Der Gasmarkt soll teilweise geöffnet und mittels Regulierung Rechtsicherheit geschaffen werden
Der Schweizer Gasmarkt wird heute durch das Rohrleitungsgesetz (RLG) gesetzlich nur rudimentär geregelt. Die Selbstregulierung mittels der Verbändevereinbarung (VV) zwischen Grossverbraucher und der Gasbranche stösst an ihre Grenzen. Zudem ist die Gasbranche aktuell mit Untersuchungen durch die Wettbewerbskommission (WeKo) konfrontiert. Ende Oktober 2019 wurde nun die Vernehmlassung zum neuen Gasversorgungsgesetz (GasVG) gestartet. Mit diesem soll eine spezialgesetzliche Regelung geschaffen werden, damit die Akteure Rechtssicherheit erhalten. Aktuell wird der Rahmen des künftigen schweizerischen Gasmarkts abgesteckt. Relevante Fragestellungen werden erst auf Verordnungsstufe beantwortet.
1. Hintergrund
Das seit 1964 geltende Rohrleitungsgesetz (RLG)(1) hält in Art. 13 die Transportpflicht der Netzbetreiber zugunsten Dritter gegen ein angemessenes Entgelt im Grundsatz fest. Der Bau von parallelen Leitungen sollte verhindert, der Netzzugang Dritter zur bestehenden Infrastruktur ermöglicht werden. Die konkreten Bedingungen des Netzzugangs, wie zum Bei-spiel das angemessene Entgelt, wurden jedoch vom Bund bisher nicht konkretisiert.
Die Rechtsprechung führte zwischenzeitlich zu unterschiedlichen Zuständigkeiten bei der Beurteilung des Netzzugangs und den damit verbundenen Bedingungen: Bei Leitungen mit einem Druck > 5 bar ist das BFE als streitentscheidende Behörde eingesetzt, bei Leitungen mit einem Druck < 5 bar entscheidet die Wettbewerbskommission (WeKo) gestützt auf das Kartellgesetz.(2) Es bestehen somit parallele Zuständigkeiten.
Art. 13 des RLG spielte während Jahrzehnten eine unbedeutende Rolle. Erst mit der fortschreitenden Markliberalisierung innerhalb der EU und der Abkopplung der Gaspreise an den Handelsplätzen von den langfristigen Lieferverträgen in Folge von Überkapazitäten aus Take-or-Pay-Verpflichtungen im Jahr 2008, stieg auch der kundenseitige Druck auf die schweizerische Gasbranche. Als Folge dessen wurde die sogenannte Verbändevereinbarung per 1. Oktober 2012 und die dazugehörigen Branchenstandards in Kraft gesetzt. Industrielle Grösstkunden(3) können seitdem einen Netzzugang beantragen und haben somit die Möglichkeit ihren Lieferanten frei zu wählen. Im Gegenzug anerkannten die Endkunden die Branchenstandards zur Ermittlung der Netzentgelte und die allgemeinen Netznutzungsbedingungen. Derzeit können rund 400 Endkunden mit einem Anteil von 30% des Endverbrauchs gemäß den geltenden Vorgaben von einem Marktzugang profitieren, wobei aktuell nur rund ein Dutzend Endkunden diesen effektiv nutzen. Somit scheint sich unter den aktuellen Bedingungen kein funktionierender Wettbewerb einzustellen. Die IG Erdgas geht davon aus, dass mögliche Marktverzerrungen in Folge von Quersubventionen zwischen Markt-/Monopolversorgung sowie Wettbewerbsvorteile über Verschachtelungseffekte im Netz eine Ursache für die aus ihrer Sicht zu geringe Wettbewerbsintensität sind. Zudem sind aktuell 99.9% der Endkunden vom freien Markt ausgeschlossen. Dabei fühlen sich insbesondere große wärmebasierte Endkunden von vermeintlich besseren Marktkonditionen ausgeschlossen. Aus diesen Gründen haben verschiedene Endverbraucher bei der WeKo Anzeige eingereicht, welche im Januar 2019 eine Untersuchung gegen zwei Netzbetreiber eröffnete. Zeitgleich erarbeitete BFE den nun publizierten Entwurf des geplanten Gasversorgungsgesetzes (GasVG). Der vorliegende Artikel setzt sich mit den Eckwerten des Entwurfs des GasVG auseinander und stellt mögliche Auswirkungen der geplanten Teilmarktöffnung und der Regulierung dar.
