Vorblatt

Erläuterungen

Allgemeiner Teil

1. Die Liberalisierung der Energiemärkte und ihre Auswirkungen

Die Liberalisierung der Energiemärkte spielt eine zentrale Rolle für die Wettbewerbsfähigkeit Europas. Strom ist nicht nur der wichtigste Sekundärenergieträger in der Europäischen Union, sondern der Elektrizitätssektor an sich ist eine der bedeutendsten Wirtschaftsbranchen Europas. Die jährliche Erzeugung beträgt etwa 2.500 TWh, womit ein Umsatz von rund € 250 Mrd. erwirtschaftet wird.

Die Energiekosten sind ein wesentlicher Teil der Produktionskosten vieler europäischer Unternehmen. In der Regel verursachen die Stromkosten rund 2 % der Gesamtkosten. In einigen Branchen steigt dieser Anteil jedoch auf 10 bis 20 %. Da im internationalen Handel die üblichen Margen 2 bis 3 % betragen, kann eine relativ geringfügige Preissenkung für elektrische Energie die Kostenstruktur der Unternehmen deutlich verbessern. Um in einem globalen Umfeld die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Wirtschaft zu sichern, sind die zuverlässige und effiziente Energieversorgung ebenso wie wettbewerbsorientierte Energiepreise von zentraler Bedeutung.

Die vollständige Öffnung der Energiemärkte erfolgte in Österreich mit Inkrafttreten des Energieliberalisierungsgesetzes am 1.10.2001 (Strommärkte) bzw. am 1.10.2002 (Gasmärkte). Die gesamte Energiewirtschaft Österreichs sowie die neu geschaffenen Regulierungsbehörden haben diesen Paradigmenwechsel binnen kürzester Zeit in vorbildlicher Weise bewältigt. Durch die vollständige Marktöffnung und die damit ausgelösten Wettbewerbsmechanismen wurden die Unternehmen zur effizienten und effektiven Ausschöpfung von noch bestehenden Rationalisierungs- und Synergiepotenzialen, zu zielführenden gesellschaftsrechtlichen Schritten und zur Weitergabe von günstigeren Einkaufskonditionen gezwungen. Die positiven Effekte der Marktöffnung und insbesondere der behördlichen Festsetzung der Netztarife lassen sich durch die folgenden Zahlen verdeutlichen:

Die von der Energie-Control Kommission seit dem 1.10.2001 im Elektrizitätsbereich verordneten Netztarifsenkungen belaufen sich auf knapp 450 Millionen Euro. Diese Kostenentlastungen stärken die Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen und führen zu zusätzlicher Wertschöpfung. Berechnungen des Wirtschaftsforschungsinstituts im Jahr 2004 zu Folge hat die Liberalisierung – und mit ihr die Netztarifsenkungen - dazu geführt, dass die heimischen Konsumenten sowie die Wirtschaft etwa 1 Mrd. Euro jährlich weniger bezahlen, als dies ohne diese Systemänderung der Fall gewesen wäre. Die Industrie bezahlt für Strom (einschließlich Netzdienstleistung) demnach etwa 42 Prozent weniger als ohne Marktöffnung, die Haushalte etwa 17,5 Prozent.

Die durchschnittlichen Netzkosten für einen Haushaltskunden (Netzebene 7 – nicht gemessene Leistung) haben sich von durchschnittlich 7,2 auf 5,4 Cent/kWh oder ein Viertel reduziert. Die Gesamtkosten für Strom sind von 1999 bis 2004 etwa gleich geblieben. Für 2005 wird eine leichte Erhöhung durch die steigenden Energiepreise sowie das steigende Fördervolumen für Ökostrom zu verzeichnen sein. Eine Entspannung ergibt sich durch die 2005 umgesetzten Netztarifsenkungen.

Die sinkenden Netztarife bewirken somit eine Korrektur in Richtung einer marktgerechten Kostenverteilung, die

Quersubventionierungen vermeidet (Verhältnis Energie/Netz für Haushalte etwa 1:1)

Markteintritt für neue Lieferanten leichter ermöglicht

Rationalisierungsbestrebungen der Netzbetreiber fördert

absolute Entlastung für Kunden bringt sowie

Spielraum für sinnvolle Ökoförderungen bietet.

Betrachtet man beispielsweise die Unternehmenskennzahlen integrierter Elektrizitätsunternehmen, die sowohl im Netzbetrieb als auch in den dem Wettbewerb unterliegenden Bereichen (Erzeugung, Handel bzw. Versorgung mit Strom) tätig sind, so fällt auf, dass sowohl die Entwicklung des EBIT (Earnings Before Interest and Taxes = Gewinn vor Zinsenaufwand und Steuern) als auch des EBITDA (Earnings Before Interests, Taxes, Depreciation and Amortisation, bezeichnet das Betriebsergebnis vor Zinsen, Steuern, Abschreibungen auf Sachanlagen und Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte) für den Netzbereich in den Jahren 2001-2003 eine steigende Tendenz aufweist. Dabei zeigt sich auch der steigende Anteil des monopolistischen Unternehmensbereiches „Netz“ an der Profitabilität des Gesamtunternehmens. Betrug der Anteil des EBIT Netz am EBIT des Gesamtunternehmens 2001 54%, erhöhte sich dieser Anteil 2003 auf 75%. Das heißt, die Unternehmen erwirtschaften fast den gesamten Gewinn des integrierten Unternehmens im Netzbereich.

Die mit der Liberalisierung verbundene Freiheit der Wahl des Strom- oder Gasversorgers hat dazu geführt, dass in allen Kundensegmenten eine bestimmte Anzahl von Verbrauchern ihren Strom- oder Gasversorger zumindest einmal gewechselt hat. Die Zahlen der wechselwilligen Kunden unterscheiden sich dabei nach Kundengruppen, der größte Anteil wechselwilliger Verbraucher ist jeweils im Segment der leistungsgemessenen Kunden zu verzeichnen. Seit Öffnung des Strommarktes im Oktober 2001 hat in diesem Segment jeder vierte Kunde seinen Versorger gewechselt. Im Haushaltskundensegment haben bisher rd. 100.000 Strom- und 20.000 Gas-Kunden ihren Versorger gewechselt.

Die volkswirtschaftlichen und wettbewerblichen Auswirkungen der Liberalisierung können daher als bisher eindeutig positiv bezeichnet werden. Die bewährten Rahmenbedingungen für den Strom- und Gasmarkt werden durch das vorliegende Gesetzespaket punktuell angepasst, wodurch ein wichtiger Beitrag zur Verbesserung der Versorgungssicherheit und Förderung des Wettbewerbes geleistet wird.

2. Rechtssetzungsakte der Europäischen Union bis 2003

2.1. Der erste Rechtsrahmen für den Energie-Binnenmarkt

Seit Mitte der 80er Jahre gibt es auf der Ebene der Europäischen Union konkrete Pläne für die Schaffung eines einheitlichen Binnenmarktes für Energie. Mit der Elektrizitätsbinnenmarkt-Richtlinie 96/92/EG vom 19.12.1996 wurde auf europäischer Ebene die Grundlage für die Neugestaltung der europäischen Elektrizitätswirtschaft geschaffen.

Die Richtlinie war durch folgende Prinzipien gekennzeichnet:

die stufenweise Marktöffnung im Elektrizitätssektor und

die Stärkung des Wettbewerbs.

Der Wettbewerb auf dem Strommarkt sollte dadurch geschaffen werden, dass es Energieerzeugern und anderen Anbietern ermöglicht wird, sogenannte „zugelassene Kunden“ mit elektrischer Energie zu beliefern. Dafür wird das Leitungsnetz eines fremden Netzbetreibers genutzt. Die Mitgliedstaaten hatten dabei die Wahl, ob sie für die Marktöffnung das System des (verhandelten oder regulierten) Netzzuganges auf Vertragsbasis oder ein Alleinabnehmer-System wählen.

Ähnlich wie im Elektrizitätsbereich erfolgte mit der Erdgasbinnenmarktrichtlinie 98/30/EG vom 22.6.1998 auch für Erdgas eine Vorgabe Öffnung der Märkte.

2.2. Erneuerbare Energieträger im Strom-Binnenmarkt

In den 90er Jahren hatte die Gemeinschaft erkannt, dass das Potenzial zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen nur unzureichend genutzt wird. Die Gemeinschaft hielt es daher für erforderlich, erneuerbare Energiequellen prioritär zu fördern, da deren Nutzung zum Umweltschutz, zur nachhaltigen Entwicklung sowie zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit beiträgt. Ziel war es, ein System zu schaffen, das einerseits den Umweltschutzinteressen gerecht wird, andererseits auch mit den Wettbewerbsregeln des EG-Vertrages in Einklang steht und nicht zuletzt auch kostengünstig ist. Diese Ziele wurden mit der Richtlinie zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern im Elektrizitätsbinnenmarkt, RL 2001/77/EG vom 17.9.2001, erreicht.

Die Richtlinie sieht vor, dass alle Mitgliedstaaten verpflichtet werden, nationale Richtziele für den Verbrauch von Strom aus erneuerbaren Energiequellen festzulegen. Diese nationalen Richtziele sollten mit allen einzelstaatlichen Verpflichtungen vereinbar sein, die von der Gemeinschaft im Rahmen der Klimaschutzverpflichtungen nach dem Kyoto-Protokoll akzeptiert wurden, sowie mit dem Richtziel von 12 % für die Gemeinschaft als Ganzes bis zum Jahr 2010. Für Österreich findet sich darin ein bis zum Jahr 2010 zu erreichender Richtwert von 78% von Strom aus erneuerbaren Energiequellen am Bruttostromverbrauch. Der gemeinschaftsweite Durchschnitt der Referenzziele liegt bei 22%.

Die Richtlinie enthält keinen Gemeinschaftsrahmen für Förderregelungen, die nationalen Förderregelungen müssen nach einer angemessenen Übergangszeit an den sich entwickelnden Elektrizitätsbinnenmarkt angepasst werden.

2.3. Die „Beschleunigungs“/“Revisions“-Richtlinien

Das Jahr 2004 brachte eine umfassende Änderung der gemeinschaftsrechtlichen Vorgaben für den Elektrizitäts- und Erdgassektor mit sich: Mit 1.7.2004 sind an Stelle der bis dahin geltenden Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG und der Erdgasbinnenmarktrichtlinie 98/30/EG die Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG sowie die Richtlinie 2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG getreten.

Gegenstand der neuen EU-Richtlinien ist im Wesentlichen:

die vollkommene Öffnung der nationalen Märkte bis 1.7.2007,

die Einführung eines regulierten Netzzuganges,

die Einrichtung unabhängiger Regulierungsbehörden,

die Verpflichtung zur gesellschaftsrechtlichen, organisatorischen und buchhalterischen Trennung des Netzes von anderen Tätigkeiten eines integrierten Unternehmens („Unbundling“),

die Möglichkeit, für „neue Infrastrukturen“ im Erdgasbereich unter bestimmten Voraussetzungen Ausnahmen von der Regulierung vorzusehen,

die Betonung der Versorgungssicherheit sowie

die Stärkung der Rechte der Konsumenten.

Die Richtlinien waren bis 1.7.2004 umzusetzen, wobei für die vollkommene Marktöffnung sowie für das gesellschaftsrechtliche Unbundling von Strom- bzw. Gas-Verteilernetzbetreibern ein Übergangszeitraum vorgesehen ist.

Die Europäische Kommission hat die Anwendung der Richtlinien durch die Mitgliedstaaten zu überwachen und dem Europäischen Parlament und dem Rat einen jährlichen Gesamtbericht über die erzielten Fortschritte vorzulegen.

