e Schweizerische Eidgenossenschaft Confederation suisse Confederazione Svizzera Confederaziun svizra Wettbewerbskommission WEKO Commission de la concurrence COMCO Commissione della concorrenza COMCO Competition Commission COMCO CH-3003 Bern WEKO Bundesamt für Energie BFE Sektion Marktregulierung Frau Carla Trachsel 3003 Bern Vorab per E-Mail an: gasvg@bfe.admin.ch Unser Zeichen: 041.1-00073/spi/sup Direktwahl: 058 465 37 49 Bern, 11.02.2020 041.1-00073: Gasversorgungsgesetz - Vernehmlassung Sehr geehrte Frau Trachsel Sehr geehrte Damen und Herren Die Wettbewerbskommission (WEKO) dankt Ihnen für die Einladung zur Stellungnahme im Rahmen der oben genannten Vernehmlassung und führt dazu gerne Folgendes aus: Einleitende Bemerkungen Ihren gesetzesmässigen Auftrag wahrnehmend1 beschränkt sich die WEKO vorliegend auf eine Stellungnahme zu den aus wettbewerblicher Sicht relevanten Punkten. Daraus kann nicht abgeleitet werden, dass nicht kommentierte Gesetzesbestimmungen aus anderen Überlegungen zu unterstützen oder abzulehnen wären. Bei der Änderung von Gesetzes- oder Verordnungsbestimmungen orientiert sich die WEKO an der Prämisse, dass Regulierungen generell wettbewerbsneutral auszugestalten sind. Dies bedeutet, dass regulatorische Eingriffe nicht ohne zwingende Erfordernisse Marktteilnehmerinnen und Marktteilnehmer begünstigen oder benachteiligen sollten. Der Gesetzesentwurf enthält diverse Bestimmungen, die aus wettbewerblicher Sicht von zentraler Bedeutung sind, etwa der Umfang der beabsichtigten regulatorischen Marktöffnungen in den Bereichen der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden sowie des Messwesens, die Netzbewertung sowie die Vorgaben zur Entflechtung des Netzbetriebs und weiterer monopolisierter Tätigkeiten eines Gasversorgungsunternehmens (GVU) von den übrigen Geschäftsbereichen. 1 Art. 46 Abs. 1 des Bundesgesetzes vom 6.10.1995 über Kartelle und andere Wettbewerbsbeschränkungen (Kartellgesetz, KG; SR 251 ). Wettbewerbskommission Hallwylstrasse 4. CH-3003 Bern Tel. +41 58 462 20 40, Fax +41 58 462 20 53 weko@weko.admin.ch www.weko.admin.ch 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085
Wichtigste Anliegen aus wettbewerblicher Sicht Die WEKO vertritt den Standpunkt, dass im Gasbereich keine neuen rechtlichen Monopole eingeführt werden sollen, die sich aus ökonomischer Sicht nicht begründen lassen und die zu volkswirtschaftlich und sozial schädigenden Marktabschottungen führen. Die WEKO vertritt die Auffassung, dass eine vollständige und diskriminierungsfreie Marktöffnung im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden möglich und für die Entwicklung eines funktionstüchtigen Wettbewerbs von wesentlicher Bedeutung ist. Die im Erläuternden Bericht aufgeführten Argumente, die gegen eine «vollständige Marktöffnung» sprechen sollen, erscheinen aus wettbewerblicher Sicht nicht stichhaltig und sind empirisch nicht belegt. Zudem spricht sich die WEKO dafür aus, dass sämtliche Endkundinnen und Endkunden sowie die Produzenten und Speicherbetreiber ihren Dienstleister im Bereich der Verrechnungsmessung frei wählen können. Eine rechtliche Monopolisierung des Messwesens im Gasbereich wäre für die WEKO insbesondere vor dem Hintergrund, dass neuerdings im Strombereich die Vollliberalisierung angedacht ist, nicht nachvollziehbar, da Messstellenbetreiber und Messdienstleistungsanbieter sowohl im Strom- als auch im Gasbereich parallel tätig sind. Daher befürwortet die WEKO auch im Gasbereich die «vollständige Marktöffnung» und die freie Anbieterwahl. Weiter ist es der WEKO ein Anliegen, dass die Marktöffnung durch den Gesetzgeber nicht ohne Not hinausgezögert wird. Daher beantragt die WEKO, dass in den Übergangsbestimmungen auf eine zusätzliche Frist zur Entwicklung von Standardlastprofilen (SLP) verzichtet wird. Eine solche Frist erscheint aufgrund der konkreten Umstände nicht geboten und würde das Recht auf freie Anbieterwahl der Endkundinnen und Endkunden im Bereich der Erdgaslieferung ohne technische Rechtfertigungsgründe um ein weiteres Jahr hinausschieben sowie Anreize setzen, dass die Gasnetzbetreiber als angestammte Erdgaslieferanten die geforderten SLP nicht zeitnah ausarbeiten, um den Markteintritt von Konkurrenten zu behindern. Betreffend die Netzbewertung vertreten wir den Standpunkt, dass aufgrund der Erfahrungen im Strombereich mittels der Regulierung sicherzustellen ist, dass keine übermässigen Monopolgewinne erzielt werden können, welche die vertikal integrierten Netzbetreiber potentiell in benachbarten Dienstleistungsmärkten einsetzen könnten, um die eigene Position zu verbessern und Konkurrenten zu behindern. Eine solche Quersubventionierung ist zu verhindern. Flexibilitäten sollten nur dann dem Markt entzogen werden, wenn dies zur Aufrechterhaltung des stabilen Netzbetriebs und damit aus Gründen der Versorgungssicherheit erforderlich ist und gleichzeitig der diskriminierungsfreie Netzzugang gewährleistet werden kann. Dass im GasVG auf konkrete Vorgaben zur rechtlichen und funktionellen Entflechtung des Netzbetriebs verzichtet werden soll, ist aus wettbewerblicher Sicht unbefriedigend, da dadurch für die Gasnetzbetreiber als angestammte Versorger Anreize zu Wettbewerbsverfälschungen, um sich einen Vorteil in anderen Märkten zu verschaffen, nach wie vor bestehen bleiben. Unter diesen Voraussetzungen ist mittels Governance-Bestimmungen auf Gesetzesstufe sicherzustellen, dass zentrale nichtstaatliche Akteure wie der Marktgebietsverantwortliche (MGV) oder ein allfälliger Betreiber eines Datahubs im Gasbereich unabhängig sind und deren Eigentümer keine Möglichkeit zur Einflussnahme auf die operationelle Tätigkeit dieser neuen Akteure haben. Die WEKO begrüsst es ausdrücklich, dass ein Spezialgesetz mit detaillierten Vorgaben in den Bereichen Netzzugang, Kapazitätsvergabe, Netzbewertung und Bilanzierung geschaffen werden soll, die von sämtlichen Akteuren in der Schweiz einzuhalten sind. Hingegen ist die Weiterführung des bisherigen Regimes ohne spezialgesetzliche Regelung aus wettbe- 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 2
werblicher Sicht abzulehnen. Damit sich ein funktionierender Wettbewerb im Erdgaslieferbereich entwickeln kann, würde es nicht ausreichen, wenn lediglich in Bezug auf die Voraussetzungen für den Netzzugang mittels einer Überarbeitung von Art. 13 Abs. 2 RLG detailliertere Vorgaben geschaffen würden. Aus wettbewerblicher Sicht ist zentral, dass im Spezialgesetz regulatorische Schutzbestimmungen zur Gewährleistungen eines diskriminierungsfreien Netzzugangs sowie ein möglichst wettbewerbsneutrales Tarifierungs- und Bilanzierungssystem vorgesehen werden. Nur dadurch kann verhindert werden, dass die Gasnetzbetreiber als angestammte Versorger gegenüber Konkurrenten in den Erdgasliefermärkten aufgrund ihrer Monopolstellung im Netzbereich begünstigt werden. In diesem Zusammenhang ist auch festzustellen, dass die vorgesehene spezialgesetzliche Regelung der Rechtssicherheit besser dient als das Kartellrecht, welches nur den konkreten Einzelfall regeln kann. So führt die WEKO derzeit eine Untersuchung gegen zwei Gasnetzbetreiberinnen wegen möglicherweise unzulässigen Netzzugangsverweigerungen.2 Ein Entscheid dazu wird zu gegebenem Zeitpunkt bekanntgegeben. Wir gehen davon aus, dass sich insbesondere durch die Einführung eines durchgängigen Entry-Exit-Systems (EES) ohne Citygates (Zweivertragsmodell) und einer Tagesbilanzierung ein genügend liquider Markt für alle an das Gasnetz angeschlossenen Endkundinnen und Endkunden entwickeln wird. Das Missbrauchs- und Diskriminierungspotential der Netzbetreiber als angestammte Versorger gegenüber Drittlieferanten auf dem Markt für Erdgaslieferungen an Endkundinnen und Endkunden könnte dadurch massgeblich eingeschränkt werden. Dies entspricht insbesondere auch den Ergebnissen der vom Bundesamt für Energie (BFE) in Auftrag gegebenen Studien. Weiter wird die Verpflichtung zur separaten Ausweisung der Gaslieferkosten, der Netznutzungskosten sowie der übrigen Kosten auf Rechnungen für Endkundinnen und Endkunden Transparenz schaffen, was dem Wettbewerb im Erdgaslieferbereich zugute kommt. Ad Art. 1 - Zweck Antrag: Die bisherige Formulierung in Art. 1 GasVG sei zu streichen. Stattdessen sei gesetzlich vorzusehen, dass das GasVG bezweckt, die Voraussetzungen für eine sichere Gasversorgung sowie für einen wettbewerbsorientierten Erdgasliefermarkt zu schaffen. In den Erläuterungen sei im Kontext mit den neuen gesetzlichen Vorgaben auf den Ausdruck «Rahmenbedingungen» zu verzichten. Begründung: Die vorgeschlagene Formulierung der Zweckbestimmung ist an Art. 1 Abs. 1 StromVG3 angelehnt. Aus Sicht der WEKO kommt dadurch besser zum Ausdruck, dass das GasVG durch die Regelung der Voraussetzungen für die Gewährung des Netzzugangs sowie Markteintrittshürden abbauende verbindliche Vorgaben einen funktionstüchtigen Wettbewerb im Bereich der Erdgaslieferung gewährleisten soll, was gemäss den Ausführungen im Erläuternden Bericht nebst der Sicherstellung der Versorgungssicherheit für den Erlass des Gesetzes wesentlich sein soll.4 2 Vgl. www.weko.admin.ch > Aktuell > Medieninformationen > Medienmitteilungen 2019 > Medienmitteilung vom 31.1.2019, «WEKO eröffnet Untersuchung gegen Gasnetzbetreiber» (11.2.2020). 3 Bundesgesetz über die Stromversorgung vom 23.3.2007 (Stromversorgungsgesetz, StromVG; SR 734.7). 4 Gasversorgungsgesetz, Erläuternder Bericht zur Vernehmlassungsvorlage vom September 2019 (zit. Erläuternder Bericht), 31. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 3
Hingegen sollte in der Zweckbestimmung des GasVG auf den Ausdruck «Rahmenbedingungen» verzichtet werden, weil dies zu Missverständnissen bei der Rechtsanwendung führen könnte. Das GasVG enthält etwa detaillierte rechtsetzende Regelungen zum Netzzugang sowie zu den Netznutzungstarifen und den anrechenbaren Netzkosten. Zudem werden diverse weitere zentrale Aspekte im GasVG umfassend und abschliessend geregelt, etwa die Aufgaben und Zuständigkeiten der involvierten Akteure. Hierbei handelt es sich nicht um blosse «Rahmenbedingungen», welche der Gaswirtschaft grösseren Spielraum bei der Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben belassen würden, sondern um zwingende staatliche Vorschriften, deren Einhaltung die Energiekommission (EnCom) überwachen wird und die nicht mittels Branchendokumenten erweitert oder abgeändert werden können. Ad Art. 5 - Entflechtung Antrag: Es sei in Art. 5 GasVG ein zusätzlicher Absatz einzufügen, wonach die Transportnetzbetreiber zu verpflichten sind, innerhalb von drei Jahren nach Inkrafttreten des GasVG den Netzbereich von den übrigen Tätigkeitsbereichen rechtlich und funktionell zu entflechten. Begründung: Eine Entflechtung ist nur dann wirksam, wenn dadurch die für vertikal integrierte Unternehmen bestehenden Anreize, Wettbewerber in Bezug auf den Netzzugang und dessen Ausgestaltung zu diskriminieren, beseitigt werden.5 Netzbetreiber sind zur Gewährleistung von Transparenz (Art. 11 GasVG) sowie zur diskriminierungsfreien Ausgestaltung und Abwicklung des Netzbetriebs verpflichtet (z. B. Art. 12, 13 und 17 GasVG). Der MGV wird in Zukunft insbesondere mit der Kapazitätsvergabe und dem Bilanzmanagement Funktionen übernehmen, die heute von den Transportnetzbetreibern wahrgenommen werden. Die Unabhängigkeit des von der Gaswirtschaft zu gründenden MGV kann ohne Entflechtung der Bereiche Netz und Energieversorgung in der Unternehmensstruktur der Netzbetretreiber nicht vollumfänglich gewährleistet werden, sofern die Netzbetreiber den MGV kontrollieren können.6 Daher sollte die Unabhängigkeit und überprüfbare Eigenständigkeit des Netzbetriebs von den übrigen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung sichergestellt werden. In Art. 5 GasVG ist lediglich die buchhalterische und informationelle Entflechtung des Netzbetriebs und der weiteren monopolisierten Bereiche von den übrigen Geschäftsbereichen vorgesehen. Aus Wettbewerbssicht erscheint es zumindest geboten, dass der Netzbereich der Transportnetzbetreiber auch rechtlich und funktionell von den übrigen Tätigkeitsbereichen entflochten wird, wie dies auch auf EU-Ebene vorgeschrieben und praktiziert wird.7 Dadurch kann das Potential von vertikal integrierten GVU, ihre starke Marktstellung im Netzbereich - insbesondere bei der Preisgestaltung - zu missbrauchen, um Konkurrenten im Bereich der Erdgaslieferung zu behindern, verringert werden. Im Rahmen der rechtlichen und funktionellen Entflechtung sollte insbesondere sichergestellt werden, dass vertikal integrierte GVU, welche im Bereich der Produktion, des Handels oder der Versorgung tätig sind, weder direkt noch indirekt Anteile an den Transportnetzbetreibern halten dürfen. Die Transportnetzbetreiber sollen ihrerseits nicht an einem vertikal integrierten 5 Richtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13.7.2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG (ABI. L 211/94 vom 14.8.2009; nachfolgend: Richtlinie 2009/73/EG). 6 Vgl. dazu die nachfolgenden Ausführungen zu Art. 28 und 29 GasVG. 7 Vgl. Art. 17-23 der Richtlinie 2009/73/EG. 041.1--00073/C00.2101.111.5.411085 4