2. Zentrale Inhalte des Entwurfs des GasVG (4)
2.1 Marktzugangsgrenze
Die im GasVG geplante Marktzugangsgrenze von 100 MWh soll nach dem Willen des Bundes derjenigen im heutigen Stromversorgungsgesetz (Art. 6 StromVG) angelehnt werden. Im Unterschied zum StromVG(5) handelt es dabei aber nicht um eine zeitlich befriste Teilmarktöffnung, sondern um eine dauernde Teilmarktöffnung. Die Kunden über 100 MWh sind per Gesetz im freien Markt und haben keinen Anspruch auf eine regulierte Versorgung. Kunden unter 100 MWh Gasverbrauch pro Jahr bleiben in einer regulierten Versorgung, wobei auch hier kein genereller Anspruch auf eine Versorgung im Sinne einer Grundversorgung besteht (keine Anschlusspflicht). Die Tarife sollen hingegen reguliert sein. Die geplante Marktzugangsgrenze von 100 MWh erscheint dabei für das im Vergleich zum Strom energiemässig rund drei- bis vierfach tieferwertigen Gas niedrig gewählt. Faktisch bedeutet dies, dass bereits Mehrfamilienhäuser (ab ca. vier Parteien) marktzugangsberechtigt wären.
Mit der nun vorgeschlagenen Marktzugangsgrenze würden rund 10% der Endverbraucher, resp. 70% der schweizerischen Erdgasnachfrage von den Bedingungen eines freien Markts profitieren. Eine vollständige Marktöffnung (in Anlehnung an die EU), welche durch die Autoren der Grundlagenstudien gegenüber dem BFE empfohlen wurden, wurde ebenfalls geprüft. Obwohl durchaus Vorteile wie beispielsweise innovative Produkte im Zusammenhang mit der Konvergenz der Energiesysteme erkennbar wären, überwiegen aus Sicht des Bundes offenbar die Nachteile einer vollständigen Marktöffnung. Hintergrund ist die erwartete, abnehmende Bedeutung der fossilen Erdgasversorgung in der Wärmeversorgung in Folge von schärferen gesetzlichen Rahmenbedingungen (MuKEn als Basis von kantonalen Gesetzen, CO2-Gesetzgebung). Insbesondere im Bereich der Einfamilienhäuser werden deshalb die vorwiegend fossilen Gasheizungen durch erneuerbare Alternativen verdrängt. Im Rahmen dieser Rahmenbedingungen kann davon ausgegangen werden, dass künftig Gasverteilnetze teilweise stillgelegt werden müssen. Eine Teilmarktöffnung bietet aus Sicht des Bundes dabei den Vorteil, dass in der regulierten Versorgung kein eigentlicher Gaswettbewerb (sondern nur ein Substitutionswettbewerb) stattfindet. Zudem werden Transaktionskosten (v.a. Kundenwechsel) verhindert, welche bspw. bei einem Kochgaskunden signifikante Auswirkungen hätten. Durch die Ausklammerung des Wettbewerbs kann beispielsweise der ruinösere Preiswettbewerb zu Beginn einer Liberalisierung verhindert werden. Dieser könnte zu einer aus politischer Sicht unerwünschten Attraktivitätssteigerung des Energieträgers gegenüber seinen (erneuerbaren) Substituten führen. Zudem können in einem freien Wettbewerb nur beschränkt erneuerbare Gasbestanteile (Biomethan) vorgesehen werden. Beides steht im Widerspruch zu der Energie- und Klimapolitik des Bundes. Auf Basis dieser Argumentation wäre jedoch auch eine deutlich höhere Marktzugangsgrenze als 100 MWh begründbar. Mit zunehmender Zugangsgrenze nimmt jedoch die Liquidität des Marktes und die Attraktivität für einen Markteintritt aufgrund eingeschränkter Skalierungseffekte aus Sicht von Lieferanten ab, was wiederum zu Lasten des Wettbewerbs gehen wird. Zudem führt eine Teilmarktöffnung automatisch zur Frage, wie mit dem regulierten Teil der Versorgung umzugehen ist. Zwar ist die Gasversorgung in Bezug auf das Energiegeschäft deutlich einfacher strukturiert als die Stromversorgung, da mit Ausnahme des Biogasanteils alles Gas aus dem Ausland importiert werden muss. Dennoch besteht die Gefahr, dass man sich mit einer regulierten Versorgung (und damit der Ausdehnung der «Cost+»-Regulierung auf das Energiegeschäft) die gleichen Probleme einhandelt, wie sie im Strom im Rahmen der Grundversorgung seit Jahren bestehen.(6) Es drohen langwierige Verfahren und eine ineffiziente Regulierung sowie – und das kann für betroffene Versorger einschneidend sein – vergleichsweise tiefe, regulierte Margen.