Der neue Rechtsrahmen wurde durch die Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel ergänzt, die seit dem 1.7.2004 unmittelbar in allen Mitgliedstaaten gilt. Die Verordnung legt Grundsätze für die Tarifierung und die Zuweisung von Verbindungskapazitäten bei der grenzüberschreitenden Übertragung von elektrischer Energie fest. Analog zur neuen Erdgasbinnenmarktrichtlinie können „neue Verbindungsleitungen“ unter bestimmten Voraussetzungen von der Regulierung ausgenommen werden. Durch den Erlass von Leitlinien der Europäischen Kommission sollen die in der Verordnung festgelegten Grundsätze und Methoden näher ausgeführt werden, um eine rasche Anpassung an veränderte Gegebenheiten zu ermöglichen. Für den Erdgasbereich ist eine vergleichbare Verordnung in Vorbereitung, die voraussichtlich im Jahr 2006 in Kraft treten soll.

3. Österreichische Umsetzung

3.1. Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz - ElWOG, BGBl. I Nr. 143/1998

Die Umsetzung der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie erfolgte in Österreich zunächst durch das Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG), das im Juli 1998 beschlossen wurde und am 19.2.1999 in Kraft trat. Das ElWOG 1998 sah keine vollständige Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes vor: In einem ersten Schritt wurde der Markt lediglich für bestimmte Erzeuger und Netzbetreiber sowie für industrielle Großkunden geöffnet. Insbesondere Haushalts- und Gewerbekunden konnten noch nicht von den Vorteilen der Liberalisierung profitieren.

3.2. Energieliberalisierungsgesetz, BGBl. I Nr. 121/2000

Mit dem Energieliberalisierungsgesetz wurde ein weiterer Abschnitt in der Liberalisierung der österreichischen Energiemärkte eingeleitet. Das Gesetz besteht aus mehreren Teilen, von denen als wichtigste das Gaswirtschaftsgesetz (GWG), eine Novelle zum ElWOG („ElWOG 2000“), das Verrechnungsstellengesetz und das Energie-Regulierungsbehördengesetz zu nennen sind.

3.2.1. ElWOG 2000

Es zeigte sich bald, dass die unvollständige Marktöffnung bestimmte Kundengruppen benachteiligte. Mit der Novelle des ElWOG 1998, die mit 1.Oktober 2001 endgültig in Kraft trat, kam es zur 100%igen Öffnung des österreichischen Strommarktes. Seit diesem Zeitpunkt hat jeder Stromkunde in Österreich das Recht, seinen Lieferanten frei zu wählen.

Ziele des ElWOG 2000 sind, der österreichischen Bevölkerung und Wirtschaft kostengünstige elektrische Energie in hoher Qualität zur Verfügung zu stellen und eine Marktorganisation im Sinne der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie – unter Berücksichtigung von gemeinwirtschaftlichen Aufgaben – zu schaffen.

3.2.2. Gaswirtschaftsgesetz – GWG 2000

Mit dem GWG 2000 wurde die Erdgasbinnenmarktrichtlinie umgesetzt und die schrittweise Öffnung des Erdgasmarktes in Österreich eingeleitet. Von der Liberalisierung waren vorerst nur Betreiber von gasbefeuerten Stromerzeugungsanlagen sowie industrielle Großkunden betroffen. Der stufenweise Übergang zu einer völligen Marktöffnung wurde in einem gesonderten Gesetz geregelt.

Ziele des GWG 2000 sind, der österreichischen Bevölkerung und Wirtschaft Erdgas umweltfreundlich, kostengünstig, ausreichend und sicher und in hoher Qualität zur Verfügung zu stellen und dessen effizienten Einsatz, insbesondere auch bei der Umwandlung von Strom und Wärme, zu gewährleisten und eine Marktorganisation für die Erdgaswirtschaft gemäß dem EU-Primärrecht und den Grundsätzen des Erdgasbinnenmarktes gemäß der Erdgasbinnenmarktrichtlinie – unter Berücksichtigung gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen - zu schaffen;

3.2.3. Energie-Regulierungsbehördengesetz – E-RBG

Das Bundesgesetz über die Aufgaben der Regulierungsbehörden im Elektrizitätsbereich und die Errichtung der Elektrizitäts-Control GmbH und der Elektrizitäts-Control Kommission schafft die organisatorischen Voraussetzungen für den liberalisierten Elektrizitätsmarkt: Die Organisation der Elektrizitätsaufsicht wurde auf eine Reihe von Behörden verteilt. Neben den traditionell zuständigen Landesregierungen, Landeshauptmännern und dem Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit sind die Elektrizitäts-Control GmbH und Elektrizitäts-Control Kommission als unabhängige Regulierungsbehörden tätig. Eine beratende Funktion besitzt der Elektrizitätsbeirat. Das Energie-Regulierungsbehördengesetz regelt die Zuständigkeiten der beiden Regulierungsbehörden.

Zu den Aufgaben der Regulierungsbehörden zählen ua die Überwachung des Wettbewerbes, die Schaffung der technischen und rechtlichen Rahmenbedingungen in Zusammenarbeit mit den Elektrizitätsunternehmen sowie die Entscheidung in Streitigkeiten zwischen Kunden und Elektrizitätsunternehmen. Die Elektrizitäts-Control GmbH, die der Aufsicht des Bundesministers unterliegt, fungiert gleichzeitig als Geschäftsstelle der Elektrizitäts-Control Kommission.

Für den Erdgasmarkt blieb vorerst der Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit die zuständige Behörde.

3.2.4. Verrechnungsstellengesetz

Die Einrichtung von unabhängigen Verrechnungsstellen stellt eine unabdingbare Voraussetzung für das Funktionieren eines vollliberalisierten Elektrizitätsmarktes dar. Mit dem Bundesgesetz, mit dem die Ausübungsvoraussetzungen, die Aufgaben und die Befugnisse der Verrechnungsstellen für Transaktionen und Preisbildung für die Ausgleichsenergie geregelt werden, wurde die rechtliche Grundlage für die Einrichtung solcher Stellen geschaffen.

Die bisher von den integrierten Versorgungsunternehmen wahrgenommene Aufgabe des Ausgleichs von Aufbringung und Bedarf in den von diesen Unternehmungen betriebenen Systemen wird nunmehr vom Regelzonenführer übernommen. Aufgabe der Verrechnungsstellen ist es, in der mit der Vollliberalisierung verbundenen virtuellen Zusammenfassung von Erzeugern und Verbrauchern in Bilanzgruppen an Hand der von den Netzbetreibern und Marktteilnehmern (Bilanzgruppenverantwortlichen) zur Verfügung gestellten Daten die Berechnung der für die einzelnen Bilanzgruppenverantwortlichen anfallenden Ausgleichsenergie vorzunehmen und auf Basis von Angeboten der Stromerzeuger Preise für die Ausgleichsenergie unter Zugrundelegung marktwirtschaftlicher Grundsätze (Angebot und Nachfrage) zu erstellen. Weiters ist auf Basis wirtschaftlicher Gesichtspunkte eine Rangfolge für den Abruf von Kraftwerken zu erstellen („merit order list“), die der Preisbildung für die Ausgleichsenergie zugrunde zu legen ist.

3.3. Gesetzgebungsakte 2002

3.3.1. GWG 2002 und begleitende Novelle zum E-RBG, BGBl I Nr. 148/2002

Auch im teilliberalisierten Gasmarkt zeigte sich bald, dass die unvollständige Marktöffnung bestimmte Kundengruppen benachteiligte. Mit der Novelle des GWG 2000, die mit 1.Oktober 2002 in Kraft trat, kam es zur 100%igen Öffnung des österreichischen Erdgasmarktes. Seit diesem Zeitpunkt hat jeder Erdgaskunde in Österreich das Recht, seinen Lieferanten frei zu wählen.

Mit einer begleitenden Novelle zum E-RBG wurden die Zuständigkeiten der Regulierungsbehörden auf den Gassektor erstreckt, dies kommt auch in den geänderten Namen der Behörden (Energie-Control GmbH, Energie-Control Kommission) zum Ausdruck. Neben den Regulierungsbehörden sind weiterhin die Landeshauptmänner sowie der Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit in bestimmten Angelegenheiten der Erdgasaufsicht zuständig, eine beratende Funktion besitzt der Erdgasbeirat.

3.3.2. Ökostromgesetz und begleitende Novelle zum ElWOG, BGBl. I Nr. 149/2002

Das Bundesgesetz, mit dem Neuregelungen auf dem Gebiet der Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energieträgern und auf dem Gebiet der Kraft-Wärme-Kopplung erlassen werden änderte das Fördersystem für erneuerbare Energien seit dem Inkrafttreten am 1. Januar 2003 grundlegend:

Das gesamte Förderwesen für sonstigen Ökostrom, Kleinwasserkraft und Kraft-Wärme-Kopplung wurde bundesweit vereinheitlicht (mit Ausnahme der Technologiefördermittel der Bundesländer gemäß § 22 Abs. 4 Ökostromgesetz).

Es wurde ein einheitliches Einspeisetarifmodell für alle förderungswürdigen erneuerbaren Energieträger eingeführt.

Die Zielquote für Kleinwasserkraft im Jahr 2008 wurde von 8 % auf 9 % erhöht.

Die Zielquote für sonstigen Ökostrom im Jahr 2008 wurde mit mindestens 4 % festgelegt.

Die Ziele im Bereich sonstiger Ökostrom und Kleinwasserkraft beziehen sich auf das gesamte Bundesgebiet und müssen nun nicht mehr je Bundesland (je Netzbetreiber bzw. Stromhändler) erreicht werden.

Zur Abnahme des sonstigen Ökostroms und von Strom, welcher in Kleinwasserkraftanlagen erzeugt wurde, wurden drei Bilanzgruppen eingerichtet (Ökobilanzgruppen).

Es wurden einheitliche Einspeisetarife und Zuschläge (Förderbeiträge) in Österreich eingeführt.

In einer begleitenden Novelle zum ElWOG wurden die dort bisher enthaltenen Regelungen betreffend erneuerbare Energieträger außer Kraft gesetzt.

3.4. „Strom-Unbundling-Novelle“, BGBl. I Nr. 63/2004

Die gemeinschaftsrechtlichen Vorgaben für die Liberalisierung der Strom- und Erdgasmärkte beziehen sich im Wesentlichen auf die Netze, die dem Transport von Strom bzw. Erdgas dienen: Während für die Netze, die nach wie vor ein natürliches Monopol darstellen, ein reguliertes System mit behördlich festgelegten oder vorherbestimmten Tarifen und behördlich genehmigten Allgemeinen Bedingungen gilt, ist der Bereich der Lieferung von Strom und Erdgas weitgehend dem Spiel der Marktkräfte überlassen. Einer der wesentlichsten Faktoren der Liberalisierung von netzgebundenen Märkten ist daher die Trennung des regulierten Netzbereichs von den wettbewerblichen Bereichen eines integrierten Unternehmens („Unbundling“). Zielsetzungen des Unbundling sind insbesondere die Gleichbehandlung aller Marktteilnehmer, die Beseitigung von Diskriminierungspotenzialen sowie die Vermeidung von Quersubventionen der wettbewerblichen Unternehmensbereiche durch den regulierten Netzbereich. Zur Verwirklichung dieser Ziele sollen unabhängige Netzbetreiber eingerichtet werden, die von den übrigen Bereichen eines integrierten Unternehmens gesellschaftsrechtlich, organisatorisch und buchhalterisch getrennt sind und ausreichende Vermögenswerte zur Sicherstellung des Betriebes, der Wartung oder des Ausbaus des Netzes besitzen. Dabei sind von den Unternehmen insbesondere folgende Maßnahmen zu setzen:

die Errichtung einer eigenen Netzgesellschaft,

Personen mit Leitungsfunktionen im Netz dürfen nicht gleichzeitig wettbewerblichen Unternehmensbereichen angehören,

die Erstellung eines Gleichbehandlungsprogramms (Maßnahmen zum Ausschluss diskriminierenden Verhaltens) sowie

die Bestellung eines Gleichbehandlungsverantwortlichen.