GVU beteiligt sein und keine Dividenden oder andere finanziellen Zuwendungen von derartigen Unternehmen erhalten dürfen. Vertikal integrierte GVU sollen die operative Tätigkeit der Transportnetzbetreiber weder direkt noch indirekt beeinflussen können.8 Bereits heute, einige Jahre vor dem allfälligen Inkrafttreten des GasVG, ist die rechtliche Entflechtung der Transportnetzebene - im Sinne einer Strukturbereinigung als Grundvoraussetzung für fairen Wettbewerb im Bereich der Erdgaslieferung - in vollem Gange. Als Antwort auf die anstehende Liberalisierung des Erdgasmarktes beschlossen die an das Netz der Erdgas Ostschweiz AG (EGO) angeschlossenen lokalen Netzbetreiber (Aktionäre) die operative und rechtliche Entflechtung von Netzbetrieb und Gasbeschaffung. Die Abteilung Einkauf und Handel der EGO wurde in die Open Energy Platform AG (Open EP) überführt, die am 1. Oktober 2015 den Betrieb aufnahm. Die Gasbeschaffung für die Aktionäre von EGO erfolgt seit der rechtlichen Entflechtung der EGO durch Open EP.9 Zudem hat kürzlich die Swissgas AG (Swissgas) angekündigt, dass sie in den «nächsten wenigen Jahren» ihre Aktivitäten in den Bereichen Netz und Gasbeschaffung entflechten und sich auf ihre künftige Rolle als Netzgesellschaft von nationaler Bedeutung ausrichten werde.10 Die Swissgas beabsichtigt, sich bis 2020 von der Erdgasbeschaffung zu entflechten und Anfang 2023, nach Ablauf des letzten noch bestehenden langfristigen Beschaffungsvertrages, nicht mehr in diesem Bereich tätig zu sein. Beschaffungsaufträge der Regionalgesellschaften werden gemäss der Swissgas AG ab 2020 explizit nur noch an SET und OpenEP erteilt. Swissgas werde zudem ab Beginn der Entflechtungsumsetzung die beteiligungsseitige Verflechtung zwischen Swissgas und SET auflösen, wobei zu diesem Zweck sämtliche Aktien von Swissgas an SET von Gasverbund Mittelland AG (GVM), Gaznat SA (Gaznat) und der Erdgas Zentralschweiz AG (EGZ) übernommen würden.11 Um die Transportnetzebene rechtlich zu entflechten, wären daher nur noch Umstrukturierungen bei GVM, Gaznat SA und EGZ erforderlich. Wir gehen daher davon aus, dass eine Frist von drei Jahren nach Inkrafttreten des GasVG (wohl nicht vor 2023) für die rechtliche und funktionelle Entflechtung der Schweizer Transportnetzbetreiber ausreichend ist. Ad Art. 7 - freie Lieferantenwahl Antrag: Die bisherige Formulierung in Art. 7 GasVG sei zu streichen. Stattdessen sei gesetzlich vorzusehen, dass die Gasnetzbetreiber verpflichtet sind, sämtlichen möglichen Netznutzern (Zwischenhändlern, Gasversorgern sowie Endkundinnen und Endkunden) den Netzzugang zu gewähren. Begründung: Kein neues rechtliches Monopol schaffen, welches die Entwicklung von Wettbewerb im Erdgaslieferbereich stark verlangsamen würde 8 Vgl. Art. 18 Abs. 3 und 4 der Richtlinie 2009/73/EG. 9 https://openep.ch/ueber-uns/ > Geschichte; https://erdgasostschweiz.ch/fileadmin/Domain 1 /Geschaeftsberichte/GB 2014-15. pdf, 3; https://erdgasostschweiz.ch/fileadmin/Domain 1 /Geschaeftsberichte/GB 2017-18.pdf, 14 (11.2.2020). 10 Medienmitteilung der Swissgas AG vom 25.6.2019; http://www.swissgas.ch/fileadmin/user upload/swissgas/News/Medienmitteilung Swissgas Unbundling 25. Juni 2019 DE.pdf (11.2.2020). 11 http://www.swissgas.ch/ > Downloads> Geschäftsbericht 2018, 36 (11.2.2020). 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 5
Im Gesetzesentwurf ist in Art. 7 GasVG im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden die gesetzliche Verankerung einer so genannten «Teilmarktöffnung» vorgesehen. Nach heute geltendem Recht bestehen sowohl im Bereich der Erdgaslieferung als auch im Bereich der Nutzung von Erdgasnetzen keine gesetzlichen Monopole. Der schweizerische Gasmarkt ist vielmehr bereits seit dem Inkrafttreten des Rohrleitungsgesetzes im Jahr 1964 vollständig geöffnet. Gestützt auf das Rohrleitungsgesetz sind die Netzbetreiber verpflichtet, das Erdgas durchzuleiten, auch wenn dieses nicht beim angestammten Gasversorger - sprich dem lokalen Netzbetreiber - gekauft wird, sofern die Durchleitung technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist, und wenn der Netznutzer eine angemessene Gegenleistung anbietet (vgl. Art. 13 Abs. 2 RLG12). Die angedachte gesetzliche Verankerung der so genannten «Teilmarktöffnung» für Endkundinnen und Endkunden mit einem jährlichen Verbrauch von mindestens 100 MWh würde die Entwicklung eines funktionierenden Wettbewerbs im Bereich der Erdgaslieferung im Vergleich zu heute unnötigerweise massiv behindern und wäre ein Rückschritt gegenüber der bestehenden rechtlichen Situation. Ineffizienzen, überhöhte Monopolgewinne sowie daraus resultierende Wettbewerbsverfälschungen in reinen Dienstleitungsmärkten verhindern Als Ziel der Marktöffnung wird die Erhöhung der Effizienz durch Wettbewerb zugunsten der ganzen Volkswirtschaft angegeben. Die Öffnung der Erdgasliefermärkte für Anbieter und die freie Lieferantenwahl der Endkundinnen und Endkunden sind die zentralen Voraussetzungen, um Wettbewerb und damit grösstmögliche Effizienz der Anbieter im Bereich der Gasversorgung sicherzustellen. Eine vom BFE in Auftrag gegebenen Studie13 schätzt die Gesamtwohlfahrtseffekte auf einen Nettobarwert über 20 Jahre von rund 420 Millionen Franken, wobei für die rund 100 Gasversorgungsunternehmen (GVU) einmalige Umstellungskosten von 7 bis 16 Millionen Franken und für die Endkundinnen und Endkunden Einsparungen mit einem Nettobarwert von knapp 840 Millionen Franken resultieren dürften.14 Dabei sollten sich die Preise für die Erdgaslieferung (unter Berücksichtigung der Grosshandelspreise) spürbar reduzieren. Es kann daher nicht Ziel der Marktöffnung sein, lediglich für einzelne Verbrauchergruppen zum Beispiel Grossabnehmer - günstige Lieferkonditionen für das Erdgas zu ermöglichen. Vielmehr sollte es darum gehen, gesamtwirtschaftliche Vorteile zu erzielen und diese durch eine «vollständige» und diskriminierungsfreie Öffnung des Monopolbereichs sämtlichen Verbrauchergruppen zukommen zu lassen. Bei Einführung der vorgeschlagenen «Teilmarktöffnung» ist zu befürchten, dass in Bezug auf die gebundenen kleineren Gewerbe- und Haushaltskunden die heutigen hohen Margen im 12 Bundesgesetz über Rohrleitungsanlagen zur Beförderung flüssiger oder gasförmiger Brenn- oder Treibstoffe vom 4.10.1963 (Rohrleitungsgesetz, RLG; SR 7 46.1 ). 13 Frontier Economics/lNFRAS, Studie betreffend möglicher Vorgehensweisen bei einer Öffnung des Schweizer Gasmarktes, Bericht für das BFE vom Dezember 2015 (zit. Studie Frontier Economics/lNFRAS), 74 f. 14 Ein Teil der Einsparungen sind Verschiebungen von der Produzentenrente hin zur Konsumentenrente. Die Studie geht von einem «reinen» Wohlfahrtseffekt von 50 % der eingesparten CHF 840 Mio. aus. In Bezug auf die Konsumentenrente (nach Abzug der durch die Gasmarktöffnung bei den Gasunternehmen induzierten Kosten) wird in der Studie davon ausgegangen, dass sich (in Abhängigkeit der Wechselraten) in den ersten fünf Jahren nach dem Inkrafttreten der «vollständigen Marktöffnung» rund CHF 40 Mio. pro Jahr einsparen liessen. Zehn Jahre nach der Öffnung wird von einem Einsparpotential von rund CHF 70 Mio. pro Jahr ausgegangen; vgl. Studie Frontier Economics/lNFRAS (Fn 13), 54 ff. In Bezug auf die gegenwärtige Produzentenrente kann festgestellt werden, dass aufgrund der von diversen Gasnetzbetreibern in ihren Geschäftsberichten ausgewiesenen Gewinne und operativen Geldflüsse ( «Cashflow») die Margen im Bereich der Erdgaslieferung an heute gebundene Endkundinnen und Endkunden von deutlich über 30 % keine Seltenheit zu sein scheinen. 041.1.00073/C00.2101.111.5.411085 6
Bereich der Erdgaslieferung weiterhin in Rechnung gestellt würden, was für die Endkundinnen und Endkunden in der Schweiz jährliche Mehrbelastungen im mittleren zweistelligen Millionenbereich verursachen würde. Die angedachte «Teilmarktöffnung» würde zudem zu einer Ungleichbehandlung zwischen den freien und den gebundenen Endkundinnen und Endkunden führen, die auf denselben Märkten tätig sind, was Wettbewerbsverzerrungen zur Folge hätte. Nach Auffassung der WEKO erscheint eine «vollständige Marktöffnung» aus Sicht des Wettbewerbs, wie diese im umliegenden Ausland bereits seit mehr als einem Jahrzehnt praktiziert wird, daher unumgänglich. Je nach Ausgestaltung der regulatorischen Anforderungen in einem teilliberalisierten System hinsichtlich der Monopolpreise für gebundene Endkundinnen und Endkunden sowie der Kontrollmöglichkeiten des Spezialregulators - etwa geringfügige Sanktionsmöglichkeiten bei Gesetzesverstössen - bestehen für die Netzbetreiber erhöhte Anreize, übermässige Preise für Erdgaslieferungen in der regulierten Versorgung zu verlangen. Der dadurch erzielte Gewinn könnte etwa dafür eingesetzt werden, den im freien Markt belieferten Endkundinnen und Endkunden günstigere Konditionen für die Erdgaslieferung anzubieten, um den Kundenstamm zu erweitern, was eine Diskriminierung und Wettbewerbsverzerrung darstellen würde. Derartige negative Entwicklungen waren im Strombereich zu beobachten, wo die gesetzlich verankerte «Teilmarktöffnung» zu stetig zunehmenden Wettbewerbsverzerrungen führte.15 Seit dem Inkrafttreten der Stromversorgungsgesetzgebung im Jahr 2009 lagen die Kleinkundentarife deutlich über dem saisonbereinigten Börsenpreis, zu dem Grosskunden Strom einkaufen können. Hätten die gebundenen Kleinkunden ebenfalls zu Marktpreisen einkaufen können, wären sie bis heute mit über vier Milliarden Franken weniger belastet worden.16 Im Bereich der Gasversorgung könnten Unternehmen mit einem jährlichen Verbrauch knapp unterhalb der Schwelle von 100 MWh zu teureren Konditionen versorgt werden als Unternehmen mit einem Recht auf Netzzugang, die teilweise «back-to-back» zu den Konditionen im freien Markt beliefert werden. Diese durch die gesetzliche Ausgestaltung geschaffene Ungleichbehandlung würde in Märkten, in denen Unternehmen aus diesen beiden Kundengruppen tätig sind, zu gesetzlich legitimierten Wettbewerbsverzerrungen führen. Markteintrittshürden für neue Anbieter durch künstliche Beschränkung der Nachfrageseite vermeiden Ein funktionierender wirksamer Wettbewerb im Bereich der Gasversorgung setzt hinreichende aktuelle und potentielle Konkurrenz voraus, um Endkundinnen und Endkunden gute Leistungen zu fairen Preisen bereit zu stellen. Bei genügendem Konkurrenzdruck auf die Erdgaslieferpreise wären die lokalen Gasnetzbetreiber sowie die ihnen vorgelagerten Weiterverkäufer gezwungen, ihr Beschaffungs- und Vertriebssystem effizienter auszugestalten, was aus volkswirtschaftlicher Sicht sehr zu begrüssen wäre. Damit ein wirksamer Wettbewerb entstehen kann, ist unter anderem eine genügende Anzahl von potentiellen Endkundinnen und Endkunden (Marktgegenseite) erforderlich. Dies wäre im Gasbereich nur unter der Voraussetzung gewährleistet, dass sämtliche an ein Rohrleitungsnetz angeschlossenen Endkundinnen und Endkunden ihren Erdgaslieferanten frei wählen können. Aufgrund der Abwicklung des Netzzugangs unter den Voraussetzungen der Verbändevereinbarung sind nur 0, 1 % der Endkunden, die 9 % des Verbrauchs ausmachen, netzzugangsberechtigt. Mit einem Schwellenwert von 100 MWh wären in der Schweiz gemäss BFE 15 Im Bereich der Stromversorgung zeigte sich dies etwa wie folgt: Spätestens ab dem Jahr 2014, als die Grosshandelspreise unter die Gestehungskosten der inländischen Energieerzeugungsanlagen fielen, wiesen diverse Verteilnetzbetreiber entgegen den bis Ende Mai 2019 geltenden Vorgaben in Art. 6 Abs. 5 StromVG die Kosten der Eigenproduktion primär der Grundversorgung zu, wodurch einzig die freien Kunden von den auf dem Markt erzielten Preisvorteilen und somit günstigeren Strompreisen profitieren konnten; vgl. Newsletter 6/2016 und 7/2016 der EICom sowie Mitteilung der EICom vom 22.12.2016; www.elcom.admin.ch > Dokumentation (11.2.2020). 16 Zu diesem Ergebnis kommt eine Analyse von Enerprice im Auftrag der Handelszeitung; vgl. MICHAEL HEIM, Leuthards teure Verspätung, in: Handelszeitung vom 8.11.2018, 3. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 7
