Treibhausgase 2014: Deutlicher Rückgang

Der Treibhausgasausstoss der Schweiz betrug im Jahr 2014 gemäss Inventar des Bundesamts für Umwelt BAFU 48,7 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente. Er war 5 Millionen Tonnen niedriger als im Basisjahr 1990 und 3,9 Millionen Tonnen niedriger als 2013. Die deutliche Abnahme bei den Brennstoffen gegenüber dem Vorjahr ist auf die milderen Temperaturen während der Wintermonate zurückzuführen. Bei den Treibstoffen ist aufgrund der besseren CO2-Effizienz der Fahrzeuge ein leichter Rückgang der Emissionen zu beobachten.

Das Treibhausgasinventar der Schweiz, welches am 15. April 2016 an das UNO-Klimasekretariat übermittelt wurde, stellt den Ausstoss der für die Klimaerwärmung verantwortlichen Gase zusammen, die im CO2-Gesetz und im Kyoto-Protokoll geregelt sind. Er war mit 48,7 Millionen Tonnen der tiefste seit 1990. Die Treibhausgasemissionen werden dabei nicht witterungsbereinigt, sie schwanken also je nach Heizbedarf in den Wintermonaten beträchtlich. Da die Temperaturen der Wintermonate 2014 im Vergleich zu 2013 wesentlich milder waren, nahm der Ausstoss stark ab. Werden die besonderen klimatischen Einflüsse herausgerechnet, sind die Emissionen 2014 gegenüber dem Vorjahr um 0,5 Millionen Tonnen (1 Prozent) und gegenüber 1990 um 2,8 Millionen Tonnen (5 Prozent) gesunken. Die Entwicklung muss sich nun fortsetzen und verstärken, damit die Schweiz die nationalen und internationalen Reduktionsziele erreicht.

Emissionsentwicklung in den verschiedenen Sektoren

Im Gebäudesektor (Haushalte und Dienstleistungen) lagen die Emissionen 2014 30 Prozent tiefer als 1990. Der starke Rückgang zwischen 2013 und 2014 zeigt, dass dieser Bereich nach wie vor stark von fossilen Brennstoffen abhängig ist. Diese Abhängigkeit muss in Zukunft weiter reduziert werden.

Im Sektor Verkehr lagen die Emissionen 2014 um 9 Prozent höher als 1990. Das Maximum der Verkehrsemissionen wurde 2008 erreicht (13 Prozent höher als 1990). Seither nehmen die Emissionen leicht ab. Zwischen 2013 und 2014 sind sie um 0,6 Prozent zurückgegangen. Hauptgrund ist die deutliche Reduktion der CO2-Emissionen pro gefahrenen Kilometer, bei der auch die vermehrte Beimischung von biogenen Treibstoffen eine Rolle spielt. Allerdings wird dieser Rückgang durch die Zunahme der gefahrenen Kilometer zu einem grossen Teil ausgeglichen.

Die Treibhausgasemissionen der Industrie sind seit 1990 um knapp 10 Prozent gesunken, obwohl die Emissionen aus der Abfallverbrennung, die dem Industriesektor zugerechnet werden, zwischen 1990 und 2014 deutlich zugenommen haben. Allerdings gilt es dabei zu berücksichtigen, dass die Wärme aus der Abfallverbrennung teilweise fossile Brennstoffe in Industrie und Gebäuden ersetzt und dort zur Abnahme der Emissionen beigetragen hat.

Die Treibhausgasemissionen der Landwirtschaft lagen 2014 um 10 Prozent unter dem Niveau von 1990, weil die Anzahl Vieh als wichtigste Verursacherin für die Landwirtschaftsemissionen zurückgegangen ist.