Die Unbundling-Bestimmungen der neuen Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie wurden mit der Änderung des ElWOG im Juni 2004 umgesetzt. Demnach müssen die Übertragungsnetzbetreiber (Verbund-APG, VKW-Übertragungsnetz AG, Tiroler Regelzone AG - TIRAG) zumindest hinsichtlich ihrer Rechtsform, Organisation und Entscheidungsgewalt unabhängig von den übrigen Tätigkeitsbereichen sein, die nicht mit der Übertragung zusammenhängen. Für Verteilernetzbetreiber, die zu einem vertikal integrierten Unternehmen gehören und mehr als 100.000 angeschlossene Kunden haben, gilt eine entsprechende Regelung, wobei den Unternehmen für die Durchführung der gesellschaftsrechtlichen Trennung eine Übergangfrist bis 1.1.2006 gewährt wurde. Die organisatorische und buchhalterische Trennung war dagegen nach dem eindeutigen Wortlaut der Richtlinie bis zum 1.7.2004 umzusetzen.

3.5. „Strom-Verrechnungsstellengesetz-Novelle“, BGBl. I, Nr. 44/2005

Die Elektrizitäts-Binnenmarkt-Richtlinie II sieht im Erwägungsgrund 17 zur Sicherstellung eines effektiven Marktzugangs für alle Marktteilnehmer, einschließlich neuer Marktteilnehmer, die Schaffung von nichtdiskriminierenden, kostenorientierten Ausgleichsmechanismen vor: Sobald ein ausreichender Liquiditätsstand erreicht ist, soll dies durch den Aufbau transparenter Marktmechanismen für die Lieferung und den Bezug von Elektrizität zur Deckung des Ausgleichsbedarfs realisiert werden.

Durch die Einrichtung von Verrechnungsstellen für den Bereich der Regelzonen wurden bereits durch das Energieliberalisierungsgesetz 2000 diese Mechanismen geschaffen, die es ermöglichen, für Ausgleichsenergie, die von mehreren im Wettbewerb stehenden Anbietern angeboten wird, das günstigste Angebot zu ermitteln und die damit verbunden Kosten verursachergerecht zuzuordnen und abzurechnen.

Gesetzliche Grundlage für die Tätigkeit der Verrechnungsstellen bildet das Verrechnungsstellengesetz. Mit Erkenntnis vom 10. März 2004, G 140, 141/03, hat der Verfassungsgerichtshof Teile dieses Bundesgesetzes aufgehoben und für das Außerkrafttreten der aufgehobenen Teile den Ablauf des 30. Juni 2005 bestimmt. Die erforderlichen Bestimmungen zur Ausübung der Tätigkeit der Verrechnungsstellen wurden durch eine Novelle zum ElWOG, BGBl. I Nr. 44/2005, erlassen.

4. Nunmehriger Handlungsbedarf

4.1. Rechtssetzungsakte der Europäischen Union

Die EU hat seit Verabschiedung der unter Punkt 2 dargestellten Rechtssetzungsakte weitere gemeinschaftsrechtliche Rahmenbedingungen für den Energiesektor vorgegeben, die von den Mitgliedstaaten umzusetzen sind und wesentliche Aspekte der Versorgungssicherheit und der Energieeffizienz beinhalten. Es handelt sich dabei um die Richtlinie über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung, 2004/67/EG vom 26.4.2004, sowie um die Kraft-Wärme-Kopplungs-Richtlinie 2004/8/EWG vom 11.2.2004.

4.1.1. Die Erdgas-Sicherheitsrichtlinie

Die Richtlinie 2004/67/EG vom 26.4.2004 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung, ABl. Nr. L 127 vom 29.4.2004, S. 92; ist zu Folge ihres Artikels 12 am 19.5.2004 in Kraft getreten; gemäß Art. 11 ist die Richtlinie bis 19.5.2006 umzusetzen.

Die Richtlinie hat gemäß ihrem Art. 1 zum Ziel, „Maßnahmen zur Wahrung einer ausreichend sicheren Erdgasversorgung zu treffen, was „zudem zu einem einwandfreien Funktionieren des Gasbinnenmarktes beitragen“ soll. In der Richtlinie werden gemeinsame Rahmenbedingungen festgelegt, nach denen die Mitgliedstaaten eine allgemeine, transparente und nicht diskriminierende, mit den Anforderungen eines wettbewerbsorientierten Gasbinnenmarktes im Einklang stehende Versorgungssicherungspolitik entwickeln, die allgemeinen Funktionen und Zuständigkeiten der einzelnen Marktteilnehmern genauer definieren und spezielle, nicht diskriminierende Verfahren zur Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit einführen.

Österreich hat in den letzten Jahrzehnten ein hohes Maß an Versorgungssicherheit bei Gas entwickelt. Zur Bewältigung bereits eingetretener, extern verursachter Versorgungskrisen und für ein Monitoring der Versorgungssicherheit geben das Gaswirtschaftsgesetz und das Energielenkungsgesetz die Grundlagen. Die Verpflichtung zur förmlichen Umsetzung der Richtlinie 2004/67/EG bietet jedoch die Möglichkeit, in den genannten Rechtsvorschriften sowie im Energie-Regulierungsbehörden-Gesetz klare Aufgabenverteilungen vorzunehmen, die den Rahmenbedingungen des vollliberalisierten Gasmarktes entsprechen.

Angemerkt sei an dieser Stelle, dass sich ein Vorschlag für eine Richtlinie über Maßnahmen zur Gewährleistung der Sicherung der Elektrizitätsversorgung und von Infrastrukturinvestitionen in Vorbereitung befindet und in der Ratsarbeitsgruppe „Energie“ intensiv diskutiert wird. Das Dokument wurde im April 2005 der ersten Lesung im Europaparlament zugeführt, mit einer Verabschiedung des Richtlinienentwurfes ist bis auf weiteres jedoch nicht zu rechnen, da die wesentlichen Inhalte umstritten sind.

4.1.2. Die Kraft-Wärme-Kopplungs-Richtlinie

Die Richtlinie 2004/8/EWG vom 11.2.2004 über die Förderung einer am Nutzwärmebedarf orientierten Kraft-Wärme-Kopplung im Energiebinnenmarkt, ABl. Nr. L52 vom 21.2.2004, S. 50, ist zu Folge ihres Art. 17 am 21.2.2004 in Kraft getreten, gemäß Art. 15 ist die Richtlinie bis 21.2.2006 umzusetzen.

Die Richtlinie hat gemäß Art. 1 zum Ziel, „die Energieeffizienz zu erhöhen und die Versorgungssicherheit zu verbessern, indem sie den „Rahmen für die Förderung und Entwicklung einer hocheffizienten, am Nutzwärmebedarf orientierten und auf Primärenergieeinsparung ausgerichteten Kraft-Wärme-Kopplung im Energiemarkt unter Berücksichtigung der spezifischen einzelstaatlichen Gegebenheiten, insbesondere klimatischer und wirtschaftlicher Art“, schafft. Kernelement der Richtlinie sind harmonisierte Wirkungsgrad-Referenzwerte, die bis 21.2.2006 im Ausschussverfahren zu entwickeln sind (Art. 4). Auf dieser Basis sind auch Herkunftsnachweise zu entwickeln (Art. 5). Förderungsregelungen haben sich im Rahmen des allgemeinen EU-Beihilfenrechts zu bewegen (Art. 7).

Die förmliche Erarbeitung und Beschlussfassung von österreichischen Referenzwerten und Herkunftsnachweisen werden nach der EU-Harmonisierung erfolgen müssen. Bis zum 21.2.2006 ist jedoch eine entsprechende gesetzliche Basis zu schaffen. Nach eingehender Analyse ist wohl anzunehmen, dass der in Rede stehende Regelungskomplexrechts systematisch dem Elektrizitätsrecht (Elektrizitätswesen gemäß Art. 12 Abs. 1 Z. 5 B-VG) zuzuordnen ist und dem zu Folge in einer Novelle zum ElWOG zu verankern ist. KWK-Förderregelungen sind im österreichischen „Ökostromgesetz“ (§§ 12 und 13) bereits verankert.

4.2. Gewährleistung der Versorgungssicherheit unter geänderten Rahmenbedingungen

4.2.1. Wettbewerb versus Versorgungssicherheit?

Die Vorgaben des Gemeinschaftsrechts zur schrittweisen Öffnung der nationalen Energiemärkte hin zu einem europäischen Energiebinnenmarkt scheinen auf den ersten Blick in einem gewissen Spannungsverhältnis zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu stehen. Die Tatsache, dass es im liberalisierten Markt keine integrierte Planung von Verteilung und Erzeugung mehr geben kann, wird manchmal als potenzielle Gefahr für die Versorgungssicherheit gesehen.

Die Versorgungssicherheit umfasst insbesondere folgende Aspekte:

die Sicherheit in Bezug auf den Zugang zu Primärenergieträgern

die Verfügbarkeit ausreichender Erzeugungskapazität

die Sicherheit der Netze.

Der für die Liberalisierung des österreichischen Elektrizitätsmarktes erforderliche Rechtsrahmen sieht jedoch wirkungsvolle und ausreichende Instrumentarien zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit vor:

Die Mitgliedstaaten können den Energieunternehmen im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse Verpflichtungen auferlegen, die sich auf die Sicherheit, Versorgungssicherheit und Regelmäßigkeit der Belieferung mit elektrischer Energie oder Erdgas beziehen („Gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen“). Dem Aufbau und Erhalt der erforderlichen Netzinfrastruktur einschließlich der Verbundmöglichkeiten kommt hier eine wichtige Rolle zu. Nach dem ElWOG sind die Netzbetreiber verpflichtet, ihre Netze sicher, zuverlässig und leistungsfähig zu betreiben und zu erhalten. Die Festsetzung der Systemnutzungstarife durch die Energie-Control Kommission erfolgt kostenorientiert unter Berücksichtigung dieser Verpflichtungen.

Durch die Novellierung des Energielenkungsgesetzes wurden die anlässlich der Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes gegründete Energie-Control GmbH und die neu hinzutretenden Akteure (Regelzonenführer, Bilanzgruppenkoordinatoren, Bilanzgruppenverantwortliche) in die effektiven Lenkungsmechanismen für den Krisenfall eingebunden.

Die Revisionsrichtlinien geben erstmals auch eine Abstimmung zwischen den Mitgliedstaaten bei der Überwachung der Versorgungssicherheit vor und tragen so zur Verbesserung der gemeinschaftsweiten Versorgungssicherheit bei.

Das vorliegende Gesetzespaket fügt sich nahtlos in die Bemühungen der Gemeinschaft um die Verbesserung der Versorgungssicherheit ein und sieht zahlreiche entsprechende Maßnahmen vor, auf die im Folgenden näher eingegangen wird.

4.2.2. Gemeinschaftsrechtliche Grundlagen

4.2.2.1. Transeuropäische Netze

Die EU fördert im Rahmen des Aufbaus von Transeuropäischen Netzen (TEN) den Verbund, die Interoperabilität und den Ausbau der transeuropäischen Energienetze sowie den Zugang zu diesen Netzen im Einklang mit dem geltenden Gemeinschaftsrecht mit dem Ziel, die effektive Verwirklichung des Binnenmarkts im Allgemeinen und des Energiebinnenmarkts im Besonderen zu fördern und die Sicherheit der Energieversorgung zu erhöhen.