Die Vernehmlassungsunterlagen umfassen derzeit keine Aussagen zu möglichen Wechselzeitpunkten für marktzugangsberechtigte Endkunden. Dabei stellt sich die Frage, ob dieses jährlich oder sofern keine Vertragsrestriktionen bestehen ein Wechsel auf jeden Zeitpunkt hin möglich sein wird (Vertragsfreiheit). Insbesondere gibt es keine Aussagen zu möglichen Fristen eines Lieferantenwechsels, welche noch durch den Bundesrat festgelegt wird. Nach Vorgaben des EU-Rechts beträgt diese maximal drei Wochen.(7) Grundsätzlich wäre ein flexibler Wechselzeitpunkt aus Sicht des Gesamtsystems begrüssenswert. Ansonsten besteht die Gefahr, dass alle wechselwilligen Endkunden auf einen Zeitpunkt hin wechseln wollen. Ausgehend von einer Wechselquote von rund 10%(8) entspricht dies rund 4’000 Kundenwechsel pro Jahr. Ausgehend von dieser Erwartungshaltung ist klar, dass ein Fokus auf einen Zeitpunkt hin, hohe Anforderungen an die IT-Systeme und Ressourcen resultieren würden, welche dann nur während rund eines Monats genutzt werden würden.
Die nun gewählte Marktzugangsgrenze scheint bereits ein Vorschlag im Sinne eines typisch schweizerischen Kompromisses zu sein. Für die Endkunden wird der Vorschlag bezüglich Marktzugangsgrenze eher zu hoch und für die Gasbranche eher zu tief sein. Ob die Gasbranche sich mit einer höheren Grenze einen Gefallen tut, darf aber kritisch hinterfragt werden und hängt letztlich von der Art der Regulierung unterhalb der Zugangsgrenze ab. Wird die gemäss dem jetzigen Entwurf regulierte Versorgung mit einem «Cost+»-Ansatz durchgesetzt, so dürften die wirtschaftlichen Auswirkungen, je nach Vorgaben der künftigen Regulierungsbehörde EnCom (heute ElCom), sogar grösser sein als im Falle einer vollständigen Liberalisierung. Die Vernehmlassung wird zeigen, wie sich die Akteure zum Thema der Marktzugangsgrenze und zur regulierten Versorgung äussern werden.
2.2 Entflechtung und Transparenz
Vertikal integrierte Unternehmen müssen in Anlehnung an die Vorgaben im Strom eine buchhalterische und informatorische Trennung zwischen den Monopolbereichen (Netz sowie regulierte Versorgung) und wettbewerbsorientierten Aktivitäten umsetzen. Dies führt im Unterschied zur heutigen Verbändevereinbarung letztlich auch zu einer konsequenten Entflechtung der heutigen Gastarife in Netznutzung, Energielieferung und Abgaben. Zusätzlich soll neu auch das Messwesen als separater Bereich und damit das Mess- vom Netznutzungsentgelt entflochten werden. Im Rahmen der Vernehmlassung werden dabei zwei Varianten im Bereich Messwesen vorgeschlagen. Entweder bleibt dieser reguliert oder aber der Endkunde kann seinen Messdienstleister frei wählen (Liberalisierung). Es ist hier dabei davon auszugehen, dass der Bund letztlich eine möglichst einheitliche Lösung im revidierten StromVG und im neuen GasVG anstreben wird.