rund 1 O % der an ein Rohrleitungsnetz angeschlossenen Verbrauchsstätten netzzugangsberechtigt. In absoluten Zahlen betrachtet handelt es sich um ca. 40 000 Verbrauchsstätten. Die an die übrigen 360 000 Verbrauchsstätten angeschlossenen Endkundinnen und Endkunden hätten hingegen keine Möglichkeit, ihren Erdgaslieferanten frei zu wählen und würden dem Versorgungsmonopol des für sie zuständigen Gasnetzbetreibers unterstehen.17 Ein Drittlieferant ohne eigenes Gasnetznetz ist darauf angewiesen, eine gewisse Anzahl an Endkundinnen und Endkunden pro Bilanzzone in seinem Portfolio zu haben, um gegenüber den Netzbetreibern konkurrenzfähig zu sein. Bei Abweichungen des effektiven Verbrauchs gegenüber dem prognostizierten Verbrauch schulden die Endkundinnen und Endkunden respektive deren Drittlieferanten als Teilnehmer einer Bilanzgruppe dem Bilanzgruppenverantwortlichen ein Entgelt. Je grösser und vielschichtiger das Endkundenportfolio eines Lieferanten ist, desto geringer ist sein Risiko, bei Abweichungen eine Entschädigung zahlen zu müssen. Wenn diverse kleinere Endkundinnen und Endkunden eines Lieferanten teilweise etwas mehr und andere etwas weniger Gas verbrauchen, als dem Bilanzzonenverantwortlichen am Vortag gemeldet wurde, heben sich diese Abweichungen innerhalb einer Bilanzgruppe auf. Diesbezüglich wird von «Verschachtelungseffekten» gesprochen. Heute ist es so, dass allergrösstenteils die Netzbetreiber als angestammte Lieferanten von solchen Verschachtelungseffekten profitieren können; dies insbesondere auch aufgrund der Tatsache, dass gemäss der Verbändevereinbarung lediglich grosse Industriekunden netzzugangsberechtigt sind und grosse Wärmekunden, KMU und Haushalte sich nicht von einem Drittanbieter beliefern lassen können. Mit zunehmender Anzahl Endkundinnen und Endkunden im Portfolio könnten auch Drittlieferanten in grösserem Ausmass von solchen Verschachtelungseffekten profitieren. Eine «Teilmarktöffnung» würde die Entwicklung eines funktionierenden Wettbewerbs im Erdgaslieferbereich unter diesen Gesichtspunkten stark verlangsamen. Auch aufgrund der erfahrungsgemäss eher tiefen Wechselraten in den ersten Jahren nach Inkrafttreten der neuen regulatorischen Vorgaben ist für die WEKO eine «vollständige Marktöffnung» mittels eines Spezialgesetzes unabdingbar. Auch Erfahrungen im grenznahen Ausland haben gezeigt, dass eine «vollständige Marktöffnung» nach etwas Vorlaufzeit die Zahl der Anbieter im Bereich der Gasversorgung vervielfachen würde. So hat sich etwa in Österreich gemäss der Aufsichtsbehörde E-Control nach der regulatorischen Einführung der «vollständigen Marktöffnung» die Anzahl der Anbieter innerhalb von 15 Jahren verdreifacht und die Wechselrate ist von 1 % auf 5 % gestiegen.18 Auch in Deutschland hat sich seit der Schaffung einer entsprechenden Rechtsgrundlage die Anzahl der im Markt aktiven Gaslieferanten in den verschiedenen Netzgebieten stetig positiv entwickelt, wodurch Druck auf die Höhe des Entgelts für die Gaslieferung der Netzbetreiber und angestammten Versorger ausgeübt wird.19 17 Erläuternder Bericht (Fn 4), 18. 18 https://www.ots.at/presseaussendung/OTS 20171005 OTS0082/e-control-15-jahregasmarktoeffnung-mehr-anbieter-mehr-auswahl-bild (11.2.2020). Insgesamt 40 Erdgaslieferanten, fast die Hälfte davon sind Drittanbieter ohne eigenes Gasnetz, beliefern 1,3 Millionen Haushalts- und Kleinkunden in Österreich. Im Marktgebiet Ost können Haushalte zwischen mehr als 65 Angeboten von 25 und mehr Anbietern wählen. Im Marktgebiet West TirolNorarlberg hat sich seit der Einführung des neuen Marktmodells und der Öffnung des Retailmarktes im Oktober 2013 das Angebot kontinuierlich erweitert. Während es noch im Jahr 2012 mit goldgas nur einen alternativen Anbieter gab, bekamen Kleinkunden im Jahr 2017 bis zu 4 7 Angebote von 19 unterschiedlichen Anbietern; vgl. Marktbericht der Energy-Control Austria 2017, 50; https://www.e-control.at/publikationen/marktberichte (11.2.2020). 19 In 93 % der Netzgebiete waren 2017 mehr als 50 Gaslieferanten tätig. In über 56 % der Netzgebiete standen den Endkundinnen und Endkunden mehr als 100 Erdgaslieferanten zur Auswahl. Bei gesonderter Betrachtung des Bereichs der Haushaltskunden ist die Entwicklung ähnlich positiv: In rund 87 % der Netzgebiete standen den Haushaltskunden 50 oder mehr Erdgaslieferanten zur Auswahl. In 40 % der Netzgebiete waren mehr als 100 Erdgaslieferanten aktiv tätig. Im bundesweiten Durchschnitt 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 8
Zu den Argumenten im Erläuternden Bericht gegen eine «vollständige Marktöffnung» Im Erläuternden Bericht wird ausgeführt, dass seitens des BFE keine «vollständige Marktöffnung» vorgeschlagen werde, hänge insbesondere mit der in Zukunft abnehmenden Bedeutung des Energieträgers Erdgas im Wärmebereich zusammen. Zudem sei es vorstellbar, dass Wettbewerb im Bereich der Erdgaslieferung die Arbeiten der Gasnetzrückbauten, für welche eine langjährige Planung erforderlich sei, erschweren würde. Vor dem Hintergrund, dass die Gasversorger überwiegend im Eigentum der öffentlichen Hand stünden, welche den Umbau der Wärmeversorgung planen und finanzieren müsse, biete eine «Teilmarktöffnung» für die Kommunen zwei Vorteile: Einerseits könnten sie vorgeben, dass den gebundenen Endkundinnen und Endkunden zu einem gewissen Anteil erneuerbares Erdgas geliefert werden müsse. Andererseits hätten die Kommunen im Falle einer «Teilmarktöffnung» mit dem Netzbetreiber lediglich einen zentralen Ansprechpartner." Die zur Begründung der «Teilmarktöffnung» vorgebrachten Gründe überzeugen nicht. Aus Sicht der WEKO besteht aus volkswirtschaftlicher Sicht kein plausibler Grund, weshalb der Erdgasliefermarkt in der Schweiz regulatorisch begrenzt werden sollte. Die Schweiz ist bereits heute an die internationalen Handelsplätze in Deutschland und Frankreich angebunden. Wird das System diskriminierungsfrei ausgestaltet und erhalten Dritte für die Belieferung sämtlicher Endkundinnen und Endkunden Netzzugang, bestehen keine Hürden für die Entwicklung eines funktionierenden schweizweiten Wettbewerbs. Mittels der Beschränkung der freien Lieferantenwahl durch die neu angedachten regulatorischen Vorgaben wird der Markt für Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden hingegen künstlich verkleinert und für Drittanbieter unattraktiv gemacht. Drittanbieter sind nicht nur mengen-, sondern auch anzahlmässig auf hinreichende Nachfrage angewiesen, um überhaupt in den Markt eintreten zu können. Nur weil die Bedeutung der Gasversorgung in fernerer Zukunft möglicherweise abnehmen könnte, ist dies aus wettbewerblicher Sicht keine Legitimation dafür, insbesondere Endkundinnen und Endkunden, die vor Kurzem eine neue Erdgasheizung eingebaut haben und diese noch mehrere Jahrzehnte betreiben werden, das Recht auf Netzzugang zu verweigern und sie zu zwingen, das Gas zu tendenziell überteuerten Konditionen vom Netzbetreiber/Monopolisten abzunehmen. Im Weiteren ist angesichts der unsicheren Verhandlungen zu einem Stromabkommen zwischen der Schweiz und der EU fraglich, ob es ohne Abkommen und ungenügendem Ausbau von erneuerbaren Energien nach 2030 in der Schweiz nicht zu Investitionen in Gaskraftwerke kommen könnte, wie es Forschende der EPFL und der Universität St. Gallen kürzlich aufgezeigt haben.21 überdies vertritt auch die Eidgenössische Elektrizitätskommission (EICom) als zuständige Aufsichtsbehörde im Bereich der Stromversorgungssicherheit seit geraumer Zeit die Auffassung, dass der Bau von Gaskombikraftwerken ernsthaft in Erwägung zu ziehen ist, um die längerfristige Energieversorgung in der Schweiz sicherzustellen.22 Wie im Erläuternden Bericht richtig ausgeführt wird, würde eine «vollständige Marktöffnung» dazu führen, dass die heute regelmässig überhöhte Monopolrente der Gasnetzbetreiber für kann eine Endkundin oder ein Endkunde in dem Netzgebiet, in welchem sie resp. er an das Gasnetz angeschlossen ist, zwischen 116 verschiedenen Erdgaslieferanten wählen, im Bereich der Haushaltskunden liegt dieser Durchschnitt bei 98 Erdgaslieferanten; vgl. Bundesnetzagentur, Monitoringbericht 2018, 335; https://www. bu ndesnetzagentu r. de/Sh ared Docs/Med iathek/Mon itoring berichte/Mon itoringbericht2018. pdf? blob=publicationFile&v=6 (11.2.2020). 20 Erläuternder Bericht (Fn 4 ), 12. 21 http://www. snf. ch/de/fokusF orsch ung/newsroom/Seiten/news-191205-med ienm ittei I u ng-d ieschweiz-verl iert-weiter-an-einfluss-in-der-eu ropaeischen-energ iepolitik. aspx (11.2.2020). 22 Vgl. Laurianne Altweg (Vizepräsidentin EICom), Referat am EICom-Forum 2019 vom 15.11.2019 in Basel, 8 f.; www.elcom.admin.ch > Dokumentation >Veranstaltungen> EICom-Foren > EICom-Forum 2019 (11.2.2020). Siehe hierzu auch: Gaskraftwerke müssen enttabuisiert werden, Interview mit dem abtretenden EICom-Präsidenten Carlo Schmid-Sutter, in: NZZ vom 21.12.2019, 14 f. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085
die Erdgaslieferung gegenüber den gemäss der Verbändevereinbarung nicht netzzugangsberechtigten Endkundinnen und Endkunden abgebaut würde, was aus wettbewerblicher Sicht als zwingend geboten erscheint. überdies ist davon auszugehen, dass sich nicht nur die Gewinne, sondern auch die Kosten für die Erdgasbeschaffung (exkl. den gegebenen Marktpreis) im Falle einer Konkurrenzsituation verringern werden. Die Gasversorger werden bei Verwirklichung der «vollständigen Marktöffnung» einen verstärkten Anreiz erhalten, auch für die heute faktisch gebundenen kleineren Gewerbe- und Haushaltskunden möglichst kostengünstig Erdgas einzukaufen und insofern ihre Beschaffungsstrategie zu optimieren (z. B. vermehrt kurzfristige Erdgasbeschaffung über internationale Handelsplätze) und diesen Vorteil auch an die Endkundinnen und Endkunden weiterzugeben. Dass sich auch in kleinem Raum Wettbewerb entwickeln kann, zeigt sich beispielsweise in Bezug auf das Fürstentum Liechtenstein. Als EWR-Mitgliedstaat hat Liechtenstein den Gasmarkt vollständig geöffnet. Händler beziehen das Erdgas zur Versorgung von Endkundinnen und Endkunden vom Central European Gas Hub (CEGH) in Österreich. Die gesetzliche Verankerung des Rechts auf Netzzugang zur Belieferung sämtlicher Endkundinnen und Endkunden führte dazu, dass die liechtensteinische Gasversorgung (LGV), die angestammte Netzbetreiberin in Liechtenstein, von Oktober 2014 bis September 2018 Preisreduktionen auf den Kosten für die Erdgaslieferung im Umfang von rund 40 % (aufgrund von tieferen Preisen an den Handelsmärkten sowie durch eine effizientere Ausgestaltung des internen Beschaffungsund Vertriebssystems) direkt an ihre Endkundinnen und Endkunden weitergab.23 Es darf bezweifelt werden, dass die tieferen Bezugskosten unter dem Regime einer «Teilmarktöffnung» ohne Konkurrenzdruck von Drittanbietern in diesem Ausmass an die kleineren Haushalts- und Gewerbekunden weitergegeben worden wären.24 Nebst den bereits heute operationell in der Schweiz im Bereich der Gasversorgung tätigen Händlern Enerprice und Axpo würde es eine «vollständige Marktöffnung» auch weiteren EVU wie Alpiq und BKW oder Akteure aus dem grenznahen Ausland ermöglichen, in den Markt für Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden einzutreten, was den Wettbewerb verbessern würde. Beispielsweise wäre wohl auch die in Liechtenstein domizilierte Gashändlerin Athina AG daran interessiert, kleinere Haushalts- und Gewerbekunden in der Schweiz mit einem jährlichen Verbrauch unter 100 MWh mit Erdgas zu beliefern. Der Eintritt weiterer Akteure in den Markt könnte zudem dazu führen, dass die angestammten Versorger der heute faktisch gebundenen Endkundinnen und Endkunden aufgrund des zunehmenden Preisdrucks ihr eigenes Vertriebssystem effizienter ausgestalten und an die Wettbewerbssituation anpassen würden. Im Weiteren ist es nicht nachvollziehbar, inwiefern die Anzahl der im Erdgas/ieferbereich tätigen Akteure auf dem Gebiet einer bestimmten Stadt oder Gemeinde einen Zusammenhang mit dem Planungsaufwand der Kommunen im Falle von Leitungsstilllegungen haben sollte. 23 Liechtensteiner Vaterland vom 11.9.2018, 3; www.lqv.li/files/attachments/2018-09-11 Vaterland Erdqaspreiserhoehung ab Okt 2018.pdf (11.2.2020). 24 Beispielsweise weigerten sich die industriellen Werke Basel (IWB), eine Empfehlung des Preisüberwachers umzusetzen und Preisreduktionen der Vorlieferantin für die Erdgaslieferung in den Jahren 2013 und 2014 an die Endkunden weiterzugeben. Die Nichtweitergabe wurde seitens IWB damit begründet, dass zum Zeitpunkt der rechtlichen Ausgliederung von IWB im Jahr 2012 eine Neubewertung der Gasnetzinfrastruktur stattgefunden habe, wodurch die Preisreduktion bei der Gaslieferung kompensiert worden sei; vgl. MARTIN REGENASS, Preisüberwacher rüffelt IWB. Die Industriellen Werke Basel hätten 2013 und 2014 die Gaspreise senken müssen, in: Basler Zeitung vom 29.1.2016, 21. Da nicht davon ausgegangen werden kann, dass die Netzbewertung vor der rechtlichen Ausgliederung bei IWB einen Verlust generierte, lässt dies gleichzeitig den Schluss zu, dass die Neubewertung zu erheblichen Mehrbelastungen der Netznutzer führte (aufgrund von Aufwertungen von bereits abgeschriebenen und von den Endkunden bezahlten Anlagerestwerten); vgl. die nachfolgenden Ausführungen zu Art. 19 GasVG. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 10