CO2-Abgabe zeigt Wirkung

Das BAFU hat die Wirkung der CO2-Abgabe von 2008 bis 2013 und ihre flankierenden Massnahmen im Rahmen von zwei Studien untersuchen lassen. Sie wurden heute publiziert. Dabei zeigt sich, dass die Abgabe seit ihrer Einführung 2008 einen signifikanten Beitrag zur Emissionsreduktion geleistet hat. Insbesondere treibhausgasintensive Unternehmen, die Zielvereinbarungen abgeschlossen haben, ergreifen vermehrt Reduktionsmassnahmen.

Zusatzkonzessionen im Wasserrechtsgesetz verankern

Der Bundesrat hat heute den Bericht „Erweiterung des Wassernutzungsrechts mit Zusatzkonzessionen“ gutgeheissen. Der Bericht erfüllt das Postulat 12.3223 „Effizienzsteigerung von Wasserkraftwerken ohne Neukonzessionierung ermöglichen“ von Nationalrat Bernhard Guhl vom 15. März 2012. Fazit des Berichts ist, dass das Wasserrechtsgesetz (WRG) die Anpassung von Nutzungsrechten von Wasserkraftwerken während laufender Konzessionsdauer durch die Erteilung einer Zusatzkonzession nicht explizit regelt, aber auch nicht ausschliesst. Da bereits bisher in einigen Kantonen und bei internationalen Anlagen Zusatzkonzessionen verliehen wurden, könnte eine bundesgesetzliche Verankerung der Zusatzkonzession zur Rechtssicherheit und einer Harmonisierung der heutigen Praxis beitragen.

Der Bericht analysiert die gesetzlichen Grundlagen auf Bundes- und Kantonsebene sowie die Rechtsprechung hinsichtlich der Möglichkeit zur Erteilung von Zusatzkonzessionen. Zudem wurde die Thematik in einer Begleitgruppe mit Vertretern von Kantonen, Umweltverbänden, der Branche und Bundesbehörden diskutiert.

Wichtigste Ergebnisse der Analyse

  • Wasserrechtskonzessionen können für bis zu 80 Jahre erteilt werden, was dem Konzessionär die Amortisation seiner hohen Investitionen ermöglicht. Der Umfang des Wassernutzungsrechts ist in der Konzession definiert. Werden Anlagen ausgebaut oder erweitert, erfordert dies in der Regel eine Erweiterung des bestehenden Nutzungsrechts und damit eine Änderung der bestehenden Konzession.
  • Konzessionen können nicht kurzfristig angepasst werden, da diese Verfahren sehr lange dauern.
  • Bei jeder Veränderung der Anlage, die nicht durch die bestehende Konzession abgedeckt ist, muss die konzedierende Behörde prüfen, ob lediglich ein Teil der Konzession modifiziert werden kann (durch eine Zusatzkonzession) oder ob eine Konzessionserneuerung für die gesamte Anlage erfolgen muss.
  • In der Praxis werden sowohl auf Bundesebene (für internationale Anlagen) wie auch auf kantonaler Ebene Zusatzkonzessionen erteilt. Das Bundesrecht äussert sich nicht ausdrücklich zur Zusatzkonzession. Es finden sich aber auch keine Bestimmungen, welche der Erteilung von Zusatzkonzessionen entgegenstünden. Auch das Bundesgericht hat dies bisher nicht in Frage gestellt.
  • Mit der Erteilung einer Zusatzkonzession soll dem Betreiber während der laufenden Konzessionsdauer eine Nutzungserweiterung ermöglicht werden. Nutzungserweiterungen können beispielsweise die Erschliessung neuer Wasserfassungen, die Erhöhung des Gefälles, die Überleitung von Wasser von einer in eine andere Talschaft oder aber der Verzicht von Wasseraustausch, das Pumpen von Wasser und die veränderte saisonale Nutzung sein.
  • Die Nutzungserweiterung darf eine gewisse, im Bundesrecht und in der bundesgerichtlichen Rechtsprechung nicht definierte Schwelle der Wesentlichkeit nicht überschreiten. Wird diese Schwelle überschritten, braucht es eine Konzessionserneuerung, bei der die aktuell geltenden Gesetze (Umweltschutzgesetz, Gewässerschutzgesetz, Fischereigesetz, Natur- und Heimatschutzgesetz) auf die gesamte Anlage anzuwenden sind. Dies kann – beispielsweise durch die notwendige Anpassung der gesamten Anlage an die aktuellen Restwasserbestimmungen - zu einer wesentlichen Produktionseinbusse und zu einer finanziellen Belastung für den Betreiber führen.

