektion (Art. 33 Abs. 1 EnG); b. eines Geothermie-Erkundungsbeitrags für die Exploration (Art. 33 Abs. 1 EnG); c. eines Beitrags für die direkte Nutzung der Geothermie (Art. 34 Abs. 2 CO 2- Gesetz vom 23. Dezember ). 2 Es kann eine Gebühr von maximal Franken erheben für die Bearbeitung eines Antrags auf Leistung einer Geothermie-Garantie (Art. 33 Abs. 2 EnG). Art. 14b Gebührenerhebung durch die Vollzugsstelle Die Vollzugsstelle erhebt für ihre Kosten im Vollzug des Herkunftsnachweiswesens Gebühren nach Aufwand. II Diese Verordnung erhält neu einen Anhang 3 gemäss Beilage. III Die Verordnung tritt am 1. Januar 2018 in Kraft. Im Namen des Schweizerischen Bundesrates Die Bundespräsidentin: Doris Leuthard Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr 12 SR 13 SR

411 Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich. V AS 2017 Gebührenrahmen im Bereich des Herkunftsnachweiswesens Anhang 3 (Art. 14b) Gebühr in Franken Einheit 1. Registrierung und Erfassung Grundgebühr für eine Stromproduktionsanlage (je nach Anlagetyp) Grundgebühr für ein Benutzerkonto (je nach Kontotyp) Erfassung der produzierten Elektrizitätsmenge (je nach Anlagetyp) max. 200 pro Jahr max. 200 pro Jahr max pro MWh 2. Transaktionen Ausstellung von Herkunftsnachweisen (je nach Anlagentyp) max pro MWh Weitergabe von Herkunftsnachweisen im Inland max pro MWh Import und Export von Herkunftsnachweisen max pro MWh Erstellung von Daueraufträgen max. 200 pro Geschäftsfall 3. Entwertung Entwertung von Herkunftsnachweisen max pro MWh Erstellung einer Entwertungsbestätigung max. 100 pro Geschäftsfall 4

412 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK November 2017 Ausführungsbestimmungen zum neuen Energiegesetz vom 30. September 2016 Teilrevision der Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich Erläuterungen

413 Teilrevision der Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich Inhaltsverzeichnis 1. Einleitende Bemerkungen Grundzüge der Vorlage Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen...1

414 Teilrevision der Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich 1. Einleitende Bemerkungen Am 30. September 2016 hat das Parlament das totalrevidierte Energiegesetz (EnG) verabschiedet (BBl ). Mit diesem erfolgen auch Anpassungen in elf weiteren Bundesgesetzen. Das Stimmvolk hat die Vorlage am 21. Mai 2017 angenommen. Die Änderungen auf Gesetzesstufe haben Auswirkungen auf verschiedene Verordnungen. 1 Dazu gehört auch die Verordnung vom 22. November 2006 über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich (GebV-En; SR ). Damit ist diese Revision Bestandteil der aufgrund des neuen EnG notwendigen Anpassungen auf Verordnungsstufe. 2. Grundzüge der Vorlage Abgesehen von redaktionellen Anpassungen geht die Änderung der GebV-En insbesondere auf die neu für gewisse Vollzugstätigkeiten zuständige Vollzugstelle sowie die neu vorgesehenen Geothermie-Instrumente zurück. 3. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Die Änderungen auf Verordnungsstufe haben keine finanziellen, personellen oder andere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden. 4. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Die Änderungen auf Verordnungsstufe haben keine Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft. 5. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen Ingress Im Ingress ersetzt der neu massgebende Artikel 61 EnG den Artikel 24 des bisherigen Energiegesetzes. Unter Berücksichtigung der Änderung von Artikel 9 Absatz 1 Buchstabe c wird nunmehr auch Artikel 55 des Gewässerschutzgesetzes vom 24. Januar 1991 (GSchG; SR ) als Rechtsgrundlage genannt. Art. 1 Abs. 1 und 4 Gegenstand Neben einer rein redaktionellen Änderung (der Ausdruck Bundesamt wird im ganzen Erlass durch BFE ersetzt) wird der Anwendungsbereich der Gebührenverordnung in Absatz 1 auf die Tätigkeit der neuen Vollzugsstelle (vgl. Art. 64 EnG) ausgedehnt. Absatz 4 wird aufgehoben, weil die hier ehemals vorbehaltenen Regelungen der Energieverordnung im Zuge der Energiestrategie 2050 aufgehoben bzw. auf Gesetzesstufe verschoben wurden. 1 Vgl. dazu die ausführlichen Informationen zur Ausgangslage in den Erläuterungen zur Totalrevision der Energieverordnung (EnV) vom November