Sollte strategisch der Abbruch des Gasnetzes beschlossen werden, bleiben die primären Ansprechpartner der Kommunen auch im Falle einer «vollständigen Marktöffnung» im Erdgaslieferbereich die Netzbetreiber sowie die Endkundinnen und Endkunden, die vorzeitig vom Gasnetz getrennt werden sollen, obwohl ihre Gasheizung noch funktionieren würde (Gasheizkessel haben eine Lebensdauer von mind. 15 Jahren). Derartige Stilllegungen sind langwierige Prozesse, welche mehrere Jahre im Voraus angekündigt werden müssen. Gaslieferverträge werden aufgrund der Preisvolatilität jedoch kaum über mehr als einen Zeitraum von drei Jahren abgeschlossen. Insofern ergibt sich aus Sicht der WEKO auch potentiell kein zusätzlicher Koordinationsaufwand für die Kommunen, falls in Zukunft Rohrleitungsnetze definitiv stillgelegt werden sollten, wenn nicht sämtliche Endkundinnen und Endkunden auf ihrem Gebiet durch den örtlich zuständigen Gasnetzbetreiber versorgt werden, sondern auch Drittanbieter im betreffenden Erdgasliefermarkt tätig sind. überdies ist es seitens der Kantone und Gemeinden nicht nur in Bezug auf Gasheizungen, sondern auch hinsichtlich der noch co--scnäducneren Ölheizungen strategisch angedacht, dass diese mittel- und langfristig durch C02-freundliche erneuerbare Energieträger ersetzt werden sollen. Aufgrund der Klimaziele, zu denen sich die Schweiz verpflichtet hat, ist damit zu rechnen, dass nicht nur die Anzahl der Gasheizungen, sondern insbesondere auch die Anzahl der Ölheizungen in der Schweiz in den nächsten Jahrzehnten kontinuierlich abnehmen wird. Soweit ersichtlich wurde es aber hinsichtlich des Verkaufs von Erdöl an Endkundinnen und Endkunden bislang von keiner Seite ernsthaft in Erwägung gezogen, diese Tätigkeit rechtlich zu monopolisieren und exklusiv an staatlich beherrschte Unternehmen zu übertragen. Ebenso wenig ist in diesem Bereich angedacht, die Preise für Öllieferung über die C02- Gesetzgebung hinaus für die kleineren Gewerbe- und Haushaltskunden künstlich zu verteuern und diesen den Bezug von Erdöl zu Wettbewerbskonditionen zu verunmöglichen. Durch die Einführung eines rechtlichen Monopols für kleinere Haushalts- und Gewerbekunden würde diesen zudem die Möglichkeit genommen, den Lieferanten zu wechseln, um qualitativ hochwertigeres Biogas einzukaufen, welches einen geringeren C02-Anteil als konventionelles Erdgas aufweist. Nicht alle Netzbetreiber in der Schweiz bieten ihren Endkundinnen und Endkunden Biogas aus einheimischer Produktion an. Unter der «vollständigen Marktöffnung» könnten innovative Angebote im Bereich der einheimischen Biogasproduktion ohne wettbewerbsverzerrende Subventionen am Markt angeboten und abgesetzt werden. Im Weiteren ist das Argument im Erläuternden Bericht, wonach es den Kommunen einzig eine gesetzliche «Teilmarktöffnung» ermögliche, ihren lokalen GVU Vorgaben hinsichtlich ihres Energieportfolios zu machen, unzutreffend. Die Städte und Gemeinden haben - unabhängig von der Frage des Regulierungsgrades im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden - als Eigentümer der GVU sowohl nach geltendem Recht als auch künftig die Möglichkeit, über deren Beschaffungsstrategie zu bestimmen. Bereits heute versorgen diverse Stadtwerke die Endkundinnen und Endkunden aufgrund einer entsprechenden kommunalen Eigentümerstrategie zu einem gewissen Mindestanteil mit Biogas, ohne dass hierzu eine bundesrechtliche Vorgabe bestehen würde.25 Der diesbezügliche Handlungsspielraum würde bei einer «vollständigen Marktöffnung» in keiner Weise eingeschränkt. Die lokalen Netzbetreiber hätten ohne gebundene Endkundinnen und Endkunden einzig keine absolute Garantie, das Biogas zum Einkaufspreis mit zusätzlichem Gewinn verkaufen zu können. Ein solches Privileg würde jedoch zu Wettbewerbsverzerrungen gegenüber Drittlieferanten ohne eine solche Absatzgarantie führen und den fairen Wettbewerb im Bereich des (grösstenteils im Ausland produzierten) Biogases beeinträchtigen. 25 Vgl. bspw. die Medienmitteilung des Gemeinderats der Stadt Bern und von Energie Wasser Bern (ewb) vom 22.11.2018; https://www.bern.ch/mediencenter/medienmitteilungen/aktuell ptk/biogasanteil-wird-erhoeht (11.2.2020). Zudem kann etwa auf die geplante Änderung der Eigentümerstrategie der Stadt Frauenfeld im Kontext mit der Beschaffung von Biogas ihres Stadtwerks hingewiesen werden; https ://www. tag b latt. ch/ostschweiz/fra u e nfeld/ das-ende-des-erd g as-ze ita lters-ist-na h-n u n-s uchen-d ie-fra ue nfelder -we rkbetrie be-n ach-e rsatz-ld. 1155001 (11.2.2020). 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 11
Zudem liesse sich eine Beschränkung des Erdgasliefermarktes mittels der so genannten «Teilmarktöffnung» auch nicht mit dem Argument legitimieren, dass dadurch der Umsetzungsaufwand bei den Netzbetreibern gegenüber der «vollständigen Marktöffnung» geringfügiger wäre. Aus Sicht des WEKO sowie gemäss den Ergebnissen in der vom BFE in Auftrag gegebenen Studie von Frontier Economics und INFRAS würde der mit der «vollständigen Marktöffnung» einhergehende volkswirtschaftliche Nutzen die allfälligen Umstellungskosten überwiegen.26 Gestützt auf die Verbändevereinbarung sind heute schweizweit rund 400 Endkundinnen und Endkunden netzzugangsberechtigt. Bei Einführung der «Teilmarktöffnung» erhielten die Eigentümer von 40 000 Verbrauchsstätten das Recht auf Netzzugang.27 Insofern müssten Netzbetreiber, welche ihre Systeme zur Abwicklung des Netzzugangs bislang nicht automatisiert haben, auch bei einer «Teilmarktöffnung» im vergleichbaren Umfang Umstellungen vornehmen. Die Prozesse zur Abwicklung des Netzzugangs sind also unabhängig vom künftigen Liberalisierungsgrad zu professionalisieren, um die potentielle Nachfrage erfüllen zu können. Dafür sind insbesondere automatisiere Energiedatenmanagementsysteme erforderlich. Solche Systeme, die sowohl für den Strombereich als auch für den Gasbereich parallel eingesetzt werden können, werden seit geraumer Zeit auf dem Markt angeboten.28 Es sind schlüsselfertige Lösungen im Bereich der intelligenten Messgeräte und der Datenübertragung erhältlich inkl. der gesamten Integration sämtlicher Energieträger (Strom, Gas, Wasser), um die Prozesskosten möglichst tief zu halten. Diese Systeme sind in der Lage, Messdaten automatisiert zu sammeln und auszuwerten.29 Bei diversen Gasnetzbetreibern sind die Voraussetzungen für die automatische Prozessabwicklung im Falle einer Drittbelieferung bereits heute geqeben." Im Übrigen geht die WEKO im Sinne der Ausführungen im Erläuternden Bericht31 davon aus, dass Investitionen in solche Systeme auch nach Inkrafttreten des GasVG als Basis bei der Berechnung der anrechenbaren Kapitalkosten berücksichtigt werden könnten, weil sie für den sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzbetrieb erforderlich sind (vgl. Art. 19 Abs. 1 und 3 GasVG), wodurch sich die allfälligen finanziellen Mehrbelastungen der Netzbetreiber im Kontext mit der Systemumstellung in engen Grenzen halten würden. Weiter ist zu berücksichtigen, dass es sich bei den Gasnetzbetreibern überwiegend um Querverbundunternehmen handelt, die auch im Strombereich tätig sind und von entsprechenden Synergien und Erfahrungen profitieren können.32 Im Übrigen ist die mit der gesetzlichen Verankerung einer «Teilmarktöffnung» einhergehende Zementierung des heute faktischen Versorgungsmonopols der Netzbetreiber zur Belieferung von kleineren Haushalts- und Gewerbekunden auch rein konzeptionell nicht nachvollziehbar. Gemäss den Erläuternden Bericht seien sämtliche Rechtsbeziehungen zwischen Akteuren der Gaswirtschaft sowie den Endkundinnen und Endkunden privatrechtlicher Natur. Dies gelte insbesondere auch für die Erdgaslieferung der Netzbetreiber an Endkunden ohne Netzzugang. Aus der Kontrahierungspflicht der gebundenen Endkundinnen und Endkunden lasse sich nicht 26 Die Studie von Frontier Economics und INFRAS (Fn 13, 74) kommt zum Schluss, dass die einmaligen Umstellungskosten für die Gasnetzbetreiber insgesamt ca. CHF 7 bis CHF 16 Mio. betragen dürften. Bei rund 100 Gasnetzbetreibern macht dies durchschnittlich CHF 70 000 bis CHF 160 000 aus. Was die Kosten für neu anzuschaffende Infrastruktur anbelangt, ist davon auszugehen, dass es sich dabei grösstenteils um regulatorisch aktivierbare Anlagewerte handeln wird, bei denen die Abschreibungen in die Netznutzungstarife eingerechnet werden dürfen. 27 Erläuternder Bericht, 18. 28 https://www.optimatik.ch/loesungen/energiedatenmanagement (11.2.2020). 29 Z. B. Meter-Data-Management Sagemcom Fröschl GmbH und Smart Metering- und Smart Grid- System GRIDSTREAM AIM Landis+Gyr. 30 Gasverbund Mittelland AG (GVM), Geschäftsbericht 2017/2018, 15; https://www.gvm-ag.ch/mediengvm/medien.html (11.2.2020). 31 Erläuternder Bericht (Fn 4), 63. Demnach soll es sich bei den Umstellungskosten im Kontext mit der Lastgangmessung sowie Einführung von Standardlastprofilen und IT-Systemen um «Kapitalkosten» handeln. 32 Im Strombereich hatten die Netzbetreiber ab Inkrafttreten des StromVG im Jahr 2008 ihre Systeme an die Anforderungen einer Teilmarktöffnung auszurichten. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 12