Mit den Entflechtungsvorschriften sollen insbesondere Quersubventionen und/oder Wettbewerbsvorteile zwischen den Bereichen verhindert werden. Letzteres umfasst insbesondere auch die Nutzung von Daten, welche im Rahmen des Netzbetriebs gewonnen werden und derzeit im Bereich Strom zu mehreren Untersuchungen und Verurteilungen gegen Energieversorgungsunternehmen geführt hat.
2.3 Anrechenbare Netzkosten
Ausgehend von den derzeitigen publizierten Grundlagen kann davon ausgegangen werden, dass die Kosten des Netzes im heutigen Umfang im Sinne der «Cost+»-Regulierung mehrheitlich angerechnet werden dürfen. Offen bleibt im Rahmen des Gesetzesentwurfes noch die Bestimmung des kalkulatorischen Zinssatzes WACC, welcher letztlich den angemessenen Gewinn des Netzbetreibers definiert. Dieser wird erst auf Stufe der Verordnung durch den Bundesrat festgelegt werden.
Eine relevante Ausnahme bilden die Anlagenwerte zur Bestimmung der Kapitalkosten.(9) Während die schärferen Vorgaben zur Ausnahmeregelung der synthetischen Netzbewertung aufgrund der Erfahrungen unter dem StromVG nachvollziehbar und richtig sind, sollen zusätzlich auch nur Anlagen, welche per 30. Oktober 2019 in der Jahresrechnung (Finanzbuchhaltung) ausgewiesen bzw. noch nicht abgeschrieben sind, zur Bestimmung der Netzkosten verwendet werden dürfen. Eine Ausnahme soll nur möglich sein, wenn der Netzbetreiber glaubhaft machen kann, dass die Anlagen nicht bereits durch vereinnahmte Netznutzungsgebühren refinanziert sind. Dieser Regelungsentwurf ist aus Sicht der Autoren schlicht unbegründet, führt zu erheblicher Rechtsunsicherheit und widerspricht der ganzen bisherigen Rechtsprechung zur Frage der Netzbewertung im Kontext des diesbezüglich 1:1 vergleichbaren StromVG. Diese als «doppeltes Abschreiben» viel diskutierte Problematik (10) kommt damit für die Netzbetreiber erneut aufs Parkett. Dies ist nach knapp 10 Jahre Erfahrungen mit den entsprechenden Bestimmungen im StromVG unverständlich. Das Bundesgericht hat mit seinem Leitentscheid vom 3. Juli 2012 klar festgehalten, dass weder der finanzbuchhalterische Buchwert, noch die historische Aktivierungspraxis, noch die historische Abschreibungspraxis in der Finanzbuchhaltung für die Bestimmung der nach StromVG zu ermittelnden, effektiven Anlagenwerte als Grundlage für die Tarifkalkulation (und letztlich für die Bestimmung des angemessenen Gewinns) Bedeutung haben. Wieso nun diese mittlerweile gewonnene Rechtssicherheit mittels einer Übergangsbestimmung im neuen GasVG in Bezug auf die Gasnetzbewertung wieder gefährdet werden soll, ist unverständlich. Letztlich werden damit nun diejenigen Gasnetzbetreiber geschützt, welche ihre Anlagenwerte in der für die Kalkulation schlicht nicht massgebliche Finanzbuchhaltung aus irgendwelchen Motiven aufgewertet bzw. korrigiert haben. Diejenigen Gasnetzbetreiber, welche ihre Anlagen in der Vergangenheit getreu dem Vorsichtsprinzip oder aufgrund spezifischer Vorgaben ihrer Rechnungslegung (z.B. HRM) zulasten ihrer finanzbuchhalterischen Gewinne bereits stärker abgeschrieben haben, würden damit klar diskriminiert und ihrer Möglichkeit zur Erzielung eines angemessenen Gewinns im Gasnetz beraubt. Entsprechend ist absehbar, dass alle betroffenen Gasnetzbetreiber sich gegen diese Regelung im Rahmen der Vernehmlassung aussprechen dürften und im Fall einer allfälligen Inkraftsetzung entsprechende Verfahren gegen die Auslegung dieser Bestimmung führen würden.
