Revision StromVG

Status

Laufende Gesetzesrevision (seit 2009). Nachdem das Revisionsvorhaben 2015 in einen dringlichen Teil (Paket 1) und nicht dringlichen Teil (Paket 2) aufgesplittet worden war, fand im Herbst 2017 eine Wiedervereinigung der beiden Pakete statt. Die Arbeiten an der Revision StromVG umfassen nun die Themenbereiche Tarifierung (v. a. Weiterentwicklung des Netznutzungsmodells), Anreiz- und Qualitätsregulierung, Marktdesignaspekte (inkl. Regulierung von Systemdienstleistungen und Speichern) und Netzaspekte (v. a. regulatorische Anforderungen eines Smart Grids (inkl. Messwesen und Arealnetze)). Vernehmlassung bis Ende 2018 geplant.

UREK-S sprach sich im September 2016 für Aufhebung des Vorrangs im grenzüberschreitenden Übertragungsnetz für Stromlieferungen an Endverbraucher in der Grundversorgung und für Lieferungen aus erneuerbaren Energien aus; auch der Bundesrat beantragte im November 2016 Neuregelung der Vorränge im grenzüberschreitenden Übertragungsnetz.  Diese von der Bundesversammlung am 17. März 2017 beschlossene Änderung des StromVG wurde per 1. Oktober 2017 in Kraft gesetzt.

Die ElCom möchte mit der Einführung der Sunshine Regulierung nicht bis zum Inkrafttreten der StromVG-Revision zuwarten. Sie hat daher im August 2016 deren definitive Einführung im Umfang der bisherigen Testläufe beschlossen.

In Zusammenarbeit mit Swissolar hat der VSE Branchenempfehlungen zur Umsetzung des Anschlusses und Betriebs von Speichern an den Netzebenen 3 bis 7 publiziert (Handbuch Speicher).

Die Diskussion um ein neues Marktdesign resp. um Massnahmen zur Gewährleistung der langfristigen Versorgungssicherheit soll laut BFE im Rahmen der laufenden Revision StromVG geführt werden. Das BFE favorisiert die Einführung einer strategischen Energiereserve für kritische Situationen.

Am 31. Mai 2018 hat die ElCom ihren lang erwarteten Bericht zur Versorgungssicherheit  der Schweiz bis 2025 präsentiert. Die ElCom erachtet zurzeit keine Sofortmassnahmen für notwendig. Jedoch empfiehlt sie, Vorbereitungen für allfällige Stresssituationen zu treffen, z.B. eine strategische Reserve. Schliesslich vertritt die ElCom die Auffassung, dass zur Verminderung von Importrisiken auch in Zukunft ein grosser Teil der Winterproduktion aus der Schweiz stammen sollte. Diese Haltungen werden voraussichtlich die Diskussionen um ein neues, langfristiges Strommarktdesign im Rahmen der Revision StromVG mitbeeinflussen.

Am 19. Juni 2018 hat die UREK-N der Motion 18.3000 zugestimmt und den Bundesrat beauftragt, im Rahmen der Revision des Stromversorgungsgesetzes Vorschläge für Investitionsanreize mit dem Ziel des langfristigen Erhalts der Schweizer Stromproduktionsanlagen, insbesondere der Wasserkraft, zu unterbreiten.

 

Links

  • StromVG, Art. 1 – 17 Stromversorgungsgesetz, SR 734.7

 

 

Aktuelle Entwicklungen


Inhalte

Im Rahmen der Revision soll die von der ElCom entwickelte «Sunshine Regulierung» gesetzlich verankert werden. Diese umfasst einen Vergleich von Verteilnetzbetreibern anhand von Indikatoren und die Veröffentlichung daraus folgender Ergebnisse. Ziel ist es, durch Transparenz die Qualität der Elektrizitätsversorgung sichtbar zu machen und den Verteilnetzbetreibern einen Anreiz zur Verbesserung zu geben. Die ElCom hat im August 2016 aufgrund der beiden erfolgreich durchgeführten Testläufe beschlossen, die Sunshine Regulierung definitiv einzuführen. Bis zum Inkrafttreten der Rechtsgrundlage im revidierten StromVG wird die ElCom die Öffentlichkeit - wie bisher - nur in allgemeiner Form über die Ergebnisse der Netzbetreiber informieren. Die Netzbetreiber selbst werden weiterhin über ihre individuellen Ergebnisse orientiert.