folgern, dass es sich beim Netzbetrieb um eine staatliche Aufgabe handle. Die regulierte Versorgung stelle keine Form des Service public dar.33 Das Gesetz vermittle den Endkundinnen und Endkunden und Erzeugern keinen Anspruch auf Netzanschluss.34 Hinreichende Gründe, die den mit einer blassen «Teilmarktöffnung» verbundenen Eingriff des Staates in die rein privatrechtlichen Rechtsverhältnisse zwischen den Endkundinnen und Endkunden sowie den Erdgaslieferanten legitimieren würden, liegen nicht vor. Im Zusammenhang mit der Kontrahierungspflicht der Endkundinnen und Endkunden ohne Netzzugang könnte vielmehr ein Eingriff in die Wirtschaftsfreiheit von bestimmten Endkundinnen und Endkunden sowie insbesondere von dritten Erdgaslieferanten vorliegen, da diese in ihrer Erwerbstätigkeit - dazu gehört auch die freie Wahl der Vertragspartner- eingeschränktwerden.35 Auch unter Berücksichtigung der Erläuterungen ist aus Sicht der WEKO kein öffentliches Interesse ersichtlich, welches es rechtfertigen würde, bestimmten Endkundinnen und Endkunden abhängig von ihrem Verbrauch die Wahl des Erdgaslieferanten auf unbestimmte resp. unbegrenzte Zeit zu verbieten.36 Zudem erscheint die Verhältnismässigkeit eines solchen Eingriffs zweifelhaft. Es gibt mildere Mittel als ein für kleinere Haushalts- und Gewerbekunden geltendes Verbot der freien Lieferantenwahl, um längerfristig eine nachhaltige und umweltschonende Wärmeversorgung sicherzustellen; etwa finanzielle Anreize für einen Wechsel zu einem erneuerbaren Heizsystem nach dem Lebensende des bisherigen Heizsystems oder strengere Vorgaben für sämtliche Endkundinnen und Endkunden im Rahmen der C02-Gesetzgebung. Schliesslich ist darauf hinzuweisen, dass es seitens der EU bis heute zu keinem Zeitpunkt angedacht war, die im Rahmen der «vollständigen Marktöffnung»37 seit über einem Jahrzehnt bestehende Verpflichtung der Netzbetreiber zur Gewährleistung des diskriminierungsfreien Netzzugangs im Gasbereich zur Belieferung sämtlicher Endkundinnen und Endkunden aufzuheben und den Wettbewerb in den Erdgasliefermärkten zu beschränken38; dies, obwohl sich die EU-Mitgliedstaaten wie die Schweiz im Rahmen des Pariser Klimaschutzübereinkommens zur Einhaltung von ambitionierten Zielvorgaben verpflichtet haben und sich auch die EU verbindliche Richtwerte hinsichtlich der Energiewende gesetzt hat39. Demnach ist es aus Sicht der EU möglich, die Energiewende zu schaffen, ohne den Wettbewerb im Bereich der Erdgaslieferung einzudämmen und potentielle Konkurrenten der Netzbetreiber vom Markt um kleinere Haushalts- und Gewerbekunden auszuschliessen. 33 Erläuternder Bericht (Fn 4), 29. 34 Erläuternder Bericht (Fn 4 ), 31. 35 Vgl. statt vieler: BGE 143 1 395 E. 4.1. 36 Insbesondere stellt eine allfällige an das Gemeinwesen abzuliefernde Gewinnmarge aus dem Geschäft der angestammten Netzbetreiber mit Erdgaslieferungen an gebundenen Endkundinnen und Endkunden wohl kein zulässiges öffentliches Interesse für einen Eingriff in die Wirtschaftsfreiheit dar, sondern wäre als rein fiskalisch einzuschätzen; vgl. BGE 138 1 378 E. 8.6. 37 Vgl. Art. 32 der Richtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13.7.2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG (ABI. L 211 vom 14.8.2009, S. 94). 38 Vgl. bspw. den vierten Bericht der EU-Kommission zur Lage der Energieunion vom 13.5.2019 (COM(2019) 175 final). 39 Bis 2030: Verringerung der EU-internen Treibhausgasemissionen um mindestens 40 % gegenüber dem Stand von 1990, Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien auf mindestens 32 % und Erhöhung der Energieeffizienz um mindestens 32,5 %; vgl. Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11.12.2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (ABI. L 328 vom 21.12.2018, S. 82) sowie Richtlinie (EU) 2018/2002 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11.12.2018 über Energieeffizienz (ABI. L 328 vom 21.12.2018, S. 210). 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 13
Ad Art. 9 - Regulierte Versorgung Antrag: 1 Art. 9 GasVG sei zu streichen. Begründung: Falls der Antrag der WEKO zu Art. 7 GasVG berücksichtigt und gesetzlich die «volle Marktöffnung» verankert wird, ist keine regulatorische Versorgung erforderlich, da die Endkundinnen und Endkunden den Erdgaslieferanten frei wählen können. Gemäss der vorgesehenen Konzeption des GasVG soll es sich bei der regulierten Versorgung nicht um eine Form des Service public handeln. Zudem soll für die Netzbetreiber auch künftig keine bundesrechtlich verankerte Pflicht zum Netzanschluss von Endkundinnen und Endkunden geben.40 Daher beantragt die WEKO, dass Art. 9 GasVG gestrichen wird. Ad Art. 11 - Rechnungsstellung Aus wettbewerblicher Sicht ist es sehr zu begrüssen, dass die Akteure der Gasversorgung in Art. 11 GasVG verpflichtet werden sollen, die Netzkosten, die Kosten für die Erdgaslieferung sowie weitere Kosten auf den Rechnungen an Endkundinnen und Endkunden zu entflechten. Durch das Unbundling der Netzkosten von den Kosten für die Erdgaslieferung in den Rechnungen erhalten die Endkundinnen und Endkunden Transparenz über die Höhe des von ihnen zu entrichtenden Preises für die Erdgaslieferung. Diese Transparenz erleichtert es ihnen, im Bereich der Erdgaslieferung mittels Einholung von Offerten bei Konkurrenzunternehmen Preisvergleiche für die einzelnen bezogenen Leistungen vorzunehmen, was dem Wettbewerb förderlich sein wird. Ad Art. 12 - Netzzugang Antrag: Art. 12 GasVG sei dahingehend umzuformulieren, dass der diskriminierungsfrei auszugestaltende Netzzugang nur bei ungenügender Qualität des einzuspeisenden Gases verweigert werden darf. Begründung: Falls dem Antrag des WEKO zu Art. 7 GasVG entsprochen und eine «vollständige Marktöffnung» eingeführt wird, ist die Formulierung in Art. 12 GasVG konsequenterweise ebenfalls anzupassen, da in diesem Fall keine Einschränkungen hinsichtlich der Lieferantenwahl mehr bestehen. 40 Erläuternder Bericht (Fn 4), 36. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 14
Ad Art. 13 - Ein- und Ausspeiseverträge Antrag: Art. 13 Abs. 2 GasVG sei dahingehend zu ergänzen, dass die EnCom Änderungen der von der Gaswirtschaft ausgearbeiteten Vertragsstandards beantragen kann, falls diese zur Gewährleistung des stabilen Netzbetriebs nicht zwingend erforderlich sind und zu Diskriminierungen von Netznutzern (Händler, Lieferanten sowie Endkundinnen und Endkunden) bei der Abwicklung des Netzzugangs führen können. Die EnCom hat vor einer Änderung die WEKO zu konsultieren. Begründung: Entry-Exit-System (EES) ohne Citygates (Zweivertragsmodell) Die WEKO begrüsst es, dass im Gesetzesentwurf in Art. 13 Abs. 1 ein Entry-/Exit-Tarifsystem ohne Citygates angedacht ist. Hieraus ergibt sich, dass ein Netznutzer lediglich zwei Netznutzungsverträge abschliessen muss, um Gasmengen über einen beliebigen Einspeisepunkt in das Schweizer Marktgebiet zu importieren und bis zum massgeblichen Ausspeisepunkt für die Belieferung seiner Endkundin oder seines Endkunden transportieren zu können.41 Dieses Modell wird bei Einführung einer «vollständigen Marktöffnung» zu einer grösseren Vielfalt an Anbietern und einer höheren Liquidität im Schweizer Gasmarkt führen. Das Zweivertragsmodell trägt unter diesen Voraussetzungen massgeblich zu einem wirksamen und unverfälschten Wettbewerb bei. Für Netznutzer ist es mit weniger grossem administrativem Aufwand verbunden als das von der Gaswirtschaft bevorzugte EES mit Citygates. Bei einem EES mit Citygate (Status quo) müssen die Netznutzer nebst einer Buchung beim Einspeisepunkt und einer solchen beim Ausspeisepunkt (Citygate) zusätzlich noch einen Vertrag mit dem lokalen Netzbetreiber schliessen (Dreivertragsmodell). Mit einem solchen Modell könnte es zu Diskriminierungen kommen, da Netznutzer (Lieferanten und lokale Netzbetreiber) zusätzlich auch am Citygate Kapazität buchen müssen. Zudem würden hierdurch die Transaktionskosten ohne erkennbaren Mehrwert deutlich steigen. Als integrierte Versorger mit grossem Kundenportfolio profitieren die lokalen Netzbetreiber gegenüber Drittlieferanten von Verschachtelungseffekten aus der vertraglichen Bündelung, so dass sie für die Belieferung einer bestimmten Endkundin oder eines bestimmten Endkunden weniger Kapazität buchen müssen als ein Drittlieferant.42 Das Zweivertragsmodell stellt daher insbesondere sicher, dass Drittlieferanten gegenüber lokalen Netzbetreibern im Erdgasliefermarkt nicht benachteiligt werden. Vertragsstandards für Ein- und Ausspeiseverträge (Art. 13 Abs. 1 und 2 GasVG) In Art. 13 Abs. 2 GasVG ist vorgesehen, dass die Netzbetreiber unter vorgängiger Konsultation der «interessierten Kreise» hinsichtlich der Inhalte der Ein- und Ausspeiseverträge einen für das Marktgebiet einheitlichen Standard festzusetzen haben. Bereits heute legen die Netzbetreiber als Monopolanbieter für den Transport und die Verteilung von Erdgas über Rohrleitungsnetze die Standardinhalte der Netznutzungsverträge einseitig fest.43 Da die Netzbetreiber auch künftig die wesentlichen Inhalte der Netznutzungsverträge einseitig nach ihren Vorstellungen werden ausgestalten können, besteht die Gefahr, dass Netznutzer (Händler, Lieferanten sowie Endkundinnen und Endkunden) aufgrund einzelner Vertragsbestimmungen benachteiligt bzw. diskriminiert werden könnten. Es ist nicht auszuschliessen, dass die Netzbetreiber als angestammte Versorger versuchen könnten, aktuelle und potentielle Konkurrenten im Bereich der Erdgaslieferung zu behindern, um gegenüber dem bisherigen Kundenstamm höhere Preise (weiterhin) durchzusetzen. Gemäss dem Gesetzesentwurf 41 Erläuternder Bericht (Fn 4), 20. 42 EVU-Partners, Gasmarkt Schweiz 2017, 13; http://www.evupartners.ch/evupartners/wp-contenUuploads/2017/06/20170623 gasmarkt-schweiz-2017-1.pdf (11.2.2020). 43 Vgl. Musterverträge auf der Webseite der KSDL; http://www.ksdl-erdgas.ch/downloads/ (11.2.2020). 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 15
müssen die «interessierten Kreise» und die EnCom lediglich konsultiert werden, haben aber kein Mitspracherecht. Ihre Einwände müssen daher von der Gaswirtschaft bei der Erarbeitung der Vertragsstandards nicht zwingend berücksichtigt werden. Im GasVG ist zurzeit keine rechtliche und funktionelle Entflechtung des Netzbetriebs eines vertikal integrierten EVU von den übrigen Geschäftsbereichen angedacht (vgl. Art. 5 GasVG). Insofern besteht bei der Ausarbeitung der Vertragsstandards ein gewisses Missbrauchspotential. Dies spricht dafür, dass die künftige Aufsichtsbehörde EnCom die Befugnis erhalten soll, Anpassungen der Standards vorzuschreiben, wenn diese Drittlieferanten im Bereich der Versorgung von Endkundinnen und Endkunden behindern, ohne dass dies zur Aufrechthaltung der Netzstabilität zwingend erforderlich wäre und insofern dazu führen kann, dass der Netzzugang nicht effizient und diskriminierungsfrei ausgestaltet ist. Vor diesem Hintergrund beantragt die WEKO, dass die EnCom in Art. 13 GasVG befugt werden soll, die einheitlichen Vertragsstandards abzuändern, wenn diese zu einer ungerechtfertigten Behinderung von Drittanbietern im Bereich der Erdgaslieferung an Endkundinnen und Endkunden führt und der Netzzugang dadurch nicht effizient und diskriminierungsfrei ausgestaltet wird. Die EnCom soll vor einer Änderung die WEKO konsultieren, da diese im Kontext mit Wettbewerbsverzerrungen aufgrund von Diskriminierungen über besonderes Fachwissen verfügt. Ad Art. 14 - Nutzung der Kapazitäten des Transportnetzes Antrag: Es sei in Art. 14 GasVG ein neuer Absatz einzufügen, wonach die EnCom befugt ist, die vom MGV zu publizierende Kapazitätsberechnung zu überprüfen und abzuändern, falls sie unter Berücksichtigung der Netzstabilität und des effizienten Netzbetriebs zu tief angesetzt wurde. Begründung: Möglichkeit zur Überprüfung der technischen Kapazität an den Grenzübergangspunkten durch die EnCom Voraussetzung für einen effizienten Wettbewerb im Bereich der Erdgaslieferung ist, dass die in der Schweiz tätigen Händler und Lieferanten die vorhandenen Transportnetze flexibel nutzen können, um Gas entsprechend den Preissignalen zu transportieren. Nur ein gut funktionierender Verbund von Transportnetzen, der gleiche Zugangsbedingungen für alle bietet, ermöglicht einen ungehinderten Gasfluss für den Transit sowie zur Versorgung der Endkundinnen und Endkunden.44 Ein diskriminierungsfrei ausgestaltetes Kapazitätsvergabeverfahren, worin sämtliche aus technischer Sicht verfügbare Netzkapazität versteigert wird, zieht mehr Händler und Lieferanten an, wodurch sich die Liquidität an den Gashandelsplätzen erhöht und ein Beitrag zu effizienten Preisfindungsmechanismen und damit zu fairen Gaspreisen geleistet wird, die auf dem Grundsatz von Angebot und Nachfrage beruhen. Vor diesem Hintergrund sollte den Transportnetzkunden unter Berücksichtigung der Netzstabilität und des effizienten Netzbetriebs die maximale verfügbare Kapazität zur Verfügung gestellt werden. Um sicherzustellen, dass nicht ohne legitime technische Gründe freie Kapazitäten blockiert und dem Wettbewerb entzogen werden, sollte die EnCom die jährlich vom MGV 44 Verordnung (EU) 2017/459 der EU-Kommission zur Festlegung eines Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 984/2013 (ABI. L 72/1 vom 17.3.2017; nachfolgend: Verordnung [EU] 2017/459), E. 4. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 16
