Wichtigste Neuerungen im Energierecht ab 2018

426 Pages·2017·4.33 MB·German

by  Marianne Zünd

Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und
Kommunikation UVEK

Bundesamt für Energie BFE

Wichtigste Neuerungen im Energierecht ab 2018

02.11.2017

Das totalrevidierte Energiegesetz und weitere revidierte Bundesgesetze, die vom Bundesrat am 1. No-
vember 2017 verabschiedeten neuen Verordnungen (Energieverordnung, Energieförderungsverord-
nung, Energieeffizienzverordnung) bzw. Verordnungsänderungen (Kernenergieverordnung, Stromver-
sorgungsverordnung, CO -Verordnung, Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Ener-
2
giebereich, Landesgeologieverordnung) sowie die neue Verordnung des Eidgenössischen Departe-
ments 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 Bundes-
gesetzes über die direkte Bundessteuer, welche erst am 1. Januar 2020 in Kraft gesetzt wird (siehe
Medienmitteilung vom 2.11.2017) sowie Artikel 37 und Artikel 146e der CO -Verordnung, welche am
2
1. Dezember 2017 in Kraft treten. Die daraus folgenden wichtigsten Neuerungen im Energierecht (Ge-
setze 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 2018. Aus dem
Netzzuschlagsfonds werden das Einspeisevergütungssystem, die Einmalvergütungen, die Investiti-
onsbeiträge, die Marktprämie für die Grosswasserkraft, die wettbewerblichen Ausschreibungen für
Stromeffizienz, die Erkundungsbeiträge und Risikogarantien für Geothermie-Projekte, die Gewässer-
sanierungsmassnahmen, die noch laufenden Verpflichtungen aus den bisherigen Vergütungsinstru-
menten (KEV1 und Mehrkostenfinanzierung) sowie die jeweiligen Vollzugskosten finanziert. Neu wird
der Netzzuschlagsfonds vom UVEK und nicht mehr von der Stiftung „Kostendeckende Einspeisever-
gütung2“ verwaltet.

Rückerstattung Netzzuschlag
Stromintensive Unternehmen können sich den Netzzuschlag teilweise oder vollständig zurückerstatten
lassen. Der Rückerstattungsbetrag muss mindestens 20‘000 Franken pro Jahr betragen und das Un-
ternehmen muss sich in einer Zielvereinbarung mit dem Bund zur Steigerung der Energieeffizienz ver-
pflichten. Die bisherige Pflicht, mindestens 20% der Rückerstattungssumme in zusätzliche Effizienz-
massnahmen 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 http://www.stiftung-kev.ch
von Arealnetzen einbezogen werden. Endverbraucher, die überwiegend eine öffentlich-rechtliche Auf-
gabe ausführen, sind nicht mehr rückerstattungsberechtigt. Ausgenommen sind Grossforschungsanla-
gen 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 beanspru-
chen. 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 aufge-
nommen werden3, 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 gegen-
über 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 bis-
herigen Vergütung. Erweiterungen von bestehenden Kleinwasserkraft-, Photovoltaik- und Biomasse-
anlagen, 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 Förder-
system aufgenommen. Die bisherige KEV wird in ein Einspeisevergütungssystem mit Direktvermark-
tung 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 bedarfs-
gerechten 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) weiterge-
führt. Sie wird die Energie neu selbst abnehmen und veräussern.

Informationen für Projektanten im Faktenblatt „Einspeisevergütung (KEV) für Kleinwas-
serkraft-, Windenergie-, Geothermie- und Biomasseanlagen“:
www.bfe.admin.ch/kev > Faktenblätter

Besonderheiten Photovoltaik
Kleinanlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW können nur noch eine Einmalvergütung be-
antragen. 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 Rei-
henfolge 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 30.06.2012 zur KEV angemeldet worden
sind, ins Fördersystem aufgenommen werden. Aus diesem Datum kann kein Rechtsanspruch abgelei-
tet 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).
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Einmalvergütungen und der Einspeisevergütungen erfolgt über den Netzzuschlag. Neue Einspeisever-
gütungen können längstens bis Ende 2022, Einmalvergütungen bis 2030 bewilligt werden.