4.2.2.2. Grünbuch Versorgungssicherheit

Im Jahr 2000 hat die EU-Kommission ein Grünbuch mit dem Titel „Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit“ vorgelegt. Die Kommission kommt darin zum Schluss, dass die Vernetzung der Mitgliedstaaten für das Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarktes von großer Bedeutung ist und die Förderung des innergemeinschaftlichen Handels von der optimalen Nutzung der zwischen den Mitgliedstaaten bestehenden Verbindungsleitungen abhängt. Als Lösung schlägt die Kommission den Bau neuer bzw. die Erweiterung bestehender Infrastrukturen vor. Im Jahr 2002 wurde dem Rat und dem Parlament von der Kommission ein Abschlussbericht über das Grünbuch vorgelegt, in dem die von der Kommission vorgeschlagenen und zum Teil bereits verwirklichten Maßnahmen aufgezählt werden. Dabei handelt es sich insbesondere um die „Erneuerbaren-Richtlinie“, die Revisionsrichtlinien für den Strom- und Gasmarkt sowie einen Vorschlag für eine Energieeffizienzrichtlinie. Auch im liberalisierten Energiemarkt gibt es daher bemerkenswerte Ansätze, wie der Sicherung bzw. Verbesserung der Versorgungssicherheit Rechnung zu tragen ist.

4.2.2.3 Grünbuch für eine europäische Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und sicherere Energie

Auch in dem am 8.3.2006 von der EU-Kommission vorgelegten Grünbuch für eine europäische Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energie, kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die Europäische Energiepolitik als Hauptziele die Nachhaltigkeit, die Wettbewerbsfähigkeit sowie die Versorgungssicherheit verfolgen sollte. Zur Erreichung dieser Ziele wird unter anderem der Aufbau eines europäischen Netzes, ergänzt noch durch einen europäischen Netzkodex, ein verbesserter Netzverbund, die Schaffung eines Anreizrahmens für Neuinvestitionen, die wirksamere Entflechtung sowie die Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit vorgeschlagen.

4.2.2.4. Versorgungssicherheit als Gegenstand der Revisionsrichtlinien

Die im Jahr 2003 verabschiedeten Revisionsrichtlinien nehmen in mehrfacher Hinsicht auf die Versorgungssicherheit Bezug:

Gemäß Art. 3 Abs. 2 der Energie-Binnenmarktrichtlinien können die Mitgliedstaaten den Elektrizitäts- bzw. Erdgasunternehmen unter uneingeschränkter Beachtung der einschlägigen Bestimmungen des EG-Vertrages, gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen auferlegen, die sich auf Sicherheit, einschließlich Versorgungssicherheit, Regelmäßigkeit, Qualität und Preis der Versorgung sowie Umweltschutz, einschließlich Energieeffizienz und Klimaschutz, beziehen können. Bei diesen gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen handelt es sich um solche im Sinne des Art. 86 Abs. 2 EGV. Die gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen betreffen nicht nur Netzbetreiber, sondern auch Erzeuger und Versorger. In Bezug auf die Versorgungssicherheit, die Energieeffizienz/Nachfragesteuerung sowie zur Erreichung der Umweltziele der Richtlinien können die Mitgliedstaaten eine langfristige Planung als Steuerungsinstrument vorsehen. In dieser langfristigen Planung werden – jeweils unter Berücksichtigung der Aufrechterhaltung des Netzzuganges Dritter

der Bedarf an Investitionen in Erzeugungs-, Übertragungs- und Verteilungskapazität zur Deckung der Elektrizitäts- bzw. Erdgasnachfrage des Netzes und zur Sicherung der Versorgung der Kunden bzw.

die zur Deckung der Erdgasnachfrage des Netzes, zur Diversifizierung der Versorgungsquellen und zur Sicherung der Versorgung der Kunden erforderliche Versorgungs- und Transportkapazität von Erdgasunternehmen analysiert.

Gemäß Art. 3 Abs. 7 der Elektrizitäts-Binnenmarktrichtlinie bzw. Art. 3 Abs. 4 der Erdgas-Binnenmarktrichtlinie ergreifen Mitgliedstaaten geeignete Maßnahmen zur Erreichung der Ziele des sozialen und wirtschaftlichen Zusammenhalts sowie des Umweltschutzes wozu auch Energieeffizienz-/Nachfragesteuerungsmaßnahmen, Maßnahmen zur Bekämpfung von Klimaänderungen sowie Maßnahmen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit gehören können. Diese Maßnahmen können insbesondere die Schaffung geeigneter wirtschaftlicher Anreize für den Aufbau und den Erhalt der erforderlichen Netzinfrastruktur einschließlich der Verbindungsleitungskapazitäten gegebenenfalls unter Einsatz aller auf einzelstaatlicher Ebene oder auf Gemeinschaftsebene vorhandenen Instrumente umfassen.

Gemäß Art. 4 der Elektrizitäts-Binnenmarktrichtlinie bzw. Art. 5 der Erdgas-Binnenmarktrichtlinie sorgen die Mitgliedstaaten für ein Monitoring der Versorgungssicherheit, wobei sie diese Aufgabe unabhängigen Regulierungsbehörden übertragen können. Dieses Monitoring betrifft insbesondere das Verhältnis zwischen Angebot und Nachfrage auf dem heimischen Markt, die erwartete Nachfrageentwicklung und das verfügbare Angebot, in der Planung und im Bau befindliche zusätzliche Kapazitäten, die Qualität und den Umfang der Netzwartung sowie Maßnahmen zur Bedienung von Nachfragespitzen und zur Bewältigung von Ausfällen eines oder mehrerer Versorger. Die zuständigen Behörden veröffentlichen spätestens zum 31. Juli eines jeden Jahres einen Bericht über die bei dem Monitoring dieser Aspekte gewonnenen Erkenntnisse und etwaige getroffene oder geplante diesbezügliche Maßnahmen und übermitteln ihn unverzüglich der Kommission. Anschließend wird ein Gesamtbericht über die Versorgungssicherheit in der Gemeinschaft angefertigt.

4.2.2.5 Richtlinien zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung sowie der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und von Infrastruktur.

Mit diesen Richtlinien werden Maßnahmen zur Gewährleistung sowohl einer ausreichend sicheren Erdgas- sowie Elektrizitätsversorgung getroffen. Die Maßnahmen sollen zu einem einwandfreien funktionieren des Gas- und Elektrizitätsbinnenmarktes beitragen. Diese Richtlinien legen gemeinsame Rahmenbedingungen fest, nach denen die Mitgliedstaaten eine allgemeine, transparente und nichtdiskriminierende, mit den Anforderungen eines wettbewerbsorientierten Gas- und Elektrizitätsbinnenmarktes im Einklang stehende Versorgungssicherheitspolitik entwickeln, die allgemeinen Funktionen und Zuständigkeiten der einzelnen Marktteilnehmer genauer zu definieren und spezielle, nicht diskriminierende Verfahren zur Gewährleistung der Erdgas- und Elektrizitätsversorgungssicherheit einzuführen haben.

4.2.2.6. Versorgungssicherheitspaket der Kommission vom 10.12.2003

Das am 10.12.2003 von der Europäischen Kommission vorgeschlagene legistische Paket zur langfristigen Sicherstellung der europäischen Elektrizitäts- und Gasversorgung umfasst ein Bündel an Maßnahmen:

einen Richtlinienvorschlag zur Gewährleistung der Stromversorgung und der Infrastrukturinvestitionen,

eine Entscheidung zur Änderung der bestehenden TEN-Leitlinien (96/391/EG und 1229/2003/EG), die u.a. die Finanzierung von definierten Projekten vorrangigen europäischen Interesses regeln und

eine Verordnung über den grenzüberschreitenden Gastransport, welche die bereits von den Regulatoren und der Industrie gefassten Leitlinien in EU-Recht gießt und die Regulatoren ermächtigt, die Umsetzung derselben sicherzustellen.

Die wesentlichsten Inhalte des vorgeschlagenen Maßnahmenpakets sind:

Jeder Übertragungsnetzbetreiber muss der nationalen Regulierungsbehörde eine jährliche oder mehrjährige Investitionsstrategie in Bezug auf Kuppelleitungen vorlegen.

Die Regulierungsbehörden sind befugt, in Netzprojekte einzugreifen, um deren Fertigstellung zu beschleunigen. Im Bedarfsfall können sie bestimmte Projekte ausschreiben, sofern der Übertragungsnetzbetreiber nicht fähig oder nicht willens ist, die jeweiligen Projekte zu vollenden.

Länderübergreifende Projekte im Rahmen der Transeuropäischen Netze im Energiebereich (TEN-E) sollen in Zukunft stärker seitens der EU gefördert werden. Vermehrt berücksichtigt werden sollen dabei auch Vorhaben der Beitrittstaaten und der EU-Nachbarländer.

Der Erdgasbinnenmarkt soll durch die Einführung eines neuen Regulierungsrahmens für den Bau und Betrieb von Erdgasfernleitungen auf europäischer Ebene gestärkt werden.

Durch eine gesteigerte Energieeffizienz sollen die Mitgliedstaaten im Zeitraum 2006 bis 2012 jährlich eine 1 %-ige Energieeinsparung erzielen. Einzusparen ist 1 % des Energievolumens, das in den vorangegangenen fünf Jahren an Endkunden verteilt bzw. verkauft wurde.

4.2.3. Bisherige Österreichische Maßnahmen

Die Sicherheit und Qualität der Versorgung mit elektrischer Energie und Erdgas im liberalisierten Energiemarkt hat für das Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit sowie die Regulierungsbehörden größte Bedeutung. Insbesondere im Hinblick auf den durch die Liberalisierung entstandenen Kostendruck im Netzbereich ist eine zweckmäßige Verwendung der Ressourcen und Investitionen von großer Bedeutung.

4.2.3.1. Das Projekt „Versorgungssicherheit und -qualität“ für den Elektrizitätsbereich

Die Energie-Control GmbH hat gleichzeitig mit der Liberalisierung des österreichischen Elektrizitätsmarktes im Oktober 2001 das Projekt „Versorgungssicherheit und –qualität“ gestartet, das darauf abzielt, die Versorgungssicherheit und –qualität in Österreich auf lange Sicht zu gewährleisten. In dieses Projekt sind auch Vertreter der Wissenschaft und der Energiewirtschaft einbezogen, um eine breite Diskussions- und Kooperationsplattform zu schaffen.

Wesentliche Punkte des Projekts sind bzw. waren die Erstellung einer Studie zur aktuellen Situation der Versorgungssicherheit und –qualität der österreichischen Stromversorgung, die Auswahl zweckmäßiger Parameter zur Bewertung der Versorgungssituation und die Gründung eines Versorgungssicherheitsbeirats mit österreichischen und internationalen Experten.

Die Studie wurde im Mai 2002 in Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern begonnen und 2003 fertig gestellt. Zur Erhebung des Ist-Zustandes der Versorgungssicherheit und –qualität wurde den Netzbetreibern ein Fragebogen insbesondere zu folgenden Themen vorgelegt:

Einhaltung des (n-1)-Kriteriums

Kraftwerkseinsatz zur Aufrechterhaltung eines „normalen Betriebes“

Störungsmanagement

Vorhaltung von Ersatzstromversorgungen (Aggregate)

Permanente Spannungsmessungen im Rahmen der EN 50160

Vereinbarungen in Netznutzungsverträgen zur EN 50160

Die Studie mündete in zwei Umfragen, die seitens der OGM im Auftrag der Energie-Control GmbH in den Jahren 2003 und 2004 zum Stand der Versorgungssicherheit durchgeführt wurden.