unter Berücksichtigung der Vorgaben in der EU45 zu berechnende technische Kapazität an den Grenzübergangspunkten überprüfen und bei Bedarf anpassen dürfen. Wir beantragen, Art. 14 GasVG in diesem Sinne zu ergänzen. Eine entsprechende Befugnis kommt etwa auch der Bundesnetzagentur in Deutschland zu.46 Ad Art. 17 - Netznutzungstarife der Verteil netze Antrag: Im Erläuternden Bericht sei zu Art. 17 GasVG festzuhalten, dass Verschachtelungseffekte auf der Verteilnetzebene über angemessene Leistungstarife diskriminierungsfrei an alle Netznutzer weiterzugeben sind und dass die Leistungskomponente der an die Endkundinnen und Endkunden verrechneten Netznutzungsentgelte nicht auf den gebuchten Kapazitäten zu basieren hat, sondern anhand der effektiv realisierten Leistungsspitzen bestimmt werden soll. Begründung: In Art. 12 GasVG ist vorgesehen, dass die Netzbetreiber den Netznutzern diskriminierungsfrei Netzzugang zu gewähren haben. Gemäss Art. 16 Abs. 1 GasVG müssen die Tarife für die Nutzung der Verteilnetze distanzunabhängig sein und die verursachten Netzkosten wiederspiegeln. Dem Prinzip der Verursachergerechtigkeit, das auch im Erläuternden Bericht hervorgehoben wird,47 ist im Sinne einer effizienten Kapazitätszuordnung aus ökonomischer Sicht grundsätzlich zuzustimmen. Dazu möchten wir im Hinblick auf die Leistungskomponente des Netznutzungstarifs folgende Feststellungen machen: Der Verteilnetzbetreiber bucht gemäss dem Erläuterndem Bericht die Kapazität, welche für die Belieferung sämtlicher an sein Netz angeschlossener Endkundinnen und Endkunden notwendig ist, über einen Netzkoppelungsvertrag.48 Da einem einzelnen Verbraucher schon beim Netzanschluss zugesichert wird, dass er im Rahmen der Kapazität seiner Netzanschlussleitung langfristig Erdgas beziehen kann, kann der mittel- bis langfristige Gesamtkapazitätsbedarf aller Endkundinnen und Endkunden in einem Verteilnetz für diese Buchung schon im Rahmen der Netzentwicklungsplanung beim vorgelagerten Netzbetreiber vorgebracht werden (Art. 4 Abs. 1 Bst. c GasVG). Für die Buchung resultieren aus der Bündelung der Kapazitäten Verschachtelungseffekte mit der Folge, dass der Verteilnetzbetreiber nicht zu jedem Zeitpunkt der Tarifperiode die maximale (erwartete) Leistungsspitze für alle Endkundinnen und Endkunden bereithalten muss. Damit kann er auf dem vorgelagerten Netz auch weniger Kapazität buchen als die Summe aller maximalen (erwarteten) Leistungsspitzen, die in der Tarifperiode realisiert werden. Im Sinne der effizienten Nutzung der vorhandenen Kapazitäten und der Verursachergerechtigkeit lassen sich daraus zwei Schlussfolgerungen ziehen: Die Verschachtelungseffekte müssen über angemessene Leistungstarife diskriminierungsfrei an alle Netznutzer - und damit auch an Drittlieferanten respektive drittbelieferte Endkundinnen und Endkunden - weitergegeben werden und die in Rechnung gestellten Netznutzungsentgelte sollten - bezogen auf die Leitungskomponente - auf den tatsächlich realisierten Leistungsmaxima der Endkundinnen 45 Art. 6 Verordnung (EU) 2017/459. Demzufolge haben die Fernleitungsnetzbetreiber in den EU-Mitgliedstaaten eine gemeinsame Methodik zur Berechnung der technischen Kapazität an den Netzkoppelungspunkten zu entwickeln. 46 § 9 Abs. 1 i. V. m. § 50 Abs. 1 Ziff. 4 der Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen vom 3.9.2010 (Gasnetzzugangsverordnung, GasNZV; BGBI. 1 S. 1261), die zuletzt durch Art. 1 der Verordnung vom 13.6.2019 (BGBI. 1 S. 786) geändert worden ist. 47 Erläuternder Bericht (Fn 4), 34. 48 Erläuternder Bericht (Fn 4), 16. 041.1-00073/C002101.111.5.411085 17
und Endkunden basieren. Demgegenüber sollen - entgegen der teilweise heute bei der Tarifierung von eigen belieferten Grosskunden bestehenden Praxis der lokalen Netzbetreiber - die gebuchten Kapazitäten für die Berechnung der Netznutzungsentgelte nicht massgeblich sein. Mit diesen Ausführungen in den Erläuterungen sollen die Grundsätze des diskriminierungsfreien Netzzugangs und der Verursachergerechtigkeit konkretisiert und sichergestellt werden, dass eigenbelieferte Endkundinnen und Endkunden gegenüber drittbelieferten Endkundinnen und Endkunden nicht bevorteilt werden. Ohne Berücksichtigung dieser aus dem Grundsatz der Verursachergerechtigkeit ableitbaren Prinzipien würden Anreize gesetzt, dass die Endkundinnen und Endkunden beim angestammten Gasnetzbetreiber als Lieferanten bleiben, was negative Auswirkungen auf den sich entwickelnden Erdgasliefermarkt hätte. Ad Art. 19 sowie Art. 41 Abs. 6 -Anrechenbare Netzkosten Antrag: Bewertungsmethode Art. 19 Abs. 4 Satz 1 GasVG, wonach die Kapitalkosten auf der Basis der ursprünglichen Anschaffungs- und Herstellkosten (AHK) zu ermitteln sind, sei zu streichen. Stattdessen sei gesetzlich vorzuschreiben, dass die anrechenbaren Kapitalkosten anhand der Restbuchwerte der Netzinfrastruktur in der Finanzbuchhaltung zu bestimmen sind. Zudem sei auf Gesetzesstufe zu verankern, dass Anlagenaufwertungsgewinne, die in der Vergangenheit getätigt wurden, von den Restbuchwerten abzuziehen sind. Eventualiter für den Fall, dass das Konzept der Netzbewertung basierend auf den ursprünglichen AHK beibehalten werden sollte: Es sei in Art. 19 GasVG gesetzlich zu verankern, dass in der Vergangenheit in der Finanzbuchhaltung nicht aktivierte oder bereits vollständig abgeschriebene Anlagewerte nicht als Basis zur Bestimmung der anrechenbaren Kapitalkosten berücksichtigt werden dürfen, ausser der Gasnetzbetreiber kann glaubhaft aufzeigen, dass die betreffenden Kosten den Netznutzern zu einem früheren Zeitpunkt nicht über die Betriebskosten in Rechnung gestellt wurden und folglich im betreffenden Umfang unberücksichtigt blieben. Sollte der Hauptantrag oder der Eventualantrag berücksichtigt werden, sei Art. 41 Abs. 6 GasVG zu streichen. Synthetische Bewertung Pie Möglichkeit der synthetischen Bewertung sei auf Gesetzesebene auf Ausnahmekonstellationen aufgrund von ausserordentlichen Ereignissen zu beschränken, die der Netzbetreiber nicht selber beeinflussen konnte; beispielsweise Naturkatastrophen, Brände, Sabotageakte Dritter sowie Netzverkäufe, die sich vor mehr als zwanzig Jahren ereignet haben. Das blasse Nichtauffinden der für die historische Bewertung erforderlichen Unterlagen soll hingegen nicht zur synthetischen Bewertung berechtigen. Art. 19 Abs. 4 Satz 2 GasVG sei entsprechend umzuformulieren. Angemessener Gewinn Art. 19 Abs. 3 GasVG sei dahingehend umzuformulieren, dass der angemessene Gewinn im Netzbereich der risikolosen Verzinsung von Bundesobligationen mit zehnjähriger Laufzeit zu entsprechen hat. Dabei sei auf die für das vorangehende Kalenderjahr veröffentlichte durchschnittliche Jahresrendite und nicht auf pauschale Werte abzustellen. Zudem sei ein Zuschlag im tiefen einstelligen Prozentbereich zu berücksichtigen, womit die äussert geringen marktbedingten Risiken im Bereich des Netzbetriebs abgegolten werden. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 18
Effektiv angefallene Fremdkapitalzinsen als anrechenbare Kapitalkosten In Art. 19 Abs. 3 GasVG sei zusätzlich vorzusehen, dass die effektiv angefallenen Fremdkapitalzinsen bei den anrechenbaren Kapitalkosten geltend zu machen sind. Begründung: Basis zur Berechnung der anrechenbaren Kapitalkosten Hauptantrag Art. 19 Abs. 4 Satz 1 GasVG, wonach die anrechenbaren Kapitalkosten auf Basis der ursprünglichen AHK zur ermitteln sind, entspricht wortwörtlich Art. 15 Abs. 3 Satz 1 StromVG. Insofern scheint der Bundesrat für die Bewertung der Gasnetzinfrastruktur vollumfänglich die Grundsätze der Stromversorgungsgesetzgebung übernehmen zu wollen. Somit wäre bei der Auslegung dieser Bestimmung wohl auch die Rechtsprechung zu den analogen Vorgaben im StromVG und in der StromW49 zu berücksichtigen. Das im StromVG verankerte Bewertungskonzept führt potentiell zu volkswirtschaftlich schädlichen Mehrfachbelastungen der Endkundinnen und Endkunden respektive übermässigen Erträgen bei den Stromnetzbetreibern, weshalb es aus Sicht der WEKO nicht in das GasV'3 übernommen werden sollte. Bei übermässigen Erträgen im Netz als Monopolbereich bestünde eine erhöhte Gefahr von wettbewerbsschädigenden Quersubventionen durch die Gasnetzbetreiber, um ihre Position in benachbarten Dienstleistungsmärkten zu verbessern. Unserer Auffassung nach sollte die Gasnetzinfrastruktur stattdessen auf Basis der Restbuchwerte in der Finanzbuchhaltung ermittelt werden. Mit diesem Ansatz sind Mehrfachbelastungen der Netznutzer ausgeschlossen, sofern allfällige Aufwertungsgewinne in der Vergangenheit von den Restbuchwerten in Abzug gebracht werden. Eine solche Bewertungsmethode für Infrastruktur im Monopolbereich ist nichts Ungewöhnliches; derartige Vorgaben bestehen etwa im Bereich des Fernmelderechts bei der Netzbewertung im Rahmen der Orundversorqunq'? Die Verwendung der ursprünglichen51 AHK als Basis der Netzbewertung bedeutet im Bereich der Stromversorgung in der Praxis, dass Anlagen kalkulatorisch maximal zu den damaligen AHK vermindert um die Abschreibung gemäss den von den Netzbetreibern festgelegten Nutzungsdauern bewertet werden dürfen. Die Situation hinsichtlich der gewählten Rechtsform stellt sich bei den Gasnetzbetreibern heterogen dar: Es gibt privatrechtliche Aktiengesellschaften, öffentlich-rechtliche Anstalten mit eigener Rechtspersönlichkeit sowie unselbständige Verwaltungszweige von Gemeinden (öffentlich-rechtliche Körperschaften). Insofern unterschied sich die Rechnungslegungspraxis beim Bau der Gasnetzinfrastruktur. Somit bestanden etwa hinsichtlich der Frage, welche Vermögenswerte zu aktivieren sind, und wie und über welche Dauer aktivierte Vermögenswerte abzuschreiben sind, unterschiedliche Vorgaben. Diverse Netzbetreiber schrieben aktivierte Gasnetzinfrastruktur in der Vergangenheit nicht linear über die angenommene Nutzungsdauer, sondern rascher ab, oder sie verwendeten eine kürzere Abschreibedauer als die bei Verwirklichung des Gesetzesentwurfs von der Gaswirtschaft festzusetzenden einheitlichen Nutzungsdauern. Bei Berücksichtigung des Konzepts AHK anstelle der Buchwerte würde dies je nach Art und Umfang der bisherigen Abschreibungen dazu führen, dass Anlagen kalkulatorisch aufgewertet würden und ein zweites Mal abgeschrieben werden dürften. Solche (nach Inkrafttreten der betreffenden Bestimmungen) gesetzlich legitimierten Aufwertungen hätten zur Konsequenz, dass die betreffende Gasnetzinfrastruktur im 49 Stromversorgungsverordnung vom 14.3.2008 (StromW; SR 734.71 ). 50 Vgl. Art. 14 Abs. 1 Bst. b der Verordnung über Fernmeldedienste vom 9.3.2007 (FDV; SR 784.101.1 ). 51 Art. 14 Abs. 4 Satz 1 GasVG entspricht wörtlich Art. 15 Abs. 3 Satz 1 StromVG. Mit Verwendung des Begriffs «ursprüngliche» AHK kommt die Absicht des Gesetzgebers zum Ausdruck, dass nicht beliebige Anschaffungs- bzw, Herstellkosten zu einem späteren Zeitpunkt als anrechenbar akzeptiert werden sollen, sondern ausschliesslich die anfänglichen - d.h. die beim Bau der betreffenden Anlage entstandenen - Kosten. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 19