Schlussfolgerung

Die Wasserkraft ist und bleibt die wichtigste einheimische Quelle von Strom aus erneuerbarer Energie. Gemäss der Energiestrategie 2050 des Bundesrats soll die Wasserkraftnutzung noch beträchtlich gesteigert werden. Sinnvolle Ausbauvorhaben bestehender Anlagen, die zu einer Produktionssteigerung oder Verbesserung der Energiewertigkeit (z. B. Speicherung) führen, aber eine Schwelle der Wesentlichkeit nicht überschreiten, sollen daher ermöglicht werden können, damit sie zeitnah und nicht erst im Rahmen einer erst später erfolgenden Konzessionserneuerung realisiert werden.

Die bundesgesetzliche Verankerung des Instruments der Zusatzkonzession im Rahmen einer nächsten Revision des WRG würde zur Rechtssicherheit und einer Harmonisierung der heutigen Praxis beitragen.

Bundesrat verabschiedet Botschaft zur Strategie Stromnetze

Der Bundesrat hat heute die Botschaft zum Bundesgesetz über den Um- und Ausbau der Stromnetze (Strategie Stromnetze) verabschiedet und dem Parlament zur Beratung überwiesen. Die Vorlage, die Änderungen des Elektrizitätsgesetzes und des Stromversorgungsgesetzes beinhaltet, verbessert die Rahmenbedingungen und damit die Voraussetzungen für die Optimierung und die rechtzeitige und bedarfsgerechte Entwicklung der schweizerischen Stromnetze.

Im Schweizer Übertragungsnetz bestehen heute Engpässe, die sich durch den stockenden Netzausbau weiter akzentuieren werden. Die vermehrt dezentrale Energieversorgungsstruktur stellt zudem erhöhte Anforderungen an die Verteilnetze und an das Zusammenwirken von Übertragungsnetz und Verteilnetzen. Diese Herausforderungen erfordern eine Optimierung sowie eine rasche Entwicklung und Flexibilisierung des Stromnetzes.

Aus diesem Grund hatte der Bundesrat im Mai 2012 den Entscheid gefällt, eine Strategie zur Entwicklung der Stromnetze (Strategie Stromnetze) erarbeiten zu lassen. Das Detailkonzept wurde im Juni 2013 vom Bundesrat verabschiedet, worauf das UVEK eine Gesetzesvorlage ausarbeitete, die vom 28. November 2014 bis 16. März 2015 in der Vernehmlassung war. Dazu gingen insgesamt 134 mehrheitlich zustimmende Stellungnahmen ein. Aufgrund der detaillierten Rückmeldungen (> siehe Ergebnisbericht im Anhang) wurde die Vorlage in einzelnen Punkten überarbeitet und präsentiert sich nun insbesondere in den Bereichen Netzplanung und Kommunikation schlanker und mit einem reduziertem Umsetzungsaufwand.

Die vier Kernpunkte der Strategie Stromnetze

1. Vorgaben für die Optimierung und Entwicklung der Schweizer Stromnetze
Vorgehen und Instrumente werden definiert und der Prozess der Netzentwicklung besser strukturiert. Ein energiewirtschaftlicher Szenariorahmen wird erarbeitet. Die ElCom bestätigt den Bedarf für Leitungsvorhaben des Übertragungsnetzes (Netzebene 1) vorab. Netzbetreiber und Behörden werden zur Koordination verpflichtet sowie Planungsgrundsätze für Netzbetreiber festgelegt. Mit der gesetzlichen Verankerung des NOVA-Prinzips (NetzOptimierung vor Verstärkung vor Ausbau), sollen Netzoptimierungen mittels intelligenten Netzlösungen vor Netzverstärkungen bzw. Netzausbauten realisiert werden.