Der Versorgungssicherheitsbeirat wurde im Jahr 2002 gegründet und setzt sich aus österreichischen und internationalen Experten auf dem Gebiet der Versorgungssicherheit zusammen. Der Beirat ist ein unabhängiges, objektives und nach wissenschaftlichen Methoden arbeitendes Gremium und dient als Diskussionsforum in allen Belangen der Versorgungssicherheit und -qualität in Österreich. Die bisher diskutierten Themen und Ergebnisse umfassten die Situation der Versorgungssicherheit und -qualität in österreichischen Übertragungs- und Verteilernetzen, den Ausbau und die Durchführung von notwendigen Projekten im 380 kV-Höchstspannungsbereich und Engpassmanagement-Maßnahmen innerhalb Österreichs sowie an internationalen Kuppelstellen.

Die Einbindung der Energie-Control GmbH in internationale Aktivitäten im Rahmen der Arbeitsgruppen für Versorgungssicherheit und Engpassmanagement der Europäischen Regulatorenvereinigung CEER (Council of European Energy Regulators) sowie die Teilnahme an relevanten Konferenzen und Tagungen von Fachverbänden und Organisationen wie ETSO (European Transmission System Operators), Eurelectric und UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) bilden einen weiteren Schwerpunkt.

Die Ergebnisse der Projektarbeit werden in entsprechenden Informationsveranstaltungen der Energie-Control GmbH ausführlich dargestellt.

Die Bedeutung des Projekts für die Versorgungssicherheit und –qualität im liberalisierten Markt wurde vom Rechnungshof in seinem Wahrnehmungsbericht 2005/7 hervorgehoben.

4.2.3.2. Versorgungssicherheit im Bereich Erdgas

Im Gaswirtschaftsgesetz sind unter anderem die gasrechtlichen und gaswirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Verteilernetzbetreiber sowie für Planung, Errichtung, Betrieb und Instandhaltung von Gasnetzen bzw. Erdgasleitungsanlagen in Österreich festgelegt. Im Auftrag der Energie-Control GmbH wurden durch das Ingenieurbüro Kiesselbach in Zusammenarbeit mit dem TÜV Österreich die „allgemein gültigen Mindestanforderungen an einen sicheren und zuverlässigen Gasnetzbetrieb“, entsprechend den Pflichten der Verteilerunternehmen gemäß § 24 GWG, zusammengefasst. Die Studie bietet nicht nur für die betroffenen Behörden, sondern auch für die Netzbetreiber eine übersichtliche und kompakte Zusammenstellung aller relevanten technischen Regeln für alle wesentlichen Funktionen im Gasnetzbetrieb. Im Rahmen der Ermittlungsverfahren zur Bestimmung von Systemnutzungstarifen und sonstigen Tarifen in Verfahren nach § 23d GWG bietet diese Unterlage wertvolle Anhaltspunkte zur Beurteilung der Kosten für die Sicherstellung der Erfüllung von Mindestanforderungen des Gasnetzbetriebes.

Zur Erörterung des Handlungsbedarfs im Bereich der kurzfristigen Erdgasversorgungssicherheit hat die Energie-Control GmbH im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Arbeit bereits im zweiten Halbjahr 2003 eine Studie „Erdgasversorgungssicherheit in Österreich – Rahmenbedingungen und Handlungsempfehlungen“ erstellt. Im Unterschied zum vor dem 1. Oktober 2002 geltenden Marktmodell, nach dem die jährlichen Nominierungen von Notversorgungsleistungen auf Basis der Speicherpoolvereinbarung der in der Austria Ferngas Gesellschaft m.b.H. (AFG) zusammengefassten Landesferngasgesellschaften basierten, wird darin festgehalten, dass im Bilanzgruppenmodell diese Ausgleichsfunktion der Ausgleichsenergiemarkt zu übernehmen hat. Um eine Krisensituation bewältigen zu können, ist es laut Studie erforderlich, ein klares Prozedere und eine klare Rollenverteilung festzulegen. Die Studienergebnisse zeigen, dass ein Zusammenhang zwischen der Liberalisierung und einer Gefährdung der kurzfristigen Versorgungssicherheit per se nicht zu beobachten ist.

Der Rechnungshof bewertete die Erstellung dieser Studie in seinem Wahrnehmungsbericht 2005/7 positiv und empfahl, die darin enthaltenen Handlungsempfehlungen im Interesse der Erhaltung des derzeitigen guten Versorgungsniveaus im Erdgasbereich umzusetzen.

4.2.3.3. Versorgungssicherheit und Netztarife

Weitere Maßnahmen der Regulierungsbehörden umfassen die Festlegung kostenorientierter Netztarife und Hintanhaltung von Quersubventionierungen des Wettbewerbsbereichs aus den Netzeinnahmen:

Die Energie-Control Kommission und die Energie-Control GmbH spielen als für die Tariffestsetzung bzw. die Überwachung des Unbundling zuständige Regulierungsbehörden eine wichtige Rolle im Zusammenhang mit dem Ausbau der Netze: Die Planung und Durchführung des Netzausbaues ist eine Angelegenheit der Netzbetreiber. Die Entscheidung über Investitionen in das Netz erfolgt nach kaufmännischen Erwägungen unter Bedachtnahme auf die Versorgungssicherheit von den Unternehmen selbst. Auf Grund der Revisionsrichtlinien ist seit 1. Juli 2004 der Netzbereich von den übrigen Tätigkeitsbereichen eines Elektrizitäts- bzw. Erdgasunternehmens zu entflechten. Durch eine saubere Entflechtung des Netzbereiches werden einerseits Quersubventionierungen zwischen den verschiedenen Unternehmensbereichen vermieden, andererseits wird eine klare Zuordnung ermöglicht, welche Kapitalausstattung für den einwandfreien Betrieb, die Revision und den notwendigen Ausbau des Netzes erforderlich ist. Dadurch wird es auch der für die Tariffestsetzung zuständigen Energie-Control Kommission erleichtert, all diese Erfordernisse deckende Tarife zu bestimmen.

Dass die Bereitschaft, neue Kraftwerke zu bauen, trotz Liberalisierung des Strom-und Gasmarktes gegeben ist, zeigen im Übrigen die folgenden Beispiele: Die Vorarlberger Illwerke planen den Neubau des Wasserkraftwerkes Kops II mit einer Leistung von 450 MW. Der Verbund plant die Errichtung eines Gaskraftwerkes im Süden Österreichs, wobei eine Leistung von 800 MW installiert werden soll.

4.2.3.4. Versorgungssicherheit und Unbundling

Damit das für das Netz vorgegebene Kapital auch wirklich in den Ausbau und die Instandhaltung des Netzes investiert wird, bedarf es nicht nur einer Überwachung der Entflechtungsvorschriften durch die Regulierungsbehörde, sondern ist es auch mittelfristig notwendig, dass den Netzbetreibern klare Qualitätsstandards vorgegeben werden. Dies hat auch der Rechnungshof in seinem Wahrnehmungsbericht 2005/7 erkannt, der „die Festlegung verbindlicher Kriterien für die Qualität und die Zuverlässigkeit der Stromversorgung, den Aufbau eines Monitoring–Systems zur Erfassung der Qualitäts – und Zuverlässigkeitsparameter sowie die Durchführung eines korrekten Unbundlings, das die zweckentsprechende Mittelverwendung sicherstellt“ als „vordringlich“ erachtet.

Die Nichteinhaltung dieser Vorgaben sollte in weiterer Folge auch mit finanziellen Konsequenzen verknüpft werden. Nur dann haben die Unternehmen auch einen Anreiz, kontinuierlich in den Netzausbau zu investieren. Netzbetreiber und Regulierungsbehörde arbeiten deshalb bereits gemeinsam an einer ersten Datengrundlage zur Beurteilung dieser Qualitätsstandards.

Das vorliegende Gesetzespaket sieht derartige Qualitätsstandards sowie deren Überwachung durch die Regulierungsbehörde vor.

4.2.3.5. Information der Öffentlichkeit

Die Energie-Control GmbH und das Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit organisieren regelmäßig Informationsveranstaltungen, in der allen Marktteilnehmern und betroffenen Institutionen die Möglichkeit zu einer breit angelegten Diskussion gegeben wird.

Im Juni 2003 wurde eine Enquete zum Thema „Versorgungssicherheit im liberalisierten Strom- und Gasmarkt“ veranstaltet. Dabei wurde das Thema Versorgungssicherheit nicht nur aus nationalen Blickwinkeln, sondern auch aus internationalen Gesichtspunkten betrachtet. Unter anderem präsentierten internationale Experten wie zum Beispiel Matti Supponen (Europäische Kommission), Prof. Jürgen Haubrich (TU Aachen) sowie Dr. Jorge Vasconcelos (CEER) ihre Erfahrungen, Aktivitäten und Ansichten zum Thema Versorgungssicherheit präsentieren.

Eine weitere Enquete im Juli 2005 wird sich dem Thema „Sicherheit und Qualität der Energieversorgung“ widmen. Dabei wird unter anderem das Thema Versorgungssicherheit als Standortfaktor für die österreichische Wirtschaft behandelt, in Impulsreferaten die Zukunft der Stromversorgung sowie die Problematik der Höchstspannungsübertragungsnetze thematisiert sowie über die Qualität der Stromversorgung in Österreich debattiert.

Die institutionelle Verankerung des Diskussionsprozesses zur Versorgungssicherheit im Elektrizitäts- bzw. Erdgasbeirat als Beratungsgremien bzw. Diskussionsforen ist ein wichtiger Beitrag zu den Bemühungen um eine Verbesserung der Versorgungssicherheit. Der Elektrizitätsbeirat hat beispielsweise in einer erweiterten Sitzung im Oktober 2003, an der auch Energiewirtschaftsexperten aus dem Universitätsbereich und die Regelzonenführer mitgewirkt haben und zu dem auch die Energiesprecher aller im Nationalrat vertretenen Parteien eingeladen waren, festgestellt, dass die Sicherheit der Versorgung mit elektrischer Energie in Österreich durch ausreichende Produktionskapazitäten sowie ein sehr gut ausgebautes Übertragungs- und Verteilnetznetz sichergestellt ist. Österreich zählt hinsichtlich der Versorgungssicherheit und der geringen Störungsfälle zu den sichersten Ländern. Allerdings müssen, um die Stromversorgung längerfristig sicherzustellen, neue Erzeugungskapazitäten geschaffen und zwei Lücken im 380 kV-Übertragungsleitungssystem geschlossen werden. Es handelt sich dabei um die 380 kV-Leitungsprojekte „Kainachtal - Südburgenland“ und „Tauern - St. Peter“.

Auch in einzelnen Bundesländern wurden Landes-Elektrizitätsbeiräte eingerichtet, die sich mit dem Thema Versorgungssicherheit beschäftigen.

4.2.4. Verbesserungsvorschläge

4.2.4.1. Elektrizität

Die Energie-Control GmbH führt seit dem Jahr 2002 auf Grundlage der Statistik-Verordnung in Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern und dem Verband der Elektrizitätsunternehmen Österreichs (VEÖ) Erhebungen durch, die das Niveau der Versorgungszuverlässigkeit in Österreich widerspiegeln. Aus diesen Daten ergibt sich eine Verfügbarkeit der Stromversorgung in Österreich von jeweils 99,99 %.

Ein Vergleich mit anderen europäischen Ländern zeigt, dass Österreich zu den Ländern mit den geringsten Netzausfällen gehört. Im Übertragungsnetzbereich besteht jedoch durch überregionale Engpässe (fehlende 380 kV-Leitung in der Steiermark) ein Risiko von Großstörungen, dem auf Dauer nur mit der Errichtung der betreffenden Leitung begegnet werden kann.