Umfang der Aufwertungen ein zweites Mal durch die Endkundinnen und Endkunden bezahlt würde.52 Gemäss Angaben der EICom wurde die Möglichkeit zur Aufwertung historisch bewerteter Netze im Bereich der Stromversorgungsgesetzgebung zum Zeitpunkt der Einführung des StromVG von rund 90 % der Netzbetreiber genutzt. 53 Aus volkswirtschaftlicher Sicht noch negativer könnte sich die Tatsache auswirken, dass bei einer Netzbewertung auf Basis der AHK anstelle der Buchwerte in der Vergangenheit nicht aktivierte und von den Endkundinnen und Endkunden bereits vollständig über die Betriebskosten bezahlte Anlagen bei der Berechnung der Kapitalkosten mitberücksichtigt werden dürften. Netzkosten können grundsätzlich entweder über die laufenden Betriebskosten oder mittels Aktivierung und Abschreibung gedeckt werden. Wenn Anlagewerte in der Vergangenheit aufgrund der damaligen Aktivierungspraxis nicht in der Finanzbuchhaltung aktiviert und abgeschrieben wurden, ist davon auszugehen, dass sie stattdessen von den Netznutzern über die laufenden Einnahmen finanziert wurden. Andernfalls hatte ein Netzbetreiber im betreffenden Umfang ungedeckte Ausgaben generiert. Nicht glaubhaft wäre es etwa, wenn ein Netzbetreiber vorbringt, nicht aktivierte Gasnetzinfrastrukturanlagen den Endkundinnen und Endkunden in seinem Netzgebiet noch nicht verrechnet zu haben, wenn das Unternehmen zum Zeitpunkt des Baus der Anlagen nicht auf eine anderweitige Finanzierung zurückgreifen musste und sich die Betriebsrechnung ausgeglichen gestaltete. Gemäss der bundesgerichtlichen Rechtsprechung im Strombereich darf aufgrund der Massgeblichkeit der AKH anstelle der Buchwerte nicht darauf abgestellt werden, ob Anlagewerte in der Vergangenheit aktiviert wurden.54 Für das Bundesgericht ist demnach der Umstand, dass bestimmte Anlagen vor Inkrafttreten des StromVG bereits vollständig von den Netznutzern bezahlt wurden, kein zum Nachteil der Netzbetreiber zu berücksichtigendes Kriterium bei der Berechnung der anrechenbaren Kapitalkosten. Die Zulässigkeit solcher Neubewertungen führt in der Konsequenz dazu, dass die Netznutzer die Kosten für Gasnetzinfrastruktur im Extremfall doppelt zu bezahlen haben, falls es sich um kürzlich erstellte Anlagen handelt und die Netzbetreiber in der Vergangenheit keine Aktivierungen tätigten, sondern ihre Aufwendungen für die Gasnetzinfrastruktur über die laufende Rechnung bzw. Gewinnrücklagen abwickelten. 55 Aus dem Strombereich ist bekannt, dass insbesondere als Netzbetreiber tätige öffentlich-rechtliche Anstalten und Körperschaften (Stadt- und Gemeindewerke) aufgrund entsprechender Rechnungslegungsvorgaben keine Aktivierungen nach dem Bau von Netzinfrastruktur in der Buchhaltung vornahmen. Stattdessen wurde der angefallene Aufwand wohl in der Regel über die laufende Rechnung bzw. Gewinnrücklagen ausgeglichen. Insofern bestünde, falls das Konzept AHK anlog zum StromVG in das GasVG übernommen würde, insbesondere bei den diversen Stadt- und Gemeindewerken, die als lokale Gasnetzbetreiber tätig sind, ein erhöhtes Potential für volkswirtschaftlich schädigende Mehrfachbelastungen der Endkundinnen und Endkunden, die durch die vorgesehene gesetzliche Regelung legitimiert würden. Mögliche Anlagenaufwertungsgewinne in der Finanzbuchhaltung, die in der Vergangenheit getätigt wurden, sind von den Restbuchwerten abzuziehen. Als Basis zur Berechnung der Kapitalkosten sind folglich die Restwerte der Finanzbuchhaltung ohne allenfalls getätigte Aufwertungsgewinne zu verwenden. Aufwertungsgewinne sind rein buchhalterische Werte und 52 ANNE o'ARCY/STEFAN BURRI, Das Rechnungswesen von Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) aus regulatorischer Sicht, in: Meyer/Pfaff (Hrsg.), Finanz- und Rechnungswesen Jahrbuch 2009, 126 f. 53 Jahresbericht EICom 2018, 5; www.elcom.admin.ch >Dokumentation> Berichte und Studien> Tätigkeitsberichte (11.2.2020). 54 BGE 138 II 465 E. 4.6.2 und E. 6.3.2. 55 ANDRE SPIELMANN, in: Brigitta Kratz/Michael Merker/Renato Tami/Stefan Rechsteiner/Kathrin Föhse (Hrsg.), Kommentar zum Energierecht, Band 1, Bern 2016 (zit. Kommentar Energierecht), Art. 15 StromVG Rz 12-17. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 20
basieren nicht auf tatsächlichen Kosten, weshalb die Erstellungskosten der Netze in der Vergangenheit bereits von den Netznutzern bezahlt wurden. Daher sollten Aufwertungsgewinne nicht in die Netznutzungstarife einfliessen dürfen.56 Solche buchhalterischen Aufwertungsgewinne könnten auch hinsichtlich der Gasnetzinfrastruktur insbesondere während des Gesetzgebungsprozesses, der zum Erlass des StromVG geführt hat, sowie im Anschluss daran stattgefunden haben.57 Eventualantrag Ist eine Gasnetzinfrastruktur nicht oder nicht mehr in der Finanzbuchhaltung aktiviert, muss davon ausgegangen werden, dass sie in der Vergangenheit entweder über die laufende Betriebskostenrechnung bezahlt oder bereits vollständig abgeschrieben wurde und daher die Kosten bereits vollumfänglich auf die Endkundinnen und Endkunden überwälzt wurden. Im Bereich der Stromversorgungsgesetzgebung ist in Art. 13 Abs. 4 StromW vorgesehen, dass bei der Bestimmung der kalkulatorischen Anlagerestwerte mittels der synthetischen Bewertung bereits in Rechnung gestellte Betriebs- und Kapitalkosten für betriebsnotwendige Vermögenswerte in Abzug zu bringen sind. Gemäss der Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts ist es jedoch auch in Bezug auf die synthetische Bewertungsmethode nicht relevant, ob die Stromnetzbetreiber bestimmte Anlagen in der Vergangenheit nicht aktiviert und daher mutmasslich bereits vorgängig vollständig über die laufende Betriebskostenrechnung finanziert haben.58 Diese Rechtsprechung ermöglicht Mehrfachbelastungen der Netznutzer zulasten der Konsumentenwohlfahrt. Um solche kostenmässig nicht begründeten Mehrfachbelastungen zu verhindern, ist auf Gesetzesstufe zu verankern und in den Erläuterungen festzuhalten, dass in der Vergangenheit in der Finanzbuchhaltung nicht aktivierte oder bereits vollständig abgeschriebene Anlagewerte nicht als Basis zur Bestimmung der anrechenbaren Kapitalkosten berücksichtigt werden dürfen, ausser der Gasnetzbetreiber kann glaubhaft aufzeigen, dass die betreffenden Kosten den Netznutzern zu einem früheren Zeitpunkt über die Betriebskosten nicht in Rechnung gestellt wurden und folglich im entsprechenden Umfang unberücksichtigt blieben. Zu Art. 41 Abs. 6 Gas VG In Art. 41 Abs. 6 GasVG ist vorgesehen, dass Anlagewerte, die bis zum 30. Oktober 2019 in der Jahresrechnung des Netzbetreibers nie als Aktiven bilanziert wurden oder die am 30. Oktober 2019 in der Jahresrechnung bereits vollständig abgeschrieben sind, bei der Ermittlung der anrechenbaren Kapitalkosten nicht berücksichtigt werden dürfen, es sei denn, der Netzbetreiber macht glaubhaft, dass die Anschaffungs- und Herstellungskosten der betreffenden Anlage nicht bereits durch das vereinnahmte Netznutzungsentgelt refinanziert wurden. Das Sekretariat der WEKO hat bereits im Rahmen der Ämterkonsultation ausführlich auf die Problematik möglicher Mehrfachbelastungen und damit einhergehender Wettbewerbsverzerrungen im Kontext mit der Netzbewertung hingewiesen und dieselben Anträge wie vorliegend die WEKO gestellt. Auch weitere Behörden haben das auf den AHK basierende Bewertungskonzept in ihren Stellungnahmen abgelehnt. Es ist davon auszugehen, dass insbesondere aus diesem Grund Art. 41 Abs. 6 GasVG neu in den Vernehmlassungsentwurf integriert wurde. 56 Aus einer Empfehlung des Preisüberwachers an Energie Wasser Bern (ewb) vom 11.9.2006 zum per 1.1.2007 angewendeten Preissystem Elektrizität geht hervor, dass ewb Anfang 2006 im Strombereich Aufwertungen im dreistelligen Millionenbereich tätigte. Diese Aufwertungen führten aufgrund der erneuten Abschreibung faktisch zu einer Doppelverrechnung der Anlagekosten. Die Berner Stromkonsumenten bezahlen das von ihnen bereits weitgehend bezahlte Netz teilweise erneut; www.preisueberwacher.admin.ch > Dokumentation > Publikationen > Empfehlungen (11.2.2020). 57 Vgl. hierzu die nachfolgenden Ausführungen zu Art. 41 Abs. 6 GasVG. 58 Urteile des BundesverwaltungsgerichtsA-2583/2009 vom 7.11.2012 E. 7 und A-5141/2011 vom 29.1.2013, E. 9.2.1. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 21
Allerdings vermag diese neue Vorgabe die mit dem vorgesehenen Bewertungskonzept einhergehenden negativen Konsequenzen für den Wettbewerb in benachbarten Dienstleistungsmärkten nur unwesentlich zu verringern. Auch gestützt auf diese neu geschaffene Bestimmung dürfen Neubewertungen von bereits vollständig abgeschriebenen Anlagen vor der Vernehmlassungseröffnung am 30. Oktober 2019 als Basis zur Berechnung der Kapitalkosten berücksichtigt werden. Zudem sind auch im Rahmen von Art. 41 Abs. 6 GasVG Aufwertungen von in der Vergangenheit zu schnell abgeschriebenen Anlagen weiterhin ohne Einschränkungen möglich. Lediglich Neubewertungen von bereits vollständig abgeschriebenen Anlagen nach der Vernehmlassungseröffnung sollen unzulässig sein. Aufgrund der konkreten Umstände muss aber davon ausgegangen werden, dass zahlreiche Gasnetzbetreiber ihre Gasnetze bereits nach dem Inkrafttreten des StromVG oder spätestens nach Publikwerden des BGE 138 II 465 neubewertet und/oder aufgewertet haben;59 dies erscheint schon nur daher sehr wahrscheinlich, da diverse Gasnetzbetreiber auch als Netzbetreiber im Strombereich tätig sind und die Netzbewertung in der Vergangenheit für den Gasbereich in analoger Weise praktizierten. Insofern werden auch mit der Regelung in Art. 41 Abs. 6 GasVG übermässige Netznutzungserträge der Gasnetzbetreiber, die jährlich einen mittleren dreistelligen Millionenbetrag zum Nachteil der Endkundinnen und Endkunden ausmachen dürften und von den Monopolisten in dem Wettbewerb unterliegenden Geschäftsbereichen (u.a. Messwesen'", Gebäudetechnik [z.B. Installation und Wartung von PV-Anlagen], Energieberatung) zur Stärkung der eigenen Position eingesetzt werden könnten, weiterhin in Kauf genommen. Falls der Hauptantrag oder der Eventualantrag der WEKO hinsichtlich der Basis zur Bestimmung der anrechenbaren Kapitalkosten berücksichtigt werden sollte, ist Art. 41 Abs. 6 GasVG zu streichen. Synthetische Bewertung Die gesetzliche Verankerung einer Methode zur synthetischen Bewertung der Gasnetzinfrastruktur würde zu einer weiteren nicht kostenmässig begründeten Mehrfachbelastung führen. Die synthetische Bewertung führt tendenziell zu überhöhten Anlagerestwerten - faktisch eine Doppelverrechnung von Anlagekosten-, die dann zulasten der Netznutzer abgeschrieben und kalkulatorisch verzinst werden dürften, obwohl sie kostenmässig nicht begründet sind. Falls im Sinne des Antrags der WEKO die Bewertung der Gasnetzinfrastruktur auf Basis der Restbuchwerte in der Finanzbuchhaltung erfolgen sollte, kann auf die Schaffung von Vorgaben hinsichtlich der ausnahmsweisen Zulässigkeit der synthetischen Bewertung grundsätzlich verzichtet werden. Eine solche käme systembedingt nicht zur Anwendung. Stattdessen könnte zur Bestimmung der Anlagerestwerte auf die Buchwerte zum Zeitpunkt der Tarifierung abgestellt werden. Die Massgeblichkeit der ursprünglichen AHK als Basis zur Bestimmung der anrechenbaren Kapitalkosten setzt voraus, dass die historischen Baukostenabrechnungen oder zumindest Geschäftsberichte und Jahresrechnungeh aus dem betreffenden Zeitraum noch vorhanden sind. Ein Netzbetreiber, der synthetisch bewertet, hat «glaubhaft» zu machen, dass die für den Nachweis der historischen AHK erforderlichen Unterlagen nicht mehr vorhanden sind. Gemäss der Rechtsprechung im Strombereich werden an das «Glaubhaftmachen», dass keine Unterlagen mehr vorhanden sind, äusserst geringfügige Anforderungen gestellt. Das Bundesverwaltungsgericht erachtet nahezu jeden von den Stromnetzbetreibern vorgebrachten Grund für die fehlende Dokumentation als zulässig, ausser wenn zur Buchführung verpflichtete Unternehmen vorbringen, nach Ablauf der gesetzlichen Aufbewahrungspflicht von zehn Jahren seien sämtliche Dokumentationen über ihre Anlagen vernichtet worden; zumindest wenn es 59 Vgl. bspw. das Vorgehen der IWB im Jahr 2012; vorne Fn 24. 60 Vgl. hierzu die nachfolgenden Ausführungen zu Art. 21 und 22 GasVG. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 22