2. Optimierung Bewilligungsverfahren für Leitungsprojekte
Die Verfahrensdauer für Leitungsvorhaben auf Netzebene 1 soll von heute durchschnittlich 5 bis 13 Jahren auf 4 bis 8 Jahre verkürzt werden. Es werden Regelungen der räumlichen Koordination festgelegt. Die Vorlage beinhaltet auch die Möglichkeit, verwaltungsexterne Personen mit der Durchführung von Plangenehmigungsverfahren (ohne Entscheidungsbefugnis) zu beauftragen sowie auf Antrag des Netzbetreibers Projektierungszonen und Baulinien festzulegen. 

3. Kriterien und Vorgaben für Entscheidungsfindung «Kabel oder Freileitung»
Es werden Kriterien für den Technologieentscheid im Übertragungsnetz (Netzebene 1) festgelegt. Weiter sind Leitungsvorhaben auf der Verteilnetzebene (Netzebenen 3-7) grundsätzlich als Erdkabel auszuführen, sofern sie einen bestimmten Mehrkostenfaktor (Mehrkosten gegenüber einer Freileitung, siehe unten) nicht überschreiten.

4. Verbesserung der Akzeptanz und Transparenz von Leitungsprojekten
Das Bundesamt für Energie (BFE) informiert die Öffentlichkeit über die Netzentwicklung und die Möglichkeiten zur Mitwirkung in den Verfahren. Die Kantone informieren über wichtige regionale Aspekte der Netzentwicklung in ihrem Kantonsgebiet. Die nationale Netzgesellschaft Swissgrid orientiert über die Notwendigkeit und Begründung der Projekte im Übertragungsnetz und über deren Stand.

Mehrkostenfaktor

Die Strategie Stromnetze führt den Mehrkostenfaktor ein. Dieser wird vom Bundesrat festgelegt und kann maximal 3,0 betragen. Die Gesamtlänge der zu verkabelnden Leitungskilometer und die daraus entstehenden Kosten hängen massgeblich vom Mehrkostenfaktor ab. Bei einer weitgehenden Verkabelung der Netzebenen 3 und 5 (Annahme Mehrkostenfaktor 3,0) fallen bis 2050 Kosten von rund 7,2 Milliarden Franken an. Bei einer weniger umfangreichen Verkabelung (Annahme Mehrkostenfaktor 1,5) ergeben sich bis 2050 Mehrkosten von rund 5,0 Milliarden Franken.

Netzkosten

Durch den Ausbau der dezentralen Stromproduktion, der mit der Umsetzung der Energiestrategie 2050 weiter ansteigen würde, fallen in den Verteilnetzen Mehrkosten von rund 12,7 Milliarden Franken an. Gleichzeitig würden jedoch die in der Energiestrategie 2050 vorgesehenen Effizienzmassnahmen den Lastzuwachs und damit die Kosten in den Verteilnetzen um 3,4 Milliarden Franken senken.   Weitere Kosten von rund 1,3 Milliarden ergeben sich durch die Einführung intelligenter Messsysteme bis 2050.

Die Mehrkosten, welche sich durch den Ausbau der dezentralen Produktion und die vorliegende Gesetzesvorlage insgesamt ergeben können, belaufen sich damit inklusive der Verkabelungskostenvon rund 7,2 Milliarden Franken (bei Mehrkostenfaktor 3.0) auf rund 18 Milliarden Franken bis 2050. Diese Kosten variieren je nach Szenario des Zubaus erneuerbarer Energien und je nach Höhe des Mehrkostenfaktors.

UREK N: Kein Netzentgelt für Stromspeicher

Die Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrates will, dass Technologien zur Speicherung erheblicher elektrischer Energiemengen gleich behandelt werden. Sie verlangt Stromspeicher unabhängig der angewendeten Technologie vom Netznutzungsentgelt zu befreien.