415 Teilrevision der Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich Art. 2 Verzicht auf Gebühren Dieser Artikel wird um einen zweiten Absatz in Form einer Ausnahmebestimmung ergänzt. Grundsätzlich werden für die Gewährung von Bundesbeiträgen keine Gebühren erhoben (Abs. 1). Dieser Grundsatz macht Sinn, weil der Bund ansonsten den betreffenden Geldbetrag mit der einen Hand geben und mit der anderen Hand wieder nehmen würde. Für die Verfahren zur Erteilung von Geothermie-Erkundungsbeiträgen und -Garantien, sei es im Rahmen der Erkundung oder des Baus von Geothermie-Anlagen, greift hierzu jedoch eine Ausnahme. Dies begründet sich damit, dass die Bearbeitung der entsprechenden Anträge sehr aufwändig ist und mit der Erhebung einer substantiellen Gebühr sichergestellt werden soll, dass nur ernsthafte und vollständige Anträge eingereicht werden. Art. 3a Auslagen Diese Bestimmung wird neu in die GebV-En aufgenommen. Die Gebührenerhebung für Auslagen, die ihm Rahmen der Vollzugstätigkeit einer Verwaltungsbehörde des Bundes anfallen, sind grundsätzlich in Artikel 6 der Allgemeinen Gebührenverordnung vom 8. September 2004 (AllgGebV; SR ) geregelt. Demnach gelten als Auslagen auch Reise- und Transportkosten. Diese können von den Behörden somit als Bestandteil der Gebühr in Rechnung gestellt werden. Unklar ist, ob vom Begriff der Reise- und Transportkosten auch Übernachtungs- und Verpflegungskosten erfasst sind. Das Bundesamt für Energie (BFE) muss im Rahmen seiner Aufsichtstätigkeit regelmässig an ein- oder mehrtätigen Sitzungen oder Besichtigungen teilnehmen. Die neue Bestimmung gewährleistet, dass die damit verbundenen Auslagen für Verpflegung und Übernachtung dem Verursacher auferlegt werden können. Dies gilt, wie bereits aus dem Anwendungsbereich der GebV-En (Art. 1 S. 1) hervorgeht, nur für Auslagen, die im Rahmen von Verfügungen, Dienstleistungen und der Aufsichtstätigkeit des BFE anfallen. Auf die Vollzugstätigkeit der anderen im Energiebereich tätigen Vollzugsorgane (vgl. Art. 1 Abs. 1 Bst. b) findet die neue Bestimmung keine Anwendung. Art. 9 Abs. 1 Bst. c Gebühren im Bereich Wasserkraftnutzung Absatz 1 Buchstabe c dieses Artikels wird durch die Erwähnung des GSchG ergänzt. Das BFE ist die verfahrensleitende Behörde für die Erteilung von Bundeskonzessionen und alle weiteren damit zusammenhängenden Arbeiten bei Grenzwasserkraftwerken (Art. 7 und 38 des Bundesgesetzes über die Nutzbarmachung der Wasserkräfte [WRG; ] in Verbindung mit Art. 1 Abs. 2 Bst. c der Verordnung über die Nutzbarmachung der Wasserkräfte [WRV; SR ]). Damit ist es namentlich auch zuständig für die Leitung der aufgrund des GSchG durchzuführenden Sanierungsverfahren bei Grenzwasserkraftwerken. Diese Ergänzung der Bestimmung gewährleistet, dass das BFE die damit verbundenen Vollzugskosten verursachergerecht in Rechnung stellen kann. Art. 10 Abs. 2 Gebühren im Bereich allgemeine Energie Dieser Artikel wird um einen zusätzlichen Absatz ergänzt, da die bisher in Artikel 3s Abs. 6 aenv enthaltene Bestimmung, wonach für gewisse Auskünfte im Bereich des Einspeisevergütungs- und Einmalvergütungssystem eine Gebühr erhoben werden kann, neu in die GebV-En verschoben wird. Der geänderten Kompetenzordnung entsprechend ist diese neue Bestimmung auch für die Vollzugsstelle massgebend. Der bisherigen Praxis entsprechend soll für simple Auskünfte zur Warteliste oder zu anderen Aspekten des Vollzugs indes keine Gebühr erhoben werden. Die Möglichkeit zur Gebührenerhebung wurde für komplexere Auskünfte geschaffen, deren Beantwortung mit einem zumindest nicht unerheblichen Aufwand verbunden ist. Art. 13c Gebühren im Bereich Zielvereinbarungen Diese Bestimmung wird redaktionell angepasst und materiell im Wesentlichen unverändert übernommen. 2