2.4 Netzentgelte
Im Gegensatz zum bestehenden Tarifmodell, bei welchen der Transport nach dem Kontraktmodell erfolgt, soll künftig ein umfassendes Entry-/Exit-System (EES) angewendet werden. Dieser Schritt war unabhängig von einer gesetzlichen Regelung bereits im Rahmen des Projekts «MACH 2» seitens der Branche zur Weiterentwicklung der heutigen Verbändevereinbarung geplant. Dabei favorisierte die Branche die Kombination des EES mit den sogenannten City-Gates (CG) als Übergabepunkt ins lokale Netz. Im lokalen Netz sollte das heutige Modell gemäss der Branchenempfehlung Nemo weitergeführt werden. Gemäss dem vorliegenden Entwurf des GasVG sollen anstelle der CG nun ein umfassendes EES, d.h. bis und mit Endkunden umgesetzt werden. Dabei sind die wesentlichen Vorteile, dass eine geringere Komplexität für das Vertriebsgeschäft sowie geringere Anfälligkeit für Diskriminierungen von Drittlieferanten resultierten (d.h. der Endkunde bezahlt unabhängig vom Lieferanten den gleichen Betrag für die Netznutzung). Demgegenüber resultieren bei der Realisierung eines umfassenden EES höhere Umstellungskosten, da jeder Endkunde, auch diejenigen in der regulierten Versorgung, einzeln bilanziert und die Netzentgelte transparent abgerechnet werden müssen. Die Netzentgelte zwischen dem Transport- und dem Verteilnetz werden am Netzkupplungspunkt zwischen den Netzbetreibern intern gewälzt, so dass die Endkunden neu nur noch ein integriertes Netzentgelt zu bezahlen haben (Exit-Entgelt).
Dabei soll auch die Transitgasleitung, welche mehrheitlich für den Transit von Erdgas verwendet wird, vollständig in das neuer EES integriert werden. Bisher wurden lediglich der Schweiz zur Verfügung gestellte Kapazität der Transitgasleitung, resp. die entsprechenden Kostenanteile bei der Ermittlung der überregionalen Transportnetzentgelte berücksichtigt. Mit dem neuen GasVG sollen künftig sämtliche Gasflüsse (Binnenmarkt und Transit) im schweizerischen EES berücksichtigt werden. Dadurch soll die Transparenz und Liquidität am virtuellen Handelspunkt steigen. Wichtig ist, dass bei der Ausgestaltung der künftigen Entgelte die besondere Situation des Transitgeschäfts berücksichtigt werden. Insbesondere sollen nach Möglichkeit keine Verlagerung der Kosten zwischen Transit und Binnenmarkt erfolgen. Dies kann unter anderem durch die Anpassung des Kostensplits zwischen Entry und Exit geregelt werden. Während diese Integration Chancen auf kostenmindernde Auktionserlöse zugunsten der Netzentgelte erhöht, steigt mit der Integration des Transitgeschäfts auch das Kostenrisiko aufgrund der zukünftigen Auslastung der Transitgasleitung. Für die betroffene Transitgas als Betreiberin der Transitgasleitung bedeutet dies ein weitgehender Eingriff in ihr bisheriges Geschäftsmodell.
2.5 Bilanzierung
Neu soll eine Bilanzzone Schweiz die bisher regionalen Bilanzzonen ablösen. Ausgenommen sind physikalisch nicht oder nur ungenügend an das übrige schweizerische Netz angebundene Gebiete (Tessin, Kreuzlingen). Diese Bilanzzone dient der Übertragung sowie Abrechnung von Gas und wird von Marktgebietsverantwortlichen (MGV) geführt. Innerhalb der Bilanzzone soll es Bilanzgruppen geben, welche die Aufgaben besitzen, am Ende des Gastages die Energiebilanz möglichst ausgeglichen zu halten. Ansonsten drohen Ausgleichszahlungen, welche dann an die innerhalb der Bilanzgruppen zusammengeschlossenen Endkunden weiterverrechnet werden. Aus Gründen der Netzstabilität sollen dabei einzelne grosse Endkunden (wahlweise) und insbesondere die regulierte Versorgung unter 100 MWh mit untertätigen Restriktionen (bspw. Ausgleich auf Stundenbasis) versehen werden können.