Zur Reduktion von Rechtsunsicherheiten sollen neu zudem Regelungen geschaffen werden betreffend die Tarifierung von Arealnetzen, das Messwesen, die Speicherung von Energie, den Umgang mit Flexibilitäten sowie mit der Netzkostenanlastung bei Eigenverbrauchsanlagen (Prosumers). Im grenzüberschreitenden Übertragungsnetz soll laut der UREK-S , der UREK-N und dem Bundesrat der Vorrang für Stromlieferungen an Endverbraucher in der Grundversorgung sowie für Lieferungen aus erneuerbaren Energien aufgehoben werden, um Netzüberlastungen vorzubeugen und die Systemstabilität jederzeit zu gewährleisten. Die UREK-N schlug zudem vor, Stromspeicher unabhängig von der angewandten Technologie vom Netznutzungsentgelt zu befreien. Der Bundesrat beantragte jedoch die Ablehnung der entsprechenden Motion. Der Nationalrat folgte dieser Empfehlung im Juni 2016. Mit Urteil 2C_1142/2016 vom 14. Juli 2017 hat das Bundesgericht Verrechnungsmessungen grundsätzlich als dem Wettbewerbsbereich zugehörig taxiert. Im Rahmen der Strategie Stromnetze haben die Räte auf Antrag der Einigungskonferenz darauf verzichtet, das Messwesen rechtlich vollumfänglich dem (nicht liberalisierten) Netzbetrieb zuzurechnen. Die durch das Bundesgericht angestossene Teilliberalisierung des Messwesens hat somit Bestand.

Laut BFE sollen auch die laufenden politischen Diskussionen um ein neues, langfristiges Strommarktdesign im Rahmen der Revision StromVG geführt und rechtlich verankert werden. In diesem Kontext werden auch ein Wechsel der Regulierungsmethode (von einer Kosten- zu einer Anreizregulierung und/oder Qualitätsreguleriung), die Einführung einer G-Komponente (=Finanzierung des Netzes auch durch die Stromproduzenten) sowie eine verursachergerechte Behandlung von Pumpspeichern und dezentralen Speichern diskutiert.

Relevanz für Unternehmen der Energiewirtschaft

  • Die Sunshine Regulierung dient primär der Ergänzung und Optimierung der aktuellen Regelung. Die Aussagekraft der Ergebnisse für Leistungsvergleiche zwischen Verteilnetzbetreibern (2. Testlauf "Sunshine Regulierung") ist jedoch zu relativieren, wie der Bericht des VSE über einen geografisch-touristischen "Sonderfall" (EWL Genossenschaft Lauterbrunnen) nahe legt.
  • Eine Befreiung elektrischer Speicheranlagen vom Netznutzungsentgelt - analog der Regelung für Pumpspeicherkraftwerke (Art. 4 Abs. 1 lit. b StromVG) - würde die Wirtschaftlichkeit neuer Speichertechnologien (z.B. Power-to-Gas, Batterien, Druckluftspeicher) verbessern. Die Branchenempfehlungen zur Umsetzung des Anschlusses und Betriebs von Speichern an den Netzebenen 3 bis 7 veranschaulichen allerdings, dass eine pauschale Befreiung vom Netznutzungsentgelt der Komplexität des Einsatzes von Stromspeichern nicht genügend Rechnung tragen würde. Begründet wird dies damit, dass elektrische Speicher unterschiedlichen Anwendungszwecken dienen können (z.B. Lastoptimierung bei Eigenverbrauch, Erbringung von Systemdienstleistungen oder Erbringung netzdienlicher Funktionen). Je nach Betriebsart wäre der Speicher dem Netzbetrieb (befreit von Netznutzungsentgelten) oder dem Stromendverbrauch zuzurechnen. Eine Speicherregulierung auf der Grundlage einer Netzzugangsregulierung (Unbundlingsansatz) ist daher äusserst herausforderungsreich.
  • Soll von einer Kosten- zu einer Anreizregulierung gewechselt werden, ändert sich die Methode für die Berechnung der Netznutzungsentgelte. Dies hätte eine Periode von Rechtsunsicherheiten zur Folge. Während bislang die Kosten zuzüglich einer regulierten Rendite die Netznutzungsentgelte bildeten, sähe eine Anreizregulierung für die Netzbetreiber periodische Kostenobergrenzen vor. Einsparungen, die unter die Obergrenze zu liegen kommen, sollen von den Netzbetreibern als Gewinn einbehalten werden dürfen. Dadurch soll die Kosteneffizienz erhöht werden. Langfristig besteht allerdings das Risiko von ungenügenden Netzinvestitionen. Dies führt auch die ElCom ins Feld und hat sich am Stromkongress 2015 für Beibehaltung der Kostenregulierung ausgesprochen.
  • Die Einführung einer G-Komponente schafft Anreize, Kraftwerke dort zu bauen, wo noch Netzkapazitätsreserven bestehen. Für Produzenten können sich dadurch die Gestehungskosten erhöhen.

Weiterführende Informationen / Publikationen

<US/SW/30. Juni 2018>