sich um Anlagen handelt, die unmittelbar vor dem für die Aufbewahrung relevanten Stichtag gebaut wurden.61 Lediglich in Bezug auf privatrechtliche Aktiengesellschaften ist eine gesetzliche Aufbewahrungspflicht auf Bundesebene vorgesehen, wonach Geschäftsbücher und Buchhaltungsbelege zehn Jahre lang aufzubewahren sind (Art. 958f Abs. 1 OR). In Bezug auf öffentlich-rechtliche Anstalten und Körperschaften waren in der Vergangenheit die jeweiligen Vorgaben auf kantonaler oder kommunaler Ebene zur Aufbewahrung und Archivierung zu beachten, sofern solche überhaupt vorhanden waren. Diverse Gasnetzbetreiber haben erst in jüngerer Vergangenheit die Rechtsform einer privatrechtlichen AG angenommen. Insofern galt für diese nach dem Bau von Gasnetzinfrastruktur die privatrechtliche Ausbewahrungspflicht von zehn Jahren nur beschränkt. Auch der Umstand, dass die Vornahme der synthetischen Bewertungsmethode, wenn die Unterlagen für die Bestimmung der ursprünglichen AHK noch vorhanden sind, unter Strafe gestellt werden soll, wird kaum präventive Anreize auf das Verhalten der Gasnetzbetreiber haben. Falls die Tatbestandsvoraussetzungen von Art. 38 Abs. 1 Bst. c GasVG erfüllt wären, könnte gegen im fehlbaren Unternehmen tätige Personen eine Busse von maximal 100 000 Franken verhängt werden. Da Art. 36 Abs. 1 Bst. b GasVG in der Fassung der Ämterkonsultation, der solches Verhalten noch explizit unter Strafe stellte, im Vernehmlassungsentwurf gestrichen wurde, beantragt die WEKO, dass zumindest in den Erläuterungen thematisiert wird, dass ein derartiges Vorgehen eines Netzbetreibers eine zu sanktionierende Verletzung der allgemeinen Auskunftspflicht gemäss Art. 34 Abs. 1 GasVG darstellen würde. Grössere Stadtwerke könnten mittels der synthetischen Bewertung ihre Gasnetzinfrastruktur um von den Netzkunden bereits bezahlte Anlagerestwerte im dreistelligen Millionenbereich aufwerten. Da nicht angedacht ist, dass die EnCom befugt sein soll, Hausdurchsuchungen durchzuführen, falls ein Gasnetzbetreiber vorbringt, nicht mehr über Belege zur Bestimmung der ursprünglichen AHK zu verfügen, hat sie kaum die Möglichkeit, effektiv überprüfen zu können, ob tatsächlich keine Unterlagen mehr vorhanden sind oder ob es sich hierbei lediglich um eine Schutzbehauptung handelt, um die in aller Regel zu markant höheren Anlagerestwerten führende synthetische Bewertung anhand von Wiederbeschaffungswerten zur Anwendung zu bringen. überdies ist zu berücksichtigen, dass gemäss der in Art. 19 GasVG vorgeschlagenen Konzeption auch aus Aufwertungen oder Neubewertungen resultierende Anlagerestwerte mit dem Weighted Average Cost of Capital (WACC) verzinst werden dürfen.62 Aufgrund der Erfahrungen im Strombereich ist davon auszugehen, dass allein die Anwendung einer kalkulatorischen WACC-Verzinsung auf bereits bezahlte Anlagerestwerten im Gasbereich zu Mehrbelastungen der Netznutzer im mehrstelligen Millionenbereich pro Jahr führen würde. Insofern birgt die zurzeit vorgesehene Konzeption zur Bestimmung der anrechenbaren Kapitalkosten basierend auf AHK insbesondere auch aus diesem Grund ein erhebliches Potential von volkswirtschaftlich schädlichen Mehrfachbelastungen zulasten der Netznutzer. Dabei fällt aus wettbewerblicher Sicht negativ ins Gewicht, dass die Gasnetzbetreiber übermässige Erträge aus dem Monopolbereich Netz aufgrund der synthetischen Bewertung potentiell dafür verwenden könnten, um ihre Position in Dienstleistungsmärkten zu verbessern, wodurch der Wettbewerb in diesen Märkten verzerrt würde. Zudem besteht die erhöhte Gefahr, dass im Falle der Anwendung der synthetischen Bewertung unangemessene Preise für die Netznutzung gezahlt werden müssten. Deshalb sollte auf die synthetische Bewertungsmethode verzichtet und stattdessen auf die Restbuchwerte in der Finanzbuchhaltung abgestellt werden. Daher beantragt die WEKO, dass die Möglichkeit zur synthetischen Bewertung nur im Falle von ausserordentlichen Ereignissen zulässig sein soll, etwa wenn es in der Vergangenheit zu 61 ANDRE SPIELMANN, in: Kommentar zum Energierecht (Fn 55), Art. 15 StromVG Rz 28-33. 62 Erläuternder Bericht (Fn 4), 37. 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 23
einem Brand oder einem Datendiebstahl gekommen ist. Zudem soll die synthetische Bewertung zulässig sein, wenn ein Gasnetz vor mehr als zwanzig Jahren verkauft wurde und keine Unterlagen mehr vorhanden sind.63 Wenn die für die historische Bewertung erforderlichen Unterlagen bei einem Netzbetreiber nicht mehr auffindbar sind, ohne dass solche ausserordentlichen Umstände vorliegen, soll dieser hingegen nicht zur synthetischen Bewertung von nicht belegbaren Anlagewerten berechtigt sein. Angemessener Gewinn Zurzeit ist nicht vorgesehen, dass der angemessene Gewinn für die Tätigkeiten im Bereich des Netzbetriebs auf Gesetzesstufe näher definiert werden soll. Gemäss den Erläuterungen beabsichtigt das BFE, die kalkulatorische Verzinsung nach Vorbild des Stromversorgungsrechts zu berechnen. Dabei sollen die Restwerte der AHK mit dem sog. WACC verzinst werden. Die Herleitung des WACC soll in Anlehnung an die StromW durch den Bundesrat geregelt werden.64 Aufgrund der grossen finanziellen Tragweite der kalkulatorischen Verzinsung der Anlagerestwerte - wiederum ist von zusätzlichen jährlichen Belastungen für die Netznutzer im mehrstelligen Millionenbereich auszugehen - würde es die WEKO sehr begrüssen, wenn der angemessene Gewinn sowie die Komponenten, aus denen sich dieser zusammensetzt, auf Gesetzesstufe definiert werden (vgl. 164 Abs. 1 BV65). Im Strombereich hat sich gezeigt, dass die Vorgaben auf Verordnungsstufe hinsichtlich der WACC-Verzinsung zu hohen Kapitalkostensätzen führen, die weder das heutige Zinsenumfeld noch die Risikolage widerspiegeln. Bei einer vollständigen Kostendeckung und dem Instrument der Deckungsdifferenzen, das Planungsungenauigkeiten in Folgejahren berücksichtigt, entstehen den Netzbetreibern im Netzbereich keine ungedeckten Kosten. Zu berücksichtigen ist weiter, dass es sich beim Gasnetz um ein natürliches Monopol handelt; es bestehen keine Anreize, ein Parallelnetz zu errichten. Somit kann den Netzbetreibern als Monopolisten im Netzbereich keinerlei Konkurrenz erwachsen. Folglich besteht nur ein äusserst geringes marktbedingtes Risiko, welches bei der Bestimmung des angemessenen Gewinns zu berücksichtigen ist.66 Die WEKO schlägt weiter vor, die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung an die für das vorangehende Kalenderjahr veröffentlichte durchschnittliche Jahresrendite für langfristige (risikolose) Bundesobligationen zu koppeln. Dabei ist entgegen dem Ansatz in der StromW auf die effektiven und nicht auf pauschale Werte abzustellen. Gemäss dem WACC-Ansatz in der StromW ist bei einem Wert von unter 3 % mit 2,5 % zu rechnen.67 Ein pauschaler Wert in dieser Grössenordnung trägt dem heutigen Zinsniveau nicht Rechnung. Eine derartige kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung wäre um ein Mehrfaches höher als das seit Jahren vorherrschende sehr tiefe Zinsniveau. Die tagesdurchschnittliche Rendite für zehnjährige Bundesobligationen68 betrug zwischen dem 4. Januar 2019 und dem 3. Januar 2020 -0,474 %.69 In den letzten vier Jahren wurde der höchste Wert dieser Rendite am 15. Februar 2015 mit 0.221 % 63 Aufgrund der gesetzlichen Vorgaben in Art. 70 Abs. 3 des Bundesgesetzes über die Mehrwertsteuer vom 12.6.2009 (Mehrwertsteuergesetz, MWSTG; SR 641.20) sind Geschäftsunterlagen, die im Zusammenhang mit der Berechnung der Einlageentsteuerung (Art. 32 Abs. 1 MWSTG) und des Eigenverbrauchs (Art. 31 MWSTG) von unbeweglichen Gegenständen benötigt werden, mindestens zwanzig Jahre aufzubewahren. Daher ist davon auszugehen, dass die erforderlichen Buchhaltungsunterlagen zum Nachweis der in der Vergangenheit vorgenommenen Aktivierungen beim ehemaligen Netzeigentümer auch zwanzig Jahre nach dem Verkauf noch vorhanden sein werden. 64 Erläuternder Bericht (Fn 4), 43. 65 Bundesverfassung der Schweizerischen Eidgenossenschaft vom 18.4.1999 (BV; SR 101 ). 66 Vgl. Anhang 1 zur StromW, Ziff. 4 und 5. 67 Vgl. Anhang 1 zur StromW, Ziff. 3.2. 68 Bundesanleihen gelten als besonders sichere Anleihen mit entsprechend tiefem Risiko. 69 https://www.snb.ch > Statistiken > Berichte und Medienmitteilungen > Zinssätze und Devisenkurse (aktuell) > Aktuelle Zinssätze - Übersicht (11.2.2020). 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 24
erreicht." Dieser Wert beträgt nur rund einen Elftel des bei seichen Konstellationen heranzuziehenden pauschalen Werts im Strombereich. Vor diesem Hintergrund beantragt die WEKO, dass bei der Berechnung des angemessenen Gewinns nebst dem Zinssatz für langfristige Bundesobligationen ein Zuschlag im tiefen einstelligen Prozentbereich zu berücksichtigen ist. Damit soll auch das äusserst geringe marktbedingte Risiko im Bereich des Netzbetriebs abgegolten werden. Beispielsweise bei der Vermietung von Wohn- und Geschäftsräumen beträgt die maximale Nettorendite der Liegenschaftseigentümer aktuell 2 % (Referenzzinssatz von aktuell 1.5 % plus 0.5 %).71 Dieser Zuschlag trägt den Risiko- und Gewinnaspekten umfassend Rechnung. Liegt der Zinssatz für zehnjährige Bundesobligationen länger im negativen Bereich, ist er bei der Festsetzung des angemessenen Gewinns nicht zu berücksichtigen. Fremdkapitalzinsen als anrechenbare Kapitalkosten Weiter beantragt die WEKO, dass die in einem Tarifjahr effektiv angefallenen Fremdkapitalzinsen im Netzbereich als anrechenbare Kapitalkosten in die Netznutzungstarife eingerechnet werden dürfen, so dass auch diese Kosten für die Netzbetreiber gedeckt sind. Art. 19 Abs. 3 GasVG ist entsprechend zu ergänzen. Im Vernehmlassungsentwurf ist in Art. 19 Abs. 3 Satz 2 GasVG neuerdings festgehalten, dass kalkulatorischen oder die effektiven Zinsen einen angemessenen Gewinn beinhalten sollen. Aufgrund der Erläuterungen ist unklar, weshalb die zusätzliche Formulierung (kursiv) eingefügt wurde. Sie wird sich wohl auf die Fremdkapitalzinsen beziehen. Gemäss dem Antrag der WEKO sind diesbezüglich die effektiven Kosten zu Marktkonditionen als Kapitalkosten zu betrachten. Nicht tatsächlich angefallene (rein kalkulatorische) Fremdkapitalzinsen sollen demgegenüber nicht an die Endkundinnen und Endkunden weiterverrechnet werden dürfen. Bei Berücksichtigung unserer Anträge zu Art. 19 Abs. 3 GasVG sollte die zusätzliche Formulierung daher gestrichen werden. Auf Endkundinnen und Endkunden überwälzbare Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen In Art. 19 Abs. 2 GasVG ist vorgesehen, dass Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen anrechenbare Betriebskosten darstellen sollen. Im Erläuternden Bericht wird hierzu ausgeführt, dass Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen anrechenbar seien; im Falle eines vertikal integrierten EVU allerdings nur insoweit, als dass sie dem Netzbetrieb und nicht dem Energiebereich zuzurechnen seien.72 Die WEKO begrüsst es, dass im Gasbereich lediglich solche Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen als Betriebskosten anrechenbar sein sollen, die direkt mit dem Netzbetrieb zusammenhängen. Im Strombereich stellen Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen keine anrechenbaren Netzkosten dar, sondern werden separat erfasst. Eine Beschränkung auf Abgaben und Leistungen, die dem Netz dienen, besteht im Strombereich nicht. Gemäss der EICom ist es sogar zulässig, sog. «Gewinnabgaben», die rein fiskalisch ausgestaltet sind und für die der Netzbetreiber vom Gemeinwesen keine Gegenleistung erhält, über die Stromrechnung an die Endkundinnen und Endkunden zu überwälzen.73 Dies hat in der Praxis dazu geführt, dass sich der Anteil der Abgaben und Leistungen am Strompreis in den letzten Jahren kontinuierlich 70 https://www.snb.ch > Statistiken > Datenportal der SNB > Datenportal >Tabellenangebot> Zinssätze, Renditen und Devisenmarkt> Renditen von Obligationen > Kassazinssätze von Eidgenössischen Obligationen für ausgewählte Laufzeiten > 1 O Jahre Laufzeit (Excel; Zeitraum ab 1.1.2016) (11.2.2020). 71 BGE 123 111171 E. 6a. 72 Erläuternder Bericht (Fn 4), 36. 73 Merkblatt der EICom vom 17.2.2011 zu Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen, 1; www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Mitteilungen (11.2.2020). 041.1-00073/C00.2101.111.5.411085 25
erhöht hat. Insbesondere in Bezug auf Stadt- und Gemeindewerke, die sich vollständig im Eigentum einer Kommune befinden, könnte die Gewinnausschüttung unter diesen Voraussetzungen einzig in Form der «Gewinnabgabe» erfolgen. In diesem Fall bleibt der ganze tendenziell überhöhte Gewinn aus Monopoltätigkeiten beim integrierten EVU, welches ihn einsetzen könnte, um seine Position in anderen Bereichen, wie beispielsweise in Dienstleistungsmärkten, zu verbessen; etwa durch Firmenkäufe und länger andauernde Preisreduktionen. Aus wettbewerblicher Sicht führt die inhaltliche Tragweite der Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen im Strombereich tendenziell zu Behinderungen von aktuellen und potentiellen Konkurrenten von vertikal integrierten Netzbetreibern auf benachbarten Dienstleistungsmärkten. Nach Auffassung der WEKO sollte die Gewinnausschüttung an das Gemeinwesen aus Erträgen im Netzbereich mit den über die kalkulatorische Verzinsung der Anlagerestwerte erzielten Einnahmen finanziert werden, da darin konzeptionell der angemessene Gewinn enthalten ist. Daher bevorzugen wir die für den Gasbereich angedachte Konzeption. Ad Art. 21 und 22 - Messwesen Antrag: Die WEKO beantragt, in Art. 21 Abs. 1 GasVG gemäss Variante 2 des Vernehmlassungsentwurfs vorzusehen, dass im Bereich der Verrechnungsmessung für sämtliche an das Gasnetz angeschlossenen Endkundinnen und Endkunden, Produzenten und Speicherbetreiber eine Wahlfreiheit des Messstellenbetreibers respektive Messdienstleisters besteht. Im Erläuternden Bericht sei festzuhalten, dass der Bundesrat die Vorgaben zum Wechselprozess sowie zu den Aufgaben