Endverbraucher sollen ab einem Verbrauch von einer GWh pro Verbrauchsstätte mit einer kommunikationsfähigen Lastgangmessung ausgerüstet sein. Für Kunden unterhalb einer Grenze sollen aufgrund der Kostenfolge einer Lastgangmessung Standardlastprofile (SLP) angewendet werden. Dabei ersetzten die SLP die nicht vorhandene Lastganglinie von Endverbrauchern durch eine errechnete, hinreichend genaue Mengenermittlung der Gasabnahme in Abhängigkeit von der Vorhersagetemperatur des Betrachtungstages. Um den temperaturabhängige Abnahmeverhalten verschiedener Kundengruppe zu berücksichtigen kommen dabei i.d.R. mehrere SLP zur Anwendung. Diese sollen durch die Gasbranche entwickelt werden und spätestens nach einem Jahr nach Inkrafttreten GasVG vorliegen.(11)
2.6 Deckungsdifferenzen in den regulierten Bereichen
Im Rahmen der Entgeltbildung des Netzes sowie der regulierten Versorgung sollen Deckungsdifferenzen aus den Vorjahren angerechnet werden. Dabei sollen diese innert drei Jahren vollständig aufgelöst sein. Diese im Vergleich zur Stromversorgung neu harte Frist ist nicht kongruent mit der in Tarifverfahren üblichen Verjährungsfrist von 5 Jahren. So kann die künftige EnCom 5 Jahre zurück Netzkosten und damit Tarife korrigieren, die betroffenen Versorger aber nur Deckungsdifferenzen aus 3 Jahren, sofern Guthaben zu ihren Gunsten bestehen, anrechnen. Eine solche Fristeninkongruenz ist sachlich nicht zu vertreten.(12)
Eine weitere Verschärfung gegenüber den aktuell geltenden Rahmenbedingungen im Strom ist bei der Verzinsung der Deckungsdifferenzen vorgesehen. Im Gasbereich sollen künftig nur Guthaben der Endkunden verzinst werden. Allfällige Unterdeckungen (Netzkosten > Netzerlöse) sollen nicht verzinst werden dürfen. Diese Unterscheidung soll einen möglichen Anreiz zur Bildung von systematischen Deckungsdifferenzen verhindern. Auch wenn die Motivation dieser Bestimmung nachvollziehbar ist, führt eine Nichtverzinsung von möglichen Unterdeckungen zu unerwünschten Verwerfungen. Hintergrund ist, dass die Erlöse in der Gasversorgung in Abhängigkeit zur Entgeltsystematik massgeblich von exogenen Faktoren (v.a. Temperatur) abhängt und eine Punktlandung nahezu unmöglich erscheint. Dabei ist die Volatilität zwischen den einzelnen Gasjahren deutlich höher als bei der Stromversorgung. Eine einseitige «Bestrafung» der Netzbetreiber ist daher inhaltlich abzulehnen und auch ökonomisch nicht notwendig.
3. Fazit
Im Rahmen des geplanten GasVG wird von einem verhandelten zum regulierten Netzzugang übergegangen, bei welchen die Grundzüge des Netzzugangs in einem Gesetz geregelt werden sollen. Das GasVG beschreibt derzeit erst die künftigen Leitlinien der Gasversorgung. Zentrale Themen aus Sicht der Gasversorgungsunternehmen wie die zugrundeliegende Kapitalverzinsung der Netze, die angemessene Bruttomarge in der regulierten Versorgung, Wechselzeitpunkte oder der regulatorische Umgang mit möglichen frühzeitigen Stilllegungen von Gasnetzen werden erst später auf Verordnungsstufe geregelt. Klar ist, dass die Gasversorgungsunternehmen durch die mögliche Einführung eines GasVG stark gefordert sein werden. Steigende Transaktionskosten für die Bewirtschaftung und Kundengewinnung bei eher abnehmenden Erlösobergrenzen in Folge Wettbewerb, resp. einer regulierten Versorgung wird zu Lasten der aktuellen tendenziell eher attraktiven Rentabilität der Gasversorgung gehen. Dies erfolgt im Kontext einer langfristigen rückläufigen schweizerischen Nachfrage in Folge der angestrebten Dekarbonisierung. Dabei besteht das Risiko, dass die Vorteile der Gasversorger heute deutlich limitiert, die erheblichen Risiken der Gasversorgung in der Zukunft jedoch letztlich ihnen überlassen bleiben. Die «Cost+»-Vorgabe ignoriert dabei die Grundproblematik, dass bei abnehmenden Absatzmengen die Netzentgelte früher oder später derart steigen, dass sie zwar rechtlich und regulatorisch korrekt sind, die Endkunden diese aber nicht mehr bezahlen können bzw. wollen. Der «Sozialisierung» der Stilllegungsrisiken sind somit enge Grenzen gesetzt.