Mit 12 zu 4 Stimmen bei 6　Enthaltungen hat die Kommission eine Motion eingereicht, welche die gesetzlichen Grundlagen fordert, um Stromspeicher unabhängig der angewendeten Technologie vom Netznutzungsentgelt zu befreien. Damit will die Kommission erreichen, dass Technologien zur Speicherung erheblicher elektrischer Energiemengen gleich behandelt werden. Gegenwärtig sind nur die Pumpspeicherkraftwerke vom Netznutzungsentgelt befreit. Für die erfolgreiche Umsetzung der Energiestrategie 2050 ist der potenzielle Beitrag verschiedener Speichertechnologien unbestritten. Der Bedarf für die Stromspeicherung wird zunehmen, je mehr Strom mit Sonne und Wind produziert wird. Diese Produktion wird mit der Energiestrategie gefördert, kann aber nicht gesteuert werden. Der Beitrag von neuen Speichertechnologien (z.　B. Power-to-Gas) wird erst langfristig bedeutungsvoll. Die Kommission will jedoch rechtzeitig die nötigen Gesetzesänderungen in die Wege leiten, damit einzelne Speicheranlagen ab einer gewissen Leistungsklasse dauerhaft oder befristet vom Netznutzungsentgelt befreit werden können. Die Gleichbehandlung beim Netzentgelt könnte in der kommenden Revision des Stromversorgungsgesetzes berücksichtigt werden.

Energetische Gebäudesanierungen im Mietwohnungsbereich: Auslegeordnung

Energetische Gebäudesanierungen im Mietwohnungsbereich stellen eine grosse Herausforderung dar. Sie werden nur bei genügenden wirtschaftlichen Anreizen umgesetzt. Gleichzeitig besteht der Anspruch, dass die Energiesparziele erreicht werden und preisgünstiger Wohnraum erhalten bleibt. In einem heute veröffentlichten Bericht hält der Bundesrat gestützt auf eine Auslegeordnung möglicher Massnahmen fest, dass die Verbindung der Ziele nicht einfach zu realisieren ist.

Mit dem Bericht erfüllt der Bundesrat das Postulat Jans vom 22. März 2013. Dieses fordert den Bundesrat auf, einen Bericht über das sogenannte „Mieter-Vermieter-Dilemma“ bei energetischen Gebäudesanierungen zu erstellen und dabei namentlich das englische „Green Deal Loan“-Modell für die Schweiz zu prüfen. Überdies wird dargelegt, wie das Gebäudeprogramm ausgestaltet werden könnte, so dass bei energetischen Sanierungen preisgünstiger Wohnraum erhalten bleibt, Mitnahmeeffekte vermieden und die Energiesparziele erreicht werden können.

Im Bericht werden mögliche Instrumente in den Bereichen Energierecht, Wohnraumförderung, Mietrecht und Steuerrecht sowie indirekte Massnahmen ohne finanzielle Anreize beschrieben. Dabei wird beurteilt, inwiefern das jeweilige Instrument zur Erreichung der verschiedenen Ziele beitragen könnte. Weiter erfolgt eine grobe Abschätzung der zu erwartenden Auswirkungen auf die öffentlichen Finanzen sowie auf den öffentlichen und den privaten Vollzugsaufwand.

Die Einschätzung der beschriebenen Massnahmen zeigt auf, dass die Verbindung der verfolgten Ziele keiner einfachen Lösung zugeführt werden kann. So ist eine für die Erreichung eines der Ziele geeignete Massnahme unter Umständen kontraproduktiv für ein anderes Ziel. Beispielsweise kann die Festlegung von Förderungsprioritäten, die der Verminderung von Mitnahmeeffekten dient, negative Effekte auf die Sanierungsrate und damit auf die Erreichung der Energiesparziele haben. Zudem können die beschriebenen Massnahmen teils mit einem hohen finanziellen oder personellen Aufwand verbunden sein.