416 Teilrevision der Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich Art. 14a Gebühren im Bereich Geothermie Die Gebühren können bereits zum Zeitpunkt der Einreichung eines Antrags erhoben werden. Dies und die festgesetzte Maximalhöhe der Gebühren gewährleisten, dass sich das Bundesamt für Energie (BFE) nur mit gut fundierten und vollständigen Anträgen befassen muss und nicht für leichthin eingereichte Anträge umfangreiche und schlussendlich ergebnislose Abklärungen trifft oder veranlasst. Art. 14b Gebührenerhebung durch die Vollzugsstelle Die Vollzugsstelle deckt die Kosten, die ihr im Rahmen ihrer Vollzugsaufgaben im Bereich des Herkunftsnachweiswesens entstehen, durch Gebühren. Die Höhe der Gebühren richtet sich nach dem tatsächlichen Vollzugsaufwand (vgl. Art. 3 Abs. 2). Da dieser für die einzelnen Aufgaben unterschiedlich und jeweils von den konkreten Umständen abhängig ist (z.b. je nach Anlagetyp), enthält die Verordnung keinen genauen Gebührenkatalog; innerhalb der Gebührensätze gemäss dem neuen Anhang 3 besteht also ein gewisser Spielraum. Der von der Vollzugsbehörde gewählte Gebührenansatz unterliegt der Aufsicht des BFE. Stellt es Missbräuche fest z.b. in Form einer exzessiven Gebührenerhebung, macht es von den Mitteln Gebrauch, die ihm im Rahmen seiner Aufsichtsfunktion zustehen. 3

417 [Signature] [QR Code] Kernenergieverordnung (KEV) Änderung vom Der Schweizerische Bundesrat verordnet: I Die Kernenergieverordnung vom 10. Dezember wird wie folgt geändert: Art. 13 Bst. b Das Bundesamt ist zuständig für die Erteilung: b. der Zustimmung zur Vereinbarung über die Rücknahme radioaktiver Abfälle. Art. 24 Abs. 1 Bst. b Aufgehoben II Diese Verordnung tritt am 1. Januar 2018 in Kraft. Im Namen des Schweizerischen Bundesrates Die Bundespräsidentin: Doris Leuthard Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr 1 SR

418 Kernenergieverordnung AS

419 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK November 2017 Ausführungsbestimmungen zum neuen Energiegesetz vom 30. September 2016 Teilrevision der Kernenergieverordnung Erläuterungen