Dennoch wird mit dem GasVG die von vielen Akteuren gewünschte Rechtssicherheit geschaffen. Die weitgehende Öffnung des Gasmarkts bietet insbesondere im Hinblick auf eine mögliche vollständige Marktöffnung Strom Chancen für innovative Geschäftsmodelle. Während gut positionierte und innovative Energieversorgungsunternehmen (sowie neue Marktplayer) in geöffneten Märkten von einer breiteren Kundenbasis ausserhalb des Versorgungsgebiet profitieren und diese binden können, würden die Endkunden von einer grösseren Auswahl an Produkt- sowie Dienstleistungsinnovationen zu kompetitiven Preisen profitieren.
Die Zukunft der Gasversorgung in der Schweiz wird mit oder ohne GasVG letztlich noch deutlich stärker durch die weitere Energie- und Co2-Gesetzgebung geprägt. Die Politik tut gut daran bei der Gas-, wie übrigens auch bei der Stromversorgung, Regulierung und Marktregeln nicht mit der Energiepolitik zu vermischen. Das GasVG bezweckt ersteres und ist zur Sicherstellung der Rechtssicherheit zeitnah zu verabschieden. Die energiepolitisch notwendigen Massnahmen zur Erreichung einer Dekarbonisierung ist durch zusätzliche Massnahmen, wie beispielsweise einer weiteren Erhöhung der CO2-Abgabe, unabhängig davon sicherzustellen.
Verweise
Bildnachweis: (Foto: Rodion Kuzajew/Wikimedia Commons)
(1) Bundesgesetz über Rohrleitungsanlagen zur Beförderung flüssiger oder gasförmiger Brenn- oder Treibstoffe vom 4. Oktober 1963 (746.1).
(2) Michael Merker, Gasmarktliberalisierung Schweiz, Jus-Letter 23. April 2012.
(3) Zugangskriterien für eine Marktversorgung seit Oktober 2015; >150 Nm3/h; Prozessgaskunde, installierte kommunikationsfähige Lastgangmessung.
(4) Die nachstehenden Ausführungen basieren auf dem Entwurf des GasVG sowie auf dem erläuternden Bericht zur Vernehmlassungsvorlage vom 30. Oktober 2019.
(5) Die vollständige Marktöffnung im Strom hätte gemäss Art. 34 Abs. 3 StromVG werden fünf Jahre nach Inkrafttreten des Gesetzes (per 1. Januar 2013) durch einen dem fakultativen Referendum unterstehenden Bundesbeschluss in Kraft gesetzt werden müssen. Dies ist bis heute nicht passiert und wird aktuell im Rahmen der Revision StromVG nach wie vor diskutiert.
(6) Vgl. auch EVU Partners (2017) Grundversorgung als Angelpunkt von Förderung und Liberalisierung. Erhältlich unter www.evupartners.ch/publikationen.
(7) Art. 3 Abs. 6 Bst. a Richtlinie 2009/73/EG.
(8) Entspricht ungefähr den beobachtbaren Wechselquoten im deutschen Markt 2017 in den Kategorien bis 100 GWh/a, Quelle Bundesnetzagentur.
(9) Vgl. der Entwurf von Art. 41 Abs. 6 GasVG.
(10) Vgl. Flatt Markus (2018) Die alte Geschichte vom «doppelten» Abschreiben des Stromnetzes. VSE Bulletin 12/2018; Erhältlich unter www.bulletin.ch oder www.evupartners.ch/publikationen.
(11) Vgl. Entwurf von Art. 41 Abs. 1 GasVG.
(12) Vgl. dazu EVU Partners (2019) Verjähren regulierte Deckungsdifferenzen? Erhältlich unter www.evupartners.ch/publikationen.