Im Sinne einer Orientierungshilfe kann dem Bericht entnommen werden, wie sich die jeweilige Massnahme auswirken würde und inwiefern sie zweckmässig erscheint. Betreffend „Green Deal Loan“ zeigt sich beispielsweise, dass dieses Instrument für die Schweiz nicht geeignet ist, zumal es sich auch in England nicht bewährt hat. Jedes der geprüften Instrumente weist aber Vor- und Nachteile auf.

Start der öffentlichen Auflage des Stilllegungsprojekts Kernkraftwerk Mühleberg

Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) befindet sich rund 14 Kilometer westlich der Stadtmitte Berns auf dem Gemeindegebiet Mühleberg (Kanton Bern). Es handelt sich um einen Siedewasserreaktor mit einer Leistung von 373 MW, der seit 1972 in Betrieb ist. Im Oktober 2013 entschied die BKW Energie AG die Stromproduktion im KKM Ende 2019 definitiv einzustellen und das Werk anschliessend stillzulegen. Am 18. Dezember 2015 hat die BKW Energie AG ein entsprechendes Stilllegungsprojekt beim Bundesamt für Energie (BFE) eingereicht. Sie ersucht darin um Anordnung der Stilllegungsarbeiten bis und mit der radiologischen Freimessung der Anlage und des zugehörigen Areals. Die Projektunterlagen werden vom 4. April 2016 bis zum 3. Mai 2016 öffentlich aufgelegt und sind im Internet zugänglich.

Der konventionelle Rückbau des KKM bzw. dessen allenfalls geplante Umnutzung wird zu einem späteren Zeitpunkt Gegenstand eines zweiten Stilllegungsverfahrens sein.

Die öffentliche Auflage des Stilllegungsprojekts wurde in den letzten Tagen in den amtlichen Publikationsorganen der betroffenen Kantone und Gemeinden sowie im Bundesblatt öffentlich bekannt gemacht. Die Projektunterlagen werden vom 4. April 2016 bis zum 3. Mai 2016 auf der Bauverwaltung der Gemeinde Mühleberg öffentlich aufgelegt. Die Unterlagen sind zudem auf der Internetseite des BFE zugänglich unter www.bfe.admin.ch/stilllegung.

Revision EnV (Erhöhung Netzzuschlag): Vernehmlassung

Der Bundesrat legt den Netzzuschlag stufenweise fest. Er berücksichtigt dabei die Wirtschaftlichkeit und das Potenzial der Technologien. Anpassungen sind – in Schritten von mindestens 0.05 Rp./kWh – nötig, wenn absehbar ist, dass der bisherige EnG-Zuschlag für die Finanzierung der Verwendungszwecke gemäss Art. 15b Abs. 1 EnG nicht mehr ausreicht.
Eröffnet: 17.03.2016
Frist: 25.05.2016

link zu den Vernehmlassungsunterlagen.

Elektrizitätsgrosshandel: Reporting für Nichtstandard-Transaktionen ab 7. April 2016

Elektrizitätsgrosshandel: Start Reporting für Nichtstandard-Transaktionen
Der Start der Datenlieferungen in der Schweiz für Nicht-Standardtransaktionen ist, analog zu demjenigen in der EU, am 7. April 2016. Bis zu diesem Termin müssen die Marktteilnehmer die notwendigen Vorbereitungsarbeiten ausführen: beispielsweise die notwendigen Vorkehrungen beim Datenlieferanten – dem sogenannten Registered Reporting Mechanism (RRM) – treffen. Die Marktteilnehmer beauftragen die RRM, die gemäss der EU-REMIT-Verordnung zu liefernden Daten auch der ElCom zu senden. Falls ein vom Marktteilnehmer eingesetzter RRM noch nicht registriert ist, muss sich der RRM bei der ElCom registrieren. Zudem müssen die Marktteilnehmer Änderungen bei den RRMs im Registrierungstool der ElCom eintragen.