Netzausfälle können zwar durch technische Maßnahmen verringert, aber niemals zur Gänze verhindert werden, da es immer auch Ausfälle aufgrund höherer Gewalt (z.B. Blitzschlag) oder Verschulden Dritter (z.B. Erdarbeiten) gibt. Ausfälle der Stromversorgung (blackouts), wie sie zB im August 2003 in den USA, Kanada oder Italien aufgetreten sind, können daher in keinem System ausgeschlossen werden.

Vorbeugende Maßnahmen können die Wahrscheinlichkeit von Stromausfällen aber zumindest verringern. Dazu zählen die laufende Investition in das Übertragungsnetz, ein länderübergreifendes Engpassmanagement und eine ständige Kommunikation zwischen den Leitstellen.

Das vorliegende Gesetzespaket liefert einen weiteren Beitrag zur Vermeidung von Netzausfällen. Es enthält einen umfassenden Katalog an Maßnahmen, die der Verbesserung der Versorgungssicherheit dienlich sind. Diese Maßnahmen sind:

Stärkung der Rechte und Pflichten des Regelzonenführers: Durch den Gesetzentwurf wird die verantwortungsvolle Position, die der Regelzonenführer für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit einnimmt, weiter gestärkt. Schon nach dem geltenden ElWOG ist der Regelzonenführer u.a. verantwortlich für

die Bereitstellung der Systemdienstleistung (Frequenz-/Leistungsregelung) entsprechend den technischen Regeln, wie etwa der UCTE;

die Organisation und den Einsatz der Ausgleichsenergie;

die Erstellung einer Lastprognose zur Erkennung von Engpässen;

die Durchführung von Maßnahmen zur Überwindung von Engpässen;

die Sicherstellung des physikalischen Ausgleichs zwischen Aufbringung und Bedarf;

die Durchführung einer langfristigen Planung für den Netzausbau.

Primärregelung: Bei der Primärregelung handelt es sich um eine automatisch wirksam werdende Wiederherstellung des Gleichgewichtes zwischen Erzeugung und Verbrauch mit Hilfe der Turbinendrehzahlregler gemäß eingestellter Statikkennlinie von Maschinen im Zeitbereich bis höchstens 30 Sekunden nach Störungseintritt (Ausfall großer Erzeugungseinheiten bzw. kurzfristiger Lastanstieg). Für die Einhaltung der Vorgaben der Primärregelung ist der Regelzonenführer zuständig, die Leistungsbereitstellung wird üblicherweise durch Großkraftwerke erbracht. Auf Grund der mittlerweile außer Kraft getretenen Verordnung des Bundesministers für wirtschaftliche Angelegenheiten über die Festlegung der Grundsätze, die bei der Bestimmung des Systemnutzungstarifes angewendet werden, BGBl. II Nr. 51/1999, waren die Erzeuger verpflichtet, an der Primärregelung teilzunehmen.

Der vorliegende Entwurf sieht vor, dass die Bereitstellung der Primärregelung mittels Ausschreibung erfolgt. Betreiber von Erzeugungsanlagen mit einer Engpassleistung von mehr als 5 MW sind zur Aufbringung der Mittel zur Bereitstellung der Primärregelung verpflichtet. Es handelt sich dabei um eine gemeinwirtschaftliche Verpflichtung der Erzeuger im Interesse der Verbesserung der Versorgungssicherheit.

Online-Datenaustausch zwischen den Marktteilnehmern: Um die Erfüllung der Aufgaben des Regelzonenführers, insbesondere auch in Zusammenhang mit der Primärregelung, zu gewährleisten, bedarf es eines ständigen Informationsflusses zwischen dem Regelzonenführer und den Erzeugern. Diese werden durch den Entwurf daher verpflichtet, die zum Nachweis der Teilnahme an der Primärregelung erforderlichen Daten an den Regelzonenführer zu übermitteln. Weiters sind Erzeuger verpflichtet, dem Regelzonenführer zeitgleich, d.h. online, Daten über die jeweils aktuelle Einspeiseleistung dieser Erzeugungsanlagen zu übermitteln.

Die Erzeuger haben auch die mit der Durchführung der Primärregelung in Zusammenhang stehenden Anweisungen des Regelzonenführers zu befolgen.

Optimale Bewirtschaftung der Netzkapazitäten: Die optimale Ausnutzung der Leitungskapazitäten von Stromnetzen unter Beachtung der Sicherheitsstandards für den sicheren Netzbetrieb ist vor allem aus dem Blickwinkel der Versorgungssicherheit unverzichtbar. Der ungehinderte Zugang zu Übertragungsleitungen ist auch eine wesentliche Voraussetzung für die Entwicklung des Wettbewerbes im liberalisierten Strommarkt.

Die langfristige Planung des Regelzonenführers dient insbesondere der Deckung der Nachfrage an Leitungskapazitäten zur Versorgung der Endverbraucher unter Berücksichtigung von Notfallszenarien sowie der Erzielung eines hohen Maßes an Verfügbarkeit der Leitungskapazität (Versorgungssicherheit der Infrastruktur). Die Marktteilnehmer haben an den Maßnahmen zur Beseitigung von Kapazitätsengpässen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit mitzuwirken und in diesem Zusammenhang den Regelzonenführern alle für die Erfüllung seiner Aufgaben erforderlichen Daten zu übermitteln. Die Regelzonenführer haben insbesondere die Angebots- und Nachfragesituation, den Zustand des Hochspannungsnetzes etc. laufend zu erfassen und auszuwerten; auch die Verteilernetzinfrastruktur bzw. deren Entwicklung findet Eingang in die Langfristplanung.

Im Interesse der Versorgungssicherheit wird die behördliche Aufsicht über die Langfristplanung der Energie-Control-Kommission übertragen. Um eine rasche Anpassung der Langfristplanung die aktuellen Verhältnisse zu gewährleisten, hat der Regelzonenführer die langfristige Planung auf Verlangen der Energie-Control-Kommission neu zu erstellen oder abzuändern.

4.2.4.2. Gas

In der Diskussion über die Gewährleistung der Versorgungssicherheit im Erdgassektor wird der Ausfall eines Vorlieferanten oft in den Mittelpunkt des Interesses gerückt. Österreich wird im Wesentlichen mit importiertem russischem bzw. norwegischem und im Inland gefördertem Erdgas versorgt, wobei die inländische Produktion rund 20% des inländischen Jahresbedarfs abdeckt. Ausfälle in der Versorgung durch ausländische Vorlieferanten können zwar für einen gewissen Zeitraum durch eingespeichertes Gas kompensiert werden, sie sind jedoch letztlich nicht zu verhindern. Eine Diversifizierung der Versorgungsquellen kann das Risiko einer Versorgungsunterbrechung jedoch minimieren. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit und die Regulierungsbehörden befürworten daher grundsätzlich neue Infrastrukturprojekte, durch die neue Versorgungsquellen erschlossen werden können, insoweit diese mit den Anforderungen eines wettbewerbsorientierten Marktes in Einklang stehen.

Ein weiterer Aspekt der Versorgungssicherheit betrifft den Ausbau und die Erhaltung der dem Transport von Erdgas dienenden Netze sowie die optimale Bewirtschaftung der Leitungskapazitäten. Der bestehende Rechtsrahmen des GWG 2002 mit kostenorientierten Netztarifen und Vorschriften über die Vermeidung von Quersubventionen sorgt dafür, dass Einnahmen aus dem Netz reinvestiert, anstatt in andere Unternehmensbereiche transferiert zu werden. Die durch das GWG 2002 eingeführte langfristige Planung des Regelzonenführers hat sich als wichtiges Steuerungsinstrument für die Planung von Versorgungs- und Transportkapazitäten von Erdgasunternehmen zur Deckung der Erdgasnachfrage des Netzes, zur Diversifizierung der Versorgungsquellen und zur Sicherung der Versorgung der Kunden erwiesen.

Das vorliegende Gesetzespaket enthält insbesondere Vorschläge für eine Optimierung der Kapazitätsbewirtschaftung sowie eine verstärkte Einbindung der Marktteilnehmer in die Langfristplanung des Regelzonenführers und leistet insoweit seinen Beitrag zur Verbesserung der Versorgungssicherheit.

Optimierung der Kapazitätsbewirtschaftung: Freie Leitungskapazitäten sind für den Zugang zum Erdgasnetz und damit auch für die Aufrechterhaltung der Versorgung wesentlich. Kapazitäten, die über einen definierten Zeitraum ungenutzt bleiben, sollen daher nach einem offenen, transparenten und nichtdiskriminierenden Verfahren an den Markt zurückgehen. Bestehende Vereinbarungen über die Nutzung von Kapazitäten sollten nur insoweit in ihrem Bestand geschützt werden, als sie mit den Wettbewerbsregeln der Gemeinschaft in Einklang stehen. Andernfalls wäre zu befürchten, dass durch vertragliche Konstrukte künstliche Kapazitätsengpässe geschaffen werden und eine optimale Ausnutzung der Leitungen nicht gewährleistet ist. Die bereits bisher in Geltung stehende Regelung, wonach ungenutzte Kapazitäten freizugeben sind, wird durch den vorliegenden Gesetzentwurf verfeinert, insbesondere durch Festlegung des relevanten Zeitraumes, auf den bei der Beurteilung der Ausnutzung der Kapazitäten abzustellen ist. Diese Regelung steht in Einklang mit dem Entwurf des Europäischen Parlaments und des Rates für eine Verordnung über die Bedingungen für den Zugang zu Erdgasfernleitungsnetzen.

Langfristplanung: Die langfristige Planung des Regelzonenführers dient insbesondere der Deckung der Nachfrage an Transportkapazitäten zur Sicherung der individuellen und allgemeinen Versorgungssicherheit. Durch das vorliegende Gesetzespaket wird gewährleistet, dass die Marktteilnehmer an Maßnahmen zur Beseitigung von Kapazitätsengpässen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit mitwirken. Die Marktteilnehmer haben in diesem Zusammenhang dem Regelzonenführer alle für die Erfüllung seiner Aufgaben erforderlichen Daten zu übermitteln. Der Regelzonenführer hat insbesondere die Angebots- und Nachfragesituation, den Zustand der Fernleitungen etc. laufend zu erfassen und auszuwerten, auch die Verteilernetzinfrastruktur bzw. deren Entwicklung findet Eingang in die Langfristplanung.

Im Interesse der Versorgungssicherheit wird die behördliche Aufsicht über die Langfristplanung intensiviert: Um eine rasche Anpassung der Langfristplanung an die aktuellen Verhältnisse zu gewährleisten, haben die Regelzonenführer die langfristige Planung auf Verlangen der Regulierungsbehörde neu zu erstellen bzw. abzuändern.

4.3. Auslaufen der Energiebewirtschaftungsgesetze

4.3.1. Allgemeines

4.3.1.1. Historische Entwicklung der Bewirtschaftungsgesetze in Österreich

Auf Grund der Kriegsfolgen des 2. Weltkrieges waren nach 1945 Instrumentarien zur Sicherstellung der Versorgung mit Energieträgern erforderlich. Dies erfolgte auf Grundlage folgender Bewirtschaftungsgesetze:

Das Lastverteilungsgesetz 1946, BGBl. Nr. 83/1946, umfasste zur Sicherung einer gefährdeten Elektrizitätsversorgung Maßnahmen vorbereitender Natur und solche, die während einer Krisensituation selbst erlassen werden. Die Geltungsdauer des Lastverteilungsgesetzes wurde mit 1948 begrenzt und in der Folge durch Novellierungen verlängert und mit Kundmachung der Bundesregierung vom 29. Oktober 1952, BGBl. Nr. 207/1952, unter dem Titel „Lastverteilungsgesetz 1952“ wieder verlautbart. Es folgten weitere Novellierungen und die befristete Lastverteilungsverordnung 1957, die laufend verlängert wurde. Am 30. Juni 1976 trat das Lastverteilungsgesetz 1952, nach seiner letzten Verlängerung Mitte 1974, außer Kraft. Die materiellen Regelungen wurden durch das Energielenkungsgesetz 1976, BGBl. Nr. 319/1976, übernommen.