Informationen für Projektanten von Photovoltaikanlagen im Faktenblatt „Förderung der
Photovoltaik“: www.bfe.admin.ch/kev > Faktenblätter

Investitionsbeiträge Biomasseanlagen
Anstelle einer Einspeisevergütung kann für neue Kehrichtverbrennungs- und Abwasserreinigungsan-
lagen sowie für erhebliche Erweiterungen oder Erneuerungen solcher Anlagen nur noch ein Investiti-
onsbeitrag beantragt werden. Holzkraftwerke von regionaler Bedeutung können entweder einen Inves-
titionsbeitrag 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 Netzzu-
schlag.

Informationen für Projektanten im Faktenblatt „Investitionsbeiträge für Biomasseanla-
gen“: www.bfe.admin.ch/foerderung > 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 Erneu-
erungen von Kleinwasserkraftanlagen ab 300 kW können neu nur noch von Investitionsbeiträgen pro-
fitieren. Die Investitionsbeiträge werden im Einzelfall festgelegt. Sie betragen für Kleinwasserkraftanla-
gen (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 Kleinwasser-
kraftanlagen“: www.bfe.admin.ch/foerderung > 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 Änderun-
gen in der kantonalen Planung keine Bewilligungsgrundlage mehr gibt. Die Koordinationsaufgabe für
Stellungnahmen und Bewilligungsverfahren für Windenergieanlagen auf Bundesebene wird dem BFE
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übertragen. Beim „Guichet Unique“ handelt es sich nicht um eine Leitbehörde im Sinne des Regie-
rungs- und Verwaltungsorganisationsgesetzes. Es handelt sich vielmehr um eine reine Koordinations-
aufgabe, 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 Erkun-
dungsbeitrag federt im Voraus das Fündigkeitsrisiko markant ab, wodurch eine höhere Investitionsbe-
reitschaft erzielt wird. Projektanten können entweder einen Erkundungsbeitrag oder eine Garantie be-
antragen.

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 beste-
hende 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 erneu-
erte 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 er-
weiterten 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 nationa-
len Interesse. In Biotopen von nationaler Bedeutung und gewissen Vogelreservaten sind neue Anla-
gen hingegen neu ausgeschlossen.

Regelungen für Netzbetreiber und Zusammenschlüsse zum Eigen-
verbrauch

Intelligente Messsysteme / Smart Metering
Bis Ende 2027 (zehn Jahre nach Inkrafttreten der neuen Regelung) müssen 80% aller Messeinrich-
tungen 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 Ab-
rechnung 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 Re-
gelsysteme darf der Netzbetreiber solange einsetzen, bis der Endverbraucher den Einsatz ausdrück-
lich untersagt. Nicht untersagen kann der Endverbraucher den Einsatz zur Abwendung einer unmittel-
baren und erheblichen Gefährdung des Netzes.

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Tarife
Innerhalb einer Spannungsebene bilden Endverbraucher mit vergleichbarem Bezugsprofil eine Kun-
dengruppe. 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 Arbeits-
tarif (Rp./kWh). Sofern ein Smart Meter eingebaut ist, kann der Netzbetreiber zusätzlich andere Netz-
nutzungstarife 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 überprüf-
baren 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 Herkunfts-
nachweis-Erfassungspflicht gilt neu nicht nur für Anlagen, die Strom ins Netz einspeisen, sondern
grundsätzlich für alle ans Netz angeschlossenen Anlagen (Ausnahmen: Anlagen mit einer Anschluss-
leistung 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 5‘000 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 ökologi-
sche Mehrwert der Elektrizität muss nur vergütet werden, wenn auch der Herkunftsnachweis über-
nommen wird. Dazu gibt es allerdings keine Pflicht. Netzbetreiber und Produzenten müssen die An-
schlussbedingungen 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 Zusammen-
schlusses, das Grundeigentümer, Anlagenbetreiber, allfällige Mieter und Pächter sowie das Verhältnis
zum Netzbetreiber umfasst, fest. Nebst dem Grundstück, auf welcher die Produktionsanlage liegt, gel-
ten auch umliegende Grundstücke als Ort der Produktion. Hierbei müssen diese Grundstücke anei-
nander angrenzen und mindestens eines dieser Grundstücke muss an das Grundstück mit der Pro-
duktionsanlage 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 fol-
gen später.
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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 CO /km ausstossen. Die Vorschriften werden zudem auf
2
neu in Verkehr gesetzte Lieferwagen und leichte Sattelschlepper ausgeweitet. Diese sollen bis Ende
2020 durchschnittlich noch 147 g CO /km ausstossen. Beide Massnahmen erfolgen in Übereinstim-
2
mung mit dem EU-Recht. In den Jahren 2020 bis 2022 gelten einführende Erleichterungen (Phasing-
in und Supercredits für Fahrzeuge mit Emissionen von weniger als 50 g CO /km).
2