Verknüpfung der Emissionshandelssysteme EU-Schweiz: Verhandlungen abgeschlossen

Die Verhandlungen zwischen der Schweiz und der Europäischen Union (EU) zur Verknüpfung ihrer Emissionshandelssysteme sind abgeschlossen. Bruno Oberle, Direktor des Bundesamts für Umwelt (bis Ende 2015), Dominique Paravicini, stellvertretender Direktor der Direktion für europäische Angelegenheiten (DEA), und Jos Delbeke, Generaldirektor der EU-Generaldirektion Klima, haben das Abkommen paraphiert. Die Ausweitung des internationalen CO2-Markts durch die Verknüpfung nationaler oder regionaler Emissionshandelssysteme kann ein wirkungsvolles Mittel zur Bekämpfung des Klimawandels sein.

BFE publiziert vier Grundlagenstudien zum Gasmarkt

Das seit 1964 geltende Rohrleitungsgesetz beinhaltet in Artikel 13 eine rudimentäre gesetzliche Regelung, die Schweizer Erdgasnetzbetreiber verpflichtet, gegen ein angemessenes Entgelt Erdgastransporte für Dritte zu übernehmen, sofern dies technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist. Seit dem 1. Oktober 2012 wird der Zugang zum Erdgasnetz ausserdem durch eine privatrechtliche Verbändevereinbarung zwischen Erdgaslieferanten und Grossverbrauchern geregelt. Die trotz dieser Regelungen weiterhin bestehenden Rechtsunsicherheiten im Gasmarkt sollen nun in einem Gasversorgungsgesetz geklärt werden. Das Bundesamt für Energie (BFE) will bis Ende 2017 eine entsprechende Vernehmlassungsvorlage erarbeiten. Heute publiziert das BFE erste Grundlagenstudien zu diesem Dossier.

Kostendeckende Einspeisevergütung (KEV): Standortänderung bei Photovoltaik-Anlagen

Die Energieverordnung (EnV) sieht vor, dass die Verbindlichkeit eines positiven KEV-Bescheids dahinfällt, wenn der Standort der Anlage gegenüber der Anmeldung erheblich abweicht (vgl. Art. 3hbis Abs. 1 Bst. d EnV). Eine Ausnahme von diesem Grundsatz ist nur gemäss Art. 3hbis Abs. 2 EnV möglich.

Neu wird in der Richtlinie Photovoltaik festgehalten, dass von einer erheblichen Standortabweichung in der Regel dann auszugehen ist, wenn die Anlage nicht auf dem Grundstück errichtet wird, für welches sie angemeldet war. Folglich wird der Bescheid widerrufen, ausser es liegt eine Ausnahme nach Art. 3hbis Abs. 2 EnV vor.

Bundesrat senkt ab 2017 Kapitalzinssatz für Stromnetze

Medienmitteilung: Aufgrund des historisch tiefen Zinsniveaus passt der Bundesrat die Berechnungsparameter des WACC, des Kapitalzinssatzes für Investitionen ins Stromnetz, an. Dadurch dürfte der WACC per 2017 von 4,7% auf 3,83% sinken. Dies hat positive Auswirkungen auf Wirtschaft und Privathaushalte: Sie werden durch diese Anpassung ab 2017 voraussichtlich um jährlich 174 Millionen Franken an Netzgebühren entlastet. Die neue Regelung wird mit einer Revision der Stromversorgungsverordnung (StromVV) eingeführt, die per 1. Januar 2016 in Kraft tritt.

Bundesrat setzt Finanzmarktinfrastrukturgesetz per 1. Januar 2016 in Kraft

Der Bundesrat hat das Finanzmarktinfrastrukturgesetz (FinfraG) und die Finanzmarktinfrastrukturverordnung (FinfraV) auf den 1. Januar 2016 in Kraft gesetzt. Damit finden in der Schweiz für Finanzmarktinfrastrukturen wie etwa Handelsplätze und zentrale Gegenparteien sowie für den Handel mit Derivaten neue Regeln Anwendung, die den in diesem Bereich geltenden internationalen Standards entsprechen.