Nach einem „Industrie-Schaltplan“ des Ministeriums für Vermögenssicherung und Wirtschaftsplanung wurde die Zuteilung von Kohle und Strom an die Industriebetriebe – im Einvernehmen mit den zuständigen Fachministerien, den Landesregierungen, den Kammern und dem Gewerkschaftsbund – geregelt und von der Bewirtschaftungsstelle für Brennstoffe bzw. dem Bundeslastverteiler vollzogen. Die Kohlebewirtschaftung auf Grund dieses Schaltplanes wurde 1950/51 beendet, feste mineralische Brennstoffe aller Art, also auch Kohle, wurden in das Rohstofflenkungsgesetz 1951 aufgenommen.

Das Rohstofflenkungsgesetz 1951, BGBl. Nr. 106/1951, diente der Rohstoffsicherung im Fall drohender oder eingetretener Versorgungsschwierigkeiten mit Erdöl und Erdölderivaten, Benzol, brennbaren Gasen (seit der Novelle BGBl. Nr. 571/1973) und festen mineralischen Brennstoffen und sah Lenkungsmaßnahmen betreffend den Verkehr mit diesen Gütern vor. Das Gesetz wurde mehrfach verlängert und lief im Juni 1976 aus. Die materiellen Regelungen wurden durch das Energielenkungsgesetz 1976 übernommen.

Das Bundesgesetz über Verkehrsbeschränkungen zur Sicherung der Treibstoffversorgung, BGBl. Nr. 5/1974 enthielt eine Ermächtigung zum Erlass von Benützungsverboten und Geschwindigkeitsbeschränkungen für Kraftfahrzeuge. Das Gesetz lief im Juni 1975 aus. Die materiellen Regelungen wurden zum Großteil in das Energielenkungsgesetz 1976 übernommen.

Die Energiekrise zur Jahreswende 1973/74, die ua eine Importverknappung auf dem Erdölsektor befürchten ließ, bewirkte, dass sich Österreich den Bestrebungen nach internationaler Zusammenarbeit maßgeblicher Erdölimportländer anschloss und dem Übereinkommen über ein Internationales Energieprogramm, BGBl. Nr. 497/1976, beitrat. Dieses Übereinkommen trat für Österreich mit 10. Juli 1976 in Kraft. Zur speziellen Transformation dieses völkerrechtlichen Vertrages wurden seitens der Bundesregierung in der 13. und 14. Legislaturperiode gleichlautende Regierungsvorlagen für ein Energiesicherungsgesetz, das sowohl Lenkungsmaßnahmen für den Krisenfall als auch präventive Bevorratungspflichten enthalten sollte, eingebracht. Die Entwürfe blieben jedoch im parlamentarischen Diskussionsprozess umstritten, letztlich wurde dem Nationalrat ein neuer Gesetzentwurf vorgelegt, der zur Erlassung des Energielenkungsgesetzes 1976 (EnlG 1976), BGBl. Nr. 319/1976, führte. Das Energielenkungsgesetz wurde seit dem Jahr 1976 laufend verlängert und steht zur Zeit als Energielenkungsgesetz 1982, zuletzt geändert durch Bundesgesetz BGBl. I Nr. 149/2001, in Geltung. Die Geltungsdauer des Energielenkungsgesetzes 1982 ist mit 31. Dezember 2006 befristet.

Die ursprünglich im Entwurf für das Energiesicherungsgesetz enthaltenen vorbeugenden Vorschriften zur Vorratshaltung von Erdöl und deren Überwachung wurden schließlich als Erdöl-Bevorratungs- und Meldegesetz 1976 (EBMG 1976), BGBl. Nr. 318/1976, in Kraft gesetzt. Seit diesem Zeitpunkt werden die Rohstofflenkung und die Bevorratungs- und Überwachungspflichten in gesonderten Bundesgesetzen geregelt, da ein weiterer Versuch der Vereinheitlichung in der 15. Legislaturperiode ergebnislos blieb. Das EBMG 1976 wurde durch das Erdöl-Bevorratungs- und Meldegesetz 1982 (EBMG 1982) ersetzt, dessen Geltungsdauer mit 31. Dezember 2006 befristet ist.

4.3.1.2. Verfassungsrechtliche Kompetenzgrundlage der Energielenkung

Kompetenzrechtlich gehen Maßnahmen zur Energielenkung auf den sogenannten „Kriegsfolgentatbestand“ des Art. 10 Abs. 1 Z 15 B-VG zurück. So hat der Verfassungsgerichtshof beispielsweise in seinem Erkenntnis VfSlg. 2264 zum Lastverteilungsgesetz, einer Vorgängerbestimmung des Energielenkungsgesetzes 1982, ausgesprochen, dass die Versorgung der Bevölkerung mit elektrischer Energie zu jenen Maßnahmen gehört, hinsichtlich deren zufolge der Bestimmung des der Bund die Gesetzgebung und die Vollziehung derzeit noch in Anspruch nehmen kann. Der VfGH hielt diesen Standpunkt jedenfalls für so lange als gerechtfertigt, als Österreich die Lasten einer occupatio bellica zu tragen hat und daher im nicht bloß zeitlichen, sondern auch ursächlichen „Gefolge“ des Zweiten Weltkrieges in der freien Entfaltung seines Wirtschaftslebens nach eigener Willensbildung behindert war.

Mitte der 70er-Jahre, als nach der Energiekrise 1973/74 über neue Grundlagen der Krisenversorgung diskutiert wurde, waren diese Voraussetzungen für die Anwendbarkeit des „Kriegsfolgentatbestandes“ nicht mehr gegeben. Da das B-VG dem Bund keine ausreichende Kompetenzgrundlage für ein umfassendes Bevorratungs- oder Lenkungsinstrumentarium bietet und eine im Krisenfall schwer zu koordinierende Vereinbarung nach Art. 15a B-VG nicht als geeignetes Mittel des Krisenrechts angesehen werden kann, wurden das Energielenkungsgesetz 1976 und das Erdöl-Bevorratungs- und Meldegesetz 1976 jeweils auf einen verfassungsrechtlichen Sonderkompetenztatbestand gestützt, der bis heute jeweils für einige Jahre verlängert wird.

Die derzeit in Geltung stehende Kompetenzgrundlage ist bis 31.12.2006 in ihrer Geltung beschränkt.

4.3.2. Energielenkungsgesetz

4.3.2.1. Vom System der Lastverteiler zur Neuordnung des liberalisierten Elektrizitätsmarktes

Der Bundeslastverteiler als Organ des Bundesministeriums für Energiewirtschaft und Elektrifizierung und die Landeslastverteiler wurden nach 1945 als Lenkungsstellen für Elektrizitätswirtschaft zur Sicherstellung der in Folge des Krieges und seiner Nachwirkungen gefährdeten Elektrizitätsversorgung eingerichtet, zuerst auf Grundlage des Lastverteilungsgesetzes, dann des Energielenkungsgesetzes. Dieses System hat sich über Jahrzehnte bewährt, war aber letztlich den geänderten Anforderungen eines liberalisierten, wettbewerbsorientierten Elektrizitätsmarktes nicht gewachsen, der eine völlig neue Rollenverteilung der Marktkräfte vorsieht:

Auf Grund des Energieliberalisierungsgesetzes, das am 1. Dezember 2000 in Kraft getreten ist, wurde der österreichische Elektrizitätsmarkt ab 1. Oktober 2001 vollständig dem freien Wettbewerb geöffnet und wird seither allen Stromkunden Netzzugang gewährt. Die Liberalisierung betrifft die Erzeugung, den Handel und die Versorgung mit elektrischer Energie, während der Stromtransport über die Netze nicht dem Wettbewerb unterliegt und diese als natürliche Monopole gelten (Unbundling). Durch die Einrichtung von Regelzonen und Regelzonenführern, Bilanzgruppenkoordinatoren und Bilanzgruppenverantwortlichen, einer unabhängigen Regulierungsbehörde sowie unabhängigen Verrechnungsstellen wird für das Funktionieren des vollliberalisierten Elektrizitätsmarktes eine gänzliche Neustrukturierung der österreichischen Elektrizitätswirtschaft vorgesehen.

Mit der Novelle BGBl. I Nr. 149/2001 zum Energielenkungsgesetz wurden die Bestimmungen über die Lenkungsmaßnahmen zur Sicherung der Elektrizitätsversorgung an die geänderten Rahmenbedingungen und die Neuorganisation der österreichischen Elektrizitätswirtschaft angepasst. Dabei erfolgte eine Neuregelung sowohl hinsichtlich der Kompetenzbestimmungen als auch der Maßnahmen zur Sicherung der Elektrizitätsversorgung im Anlassfall. Die Erarbeitung der neuen Rahmenbedingungen erfolgte unter Mitarbeit und teilweise auf Vorschlag des Bundes- und der Landeslastverteiler.

Schwerpunkte der Änderungen waren:

Anpassung der Lenkungsbehörden im Elektrizitätsbereich an die vom Energieliberalisierungsgesetz geschaffene Organisation, wobei

die bisherigen Aufgaben des Bundeslastverteilers der Energie-Control GmbH zur Besorgung zugewiesen wurden und

die Aufgaben der Landeslastverteiler auf die Landeshauptmänner übergingen, die zur Durchführung der Lenkungsmaßnahmen die Regelzonenführer sowie die im Land tätigen Netzbetreiber, Bilanzgruppenkoordinatoren, Bilanzgruppenverantwortlichen und Stromhändler beauftragen können.

Verankerung von Meldepflichten zur Vorbereitung von Lenkungsmaßnahmen.

Nach vier Jahren Erfahrung mit dem neuen Lenkungsrahmen lässt sich ein positives Resümee ziehen:

Die Zusammenarbeit der Energie-Control GmbH mit den betroffenen Marktteilnehmern sowie dem VEÖ funktioniert gut: Die Energie-Control GmbH hat beispielsweise jährlich eine Mittel- und Langfristprognose zur Versorgungssituation am österreichischen Strommarkt zu erstellen. Die Prognose durchleuchtet neben der Erzeugungslage auch die Netzsituation, die in Zusammenarbeit mit dem VEÖ erörtert wurde. Im Krisenfall kann die Energie-Control GmbH auf Grundlage der Versorgungsprognosen gemeinsam mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit und dem Energielenkungsbeirat Maßnahmen zur Krisenbewältigung setzen. Derartige Krisenablaufpläne bedürfen jedoch einer detaillierten Vorarbeit unter Einbindung der Marktteilnehmer. Von der Energie-Control GmbH wurden deshalb mit Vertretern der Bereiche Handel, Netz sowie der Landesregierungen und des Bundesministeriums für Wirtschaft und Arbeit in mehreren Sitzungen mögliche Versorgungskrisenszenarien in den Bereichen Erzeugung und Netz erarbeitet.