420 Teilrevision der Kernenergieverordnung 1. Einleitende Bemerkungen Am 30. September 2016 hat das Parlament das totalrevidierte Energiegesetz (EnG) verabschiedet (BBl ). Mit diesem erfolgen auch Anpassungen in elf weiteren Bundesgesetzen. Das Stimmvolk hat die Vorlage am 21. Mai 2017 angenommen. Die Änderungen auf Gesetzesstufe haben Auswirkungen auf verschiedene Verordnungen. 1 Dazu gehört auch die Kernenergieverordnung vom 10. Dezember 2004 (KEV; SR ). Damit ist die Revision Bestandteil der aufgrund des neuen EnG notwendigen Anpassungen auf Verordnungsstufe. 2. Grundzüge der Vorlage Das Parlament hat ein Verbot der Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente sowie derer Ausfuhr zu diesem Zweck beschlossen (Art. 9 KEG). In der Folge muss Artikel 13 Buchstabe b KEV angepasst werden. Weiter hat das Parlament die Erteilung der Rahmenbewilligung für die Erstellung eines Kernkraftwerks verboten. Als Folge daraus kann Artikel 24 Absatz 1 Buchstabe b KEV aufgehoben werden. 3. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf Bund, Kantone und Gemeinden Die Änderungen auf Verordnungsstufe haben keine Auswirkungen. 4. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft Die Änderungen auf Verordnungsstufe haben keine Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft. 5. Verhältnis zum europäischen Recht In den durch die vorliegenden Änderungen betroffenen Bereichen der Kernenergieverordnung bestehen keine Verpflichtungen der Schweiz gegenüber der EU. 6. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen Art. 13 Bst. b Die Streichung des zweiten Teilsatzes ergibt sich aus dem Verbot der Wiederaufarbeitung nach Artikel 9 KEG. Art. 24 Abs. 1 Bst. b Als Folge des Verbotes des Erteilens der Rahmenbewilligung für Kernkraftwerke bzw. des Baus neuer Kernkraftwerke nach Artikel 12a KEG erübrigt sich diese Bestimmung. 1 Vgl. dazu die ausführlichen Informationen zur Ausgangslage in den Erläuterungen zur Totalrevision der Energieverordnung (EnV) vom November 2017.

421 [Signature] [QR Code] Verordnung über die Landesgeologie (Landesgeologieverordnung, LGeolV) Änderung vom Der Schweizerische Bundesrat verordnet: I Die Landesgeologieverordnung vom 21. Mai wird wie folgt geändert: Art. 2 Bst. e g In dieser Verordnung bedeuten: e. primäre geologische Daten: Daten im Sinne von Messungen oder direkten Beschreibungen, Aufnahmen, Dokumentationen geologischer Eigenschaften, namentlich unprozessierte Signale und Messwerte, lithologische und geotechnische Beschreibungen von Bohrkernen und Bohrklein, Aufschlusskartierungen, Laboranalysen; f. prozessierte primäre geologische Daten: primäre geologische Daten, die im Hinblick auf eine Interpretation aufbereitet wurden, namentlich prozessierte geophysikalische Daten, Bohrprofile; g. sekundäre geologische Daten und Informationen: geologische Daten und Informationen, welche durch die Interpretation von primären oder prozessierten primären geologischen Daten entstehen, namentlich Interpretationen von geophysikalischen Daten, geologische Karten, geologische Profilschnitte, geologische Modelle. Art. 13 Abs. 2 Bst. a bis 2 Die geologischen Informationen werden wie folgt den Zugangsberechtigungsstufen nach Artikel 21 GeoIV zugewiesen: a bis. primäre geologische Daten, prozessierte primäre geologische Daten sowie unmittelbar zugehörige technische Daten und Metadaten, die von Dritten erhoben und der Fachstelle für Landesgeologie aufgrund der Regelungen über 1 SR

422 Landesgeologieverordnung AS 2017 Geothermie-Erkundungsbeiträge und Geothermie-Garantien der Energieverordnung vom 2 oder aufgrund der Regelungen über die direkte Nutzung der Geothermie für die Wärmebereitstellung der CO 2-Verordnung vom 30. November mitgeteilt werden: Zugangsberechtigungsstufe A; II Diese Verordnung tritt am 1. Januar 2018 in Kraft. Im Namen des Schweizerischen Bundesrates Die Bundespräsidentin: Doris Leuthard Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr 2 SR SR

423 Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK November 2017 Ausführungsbestimmungen zum neuen Energiegesetz vom 30. September 2016 Teilrevision der Landesgeologieverordnung Erläuterungen