Gebäudeprogramm
Bund und Kantone wollen mit dem Gebäudeprogramm den Energieverbrauch und den CO -Ausstoss
2
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 CO -
2
Abgabe auf Brennstoffen, anderseits über kantonale Leistungen finanziert. Künftig stehen mehr Mittel
aus der CO -Abgabe für das Gebäudeprogramm zur Verfügung. Ein kleiner Teil der CO -Abgabe (ma-
2 2
ximal 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 Einkommenssteu-
ern 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 so-
lange in Betrieb sein, als sie sicher sind. Ob die Bedingungen für den sicheren Betrieb erfüllt sind, ent-
scheidet das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat (ENSI). Weiter wird das vom Parlament
bereits früher beschlossene Moratorium für die Ausfuhr abgebrannter Brennstäbe zur Wiederaufarbei-
tung durch ein unbefristetes Verbot ersetzt.

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DieserTextisteineprovisorischeFassung.MassgebendistdiedefinitiveFassung,welche
unterwww.bundesrecht.admin.chveröffentlichtwerdenwird.
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Energieverordnung
(EnV)
vom …

Der Schweizerische Bundesrat,
gestützt auf das Energiegesetz vom 30. September 20161 (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 Ener-
gien;
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 730.0
2016–2945 1
Energieverordnung AS 2017
2. 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 Voll-
zugsstelle erfassen lassen.
2 Von der Herkunftsnachweispflicht ausgenommen sind Produzentinnen und Produ-
zenten, deren Anlagen:
a. während höchstens 50 Stunden pro Jahr betrieben werden;
b. weder direkt noch indirekt an das Elektrizitätsnetz angeschlossen sind (Insel-
anlagen);
c. über eine Anschlussleistung von höchstens 30 kVA verfügen; oder
d. gemäss der Verordnung vom 4. Juli 20072 über den Schutz von Informatio-
nen des Bundes klassifiziert sind.
Art. 3 Entwertung
1 Eigentümerinnen und Eigentümer von Herkunftsnachweisen haben Herkunfts-
nachweise 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 Herkunfts-
nachweis für den Teil der Elektrizität entwertet werden, der beim Speichern verloren
geht.
3 Eigentümerinnen und Eigentümer von Herkunftsnachweisen haben der Vollzugs-
stelle 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 Endverbrau-
cherinnen und Endverbraucher gelieferte Kilowattstunde.

2 SR 510.411
2
Energieverordnung AS 2017
2 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 stromkenn-
zeichnungspflichtigen Unternehmen gemeinsam betriebene, frei zugängliche Adres-
se www.stromkennzeichnung.ch 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 Einspeise-
vergütungssystem teilnehmen, ausmacht, wird gleichmässig auf alle Endverbrauche-
rinnen 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 Kommunika-
tion (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 Verfah-
ren;
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
Energieverordnung AS 2017
a. weder über ein intelligentes Messsystem nach Artikel 8a der Stromversor-
gungsverordnung vom 14. März 20083 (StromVV) verfügt; noch
b. über eine Lastgangmessung mit automatischer Datenübermittlung nach Arti-
kel 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 verfü-
gen; 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 errei-
chen; 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 instal-
lierte Leistung von mindestens 100 MW verfügen.

3 SR 734.71
4