Anpassungen der Rahmenbedingungen an die Bedürfnisse der Unternehmen waren lediglich im Detail (Änderungen in der Energielenkungsdaten-Verordnung) erforderlich, wobei die Energie-Control eine Abwägung zwischen dem öffentlichen Interesse einer gesicherten Datenbasis in aussagekräftiger Qualität bzw. ausreichendem Umfang und den Interessen der Netzbetreiber an weniger eingriffsintensiven Datenübermittlungspflichten vorzunehmen hatte.

4.3.2.2. Neuordnung der Krisenvorsorge für den Bereich Erdgas

Im Erdgassektor ergibt sich die Notwendigkeit einer grundlegenden Neuordnung der Krisenvorsorge auf Grund einer völlig veränderten technisch-wirtschaftlichen Grundlage, der mit der Liberalisierung des Erdgasmarktes einhergehenden strukturellen Änderung (neue Marktteilnehmer) und aus der Pflicht zur Umsetzung der Richtlinie 2004/67/EG über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung.

Der anfänglich lokale Charakter der Gasversorgung im Rahmen der Inselnetze der Stadtgaserzeugung wurde mit dem flächendeckenden Einsatz und Import von Erdgas stark verändert. Trotz neuer Erdgasfunde in Österreich führten die Verbrauchzuwächse in den letzten Jahrzehnten zu einer Importabhängigkeit von etwa 75% mit weiter steigender Tendenz.

Die mit dem Strukturwandel von Stadtgas zu Erdgas einhergehende Internationalisierung und gestiegene Verantwortung der Gaswirtschaft für eine sichere und zuverlässige Versorgung wurde bereits von Beginn an erkannt. Bereits mit Beginn der Importe aus Russland im Jahre 1968 hatten die Landesferngasgesellschaften (LFG) Wiener Stadtwerke, Niogas, Steirische Ferngas und OMV die Erstellung von Regelungen für den „Notversorgungsfall“ als wichtig erachtet und 1970 einen ersten Notversorgungsplan im Rahmen der AFG in Kraft gesetzt. Die Ziele des damaligen Notversorgungsplanes entsprachen weitgehend den bis zuletzt gültigen Regelungen zur Bewältigung von vor allem Ausfällen in der Aufbringung von Erdgas.

Der Notversorgungsplan sah die Mobilisierung aller Betriebsreserven vor und wenn dies nicht ausreichen sollte, die Reduktion des Verbrauches durch die Abschaltung von bestimmten Kunden – die nach bestimmten Kriterien – nach einigen Stunden vom Netz genommen werden konnten.

Dem anfangs von den vier Gründungsmitgliedern vereinbarten Notversorgungsplan sind in der Folge bis 1981 die Unternehmen BEGAS, Rohöl-Aufsuchungs AG (RAG), KELAG, Oberösterreichische Ferngas und SAFE beigetreten. Bis 1994 war der Notversorgungsplan in weitgehend unveränderter Form in Kraft.

Bedingt durch die starke Expansionsphase der Gaswirtschaft wurden in den 80er- und Anfang der 90er-Jahre große Speichervolumina kontrahiert, da bis zum Abschluss von weiteren Langfristverträgen zur Deckung des steigenden Bedarfs große Erdgasmengen als „Zusatzgas“ v.a. im Sommer in den Speichern eingelagert werden mussten. Durch diese zwangsweise Überdeckung mit Speichern war die Thematik Notversorgung in dieser Zeit von eher niedriger Priorität, da ohnehin mehr als ausreichend Ressourcen, vor allem bei der Speicherleistung, zur Verfügung standen. Die Wichtigkeit von „abschaltbaren“ Verträgen wurde dadurch in den Hintergrund gedrängt. Reduktionen in der Aufbringung konnten in dieser Phase aufgrund der reichlich vorhandenen Leistung und Volumina mit den Speichern problemlos bewältigt werden.

1994 wurde das Konzept des Notversorgungsplanes überarbeitet, wobei die Zielsetzung unverändert blieb.

Durch die Konsolidierung des Bezuges, der durch den Abschluss von zusätzlichen langfristigen Importverträgen (Russen- und Trollgas) realisiert wurde, schrumpfte der Bedarf an der temporär nötigen „Überkapazität“ der Speicher, welche sohin schrittweise abgebaut wurde. Damit wurde die Aufteilung der jeweils verfügbaren Leistungen im Notversorgungsfall ein zunehmend wichtigeres Thema, welches durch den Umstand verschärft wurde, dass es im Industriebereich weniger Kunden gab, bei denen eine Abschaltung der Versorgung möglich war. Aus vorstehenden Gründen wurden die Prinzipien des Notversorgungsplanes 1994 neu geregelt. Dieser Notversorgungsplan blieb in der überarbeiteten Form bis 30.9.2002 in Kraft. Der jeweilige Notversorgungsplan wurde jährlich evaluiert und an die aktuellen Gegebenheiten angepasst.

Der Vollständigkeit halber soll noch erwähnt werden, dass die Zuverlässigkeit der Erdgaslieferungen durch die ausländischen Lieferanten dazu geführt hat, dass – abgesehen von Vorwarnstufen – keine Anwendung des Notversorgungsplanes bekannt ist. Anzumerken ist in diesem Zusammenhang weiters die sehr geringe Ausfallhäufigkeit der im Inland befindlichen Anlagen, die ebenfalls zum hohen Standard der Versorgungssicherheit beitragen.

Mit Inkrafttreten des neuen Marktmodells des GWG 2002 mit 1. Oktober 2002 wurde die Gültigkeit des Notversorgungsplanes nicht weiter verlängert. Begründet wurde dies seitens der Gaswirtschaft mit den geänderten Rahmenbedingungen bzw. den veränderten Aufgabenteilungen der Marktteilnehmer. Ein Vorschlag der Energie-Control GmbH, im Rahmen der Überarbeitung der Marktregeln im Jahr 2003 an das neue Marktmodell angepasste Regeln in Anlehnung an den ehemaligen freiwillig vereinbarten Notversorgungsplan auf freiwilliger Basis zu vereinbaren, fand in der Gaswirtschaft keinen Konsens.

Das GWG 2002 sieht neben einer allgemeinen Zielbestimmung zahlreiche Regelungen zu den Aufgaben der Marktteilnehmer im Bereich der Versorgungssicherheit vor. Die Netzbetreiber trifft hierbei neben der Aufgabe eines sicheren Leitungsbetriebes und ‑ausbaues im Wesentlichen die abstrakte gemeinwirtschaftliche Pflicht „Erdgas [...] ausreichend und sicher [...] zur Verfügung zu stellen“. Der Versorgungssicherheit wird insoweit ein wichtiger Stellenwert eingeräumt, als dass die Hinderung dieser Pflichterfüllung durch den Netzbetreiber einen Netzzugangsverweigerungsgrund darstellt und Transporte an jene Kunden, die w.o. genannte Pflicht zu erfüllen haben, bei mangelnder Netzkapazität bzw. mangelndem Netzverbund prioritär zu erfolgen hat.

Die Rolle der Bilanzgruppenkoordinatoren und Betreiber von Speicheranlagen konzentrieren sich im Wesentlichen auf die Berechnung und Zuweisung von Ausgleichsenergie durch den Bilanzgruppenkoordinator und die Pflicht der Speicherbetreiber zur bevorrangten Ein-/Ausspeisung von Ausgleichsenergie im Falle von mangelnder Speicherkapazität. Umfassendere Aufgaben sieht das GWG dagegen für den Regelzonenführer vor: Neben der Erstellung einer – von der Energie-Control Kommission zu genehmigenden - Langfristplanung zur Begegnung zukünftiger Engpässe auf Fernleitungen und an Einspeisepunkten, hat der Regelzonenführer Vorsorgemaßnahmen für den Fall mangelnder Ausgleichsenergie-Angebote zu treffen. Darüber hinaus ist ihm ex lege das Engpassmanagement in den Fernleitungen seiner Regelzone übertragen.

Die Rolle der Regulierungsbehörden beschränkt sich im Bereich der Versorgungssicherheit vorwiegend auf Marktaufsichtsfunktionen, sie verfügen jedoch über keine Aktivkompetenz zur Setzung von Maßnahmen zur Sicherung der Gasversorgung. Eine solche Lenkungskompetenz kommt ausschließlich dem Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit auf Basis des Energielenkungsgesetzes 1982 zu, der per Verordnung Maßnahmen zur Abwendung einer unmittelbar drohenden bzw. bereits bestehenden Störung der Energieversorgung Österreichs festlegen kann. Gasförmige Brennstoffe sind dieser Lenkungskompetenz explizit unterstellt.

Zusammenfassend ist damit festzustellen, dass GWG 2002, E-RBG und Energielenkungsgesetz 1982 eine rudimentäre Rollenzuweisung im Bereich der Versorgungssicherheit für Erdgas vorsehen, jedoch keinen tatsächlich operationalen Krisenmechanismus definieren.

Die Notwendigkeit zur Definition eines tatsächlich operationalen Krisenmechanismus ergibt sich letztendlich aber aus der Richtlinie 2004/67/EG, die bis zum 19. Mai 2006 von den Mitgliedstaaten umzusetzen ist: Auf Grund von Art. 8 der Richtlinie haben die Mitgliedstaaten vorsorglich nationale Notfallmaßnahmen auszuarbeiten, gegebenenfalls anzupassen und der Kommission mitzuteilen. Die Wahl der Mittel bleibt dabei den Mitgliedstaaten überlassen, die im Anhang zur Richtlinie aufgezählten Maßnahmen sollen den Mitgliedstaaten als Orientierungshilfe dienen. Die nationalen Notfallmaßnahmen sind zu veröffentlichen.

Die Umsetzung der Richtlinie erfolgt durch die vom vorliegenden Gesetzespaket umfasste Novellen zum Energielenkungsgesetz 1982 bzw. GWG.

In Anlehnung an den Elektrizitätsbereich wird im EnlG 1982 nunmehr auch für den Erdgasbereich die Anordnung von Lenkungsmaßnahmen durch den Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit vorgesehen. Die zur Sicherung der Erdgasversorgung möglichen Maßnahmen umfassen angebotsseitige Maßnahmen zur Sicherstellung der Erdgasversorgung und zur Regelung des internationalen Erdgasaustausches sowie nachfrageseitige Maßnahmen zur Deckung des lebenswichtigen Bedarfes an Erdgas, der Versorgung der Bevölkerung und sonstiger Bedarfsträger sowie der Erhaltung der Leistungsfähigkeit der Wirtschaft.

Bei den im GWG verankerten Umsetzungsmaßnahmen ist insbesondere die im Anhang zur Richtlinie enthaltene Koordinierung der Abgabeaktivitäten der Verteilernetz- und der Fernleitungsnetzbetreiber im Rahmen der Langfristplanung des Regelzonenführers zu nennen.

4.3.3. Erdöl-Bevorratungs- und Meldegesetz

4.3.3.1. Internationale Verpflichtungen zur Notstandsreservenhaltung

IEA

Als Teilnehmerstaat, auf den das Übereinkommen über ein Internationales Energieprogramm, BGBl. Nr. 317/1976 (IEP-Übereinkommen), Anwendung findet, hat sich Österreich verpflichtet, im Rahmen eines Systems der gemeinsamen Selbstversorgung mit Öl in Notständen ausreichende Notstandsreserven zu unterhalten, um ohne Netto-Öleinfuhren den Verbrauch mindestens 90 Tage lang decken können.

Durch den Beitritt Österreichs zur Europäischen Union (EU) ist Österreich gleichfalls zur Haltung von Pflichtnotstandsreserven an Erdöl und Erdölprodukten auf Grund der Richtlinie des Rates 68/414/EWG vom 20. Dezember 1968, in der Fassung der Richtlinie 98/93/EG des Rates vom 14. Dezember 1998 verpflichtet, Vorräte in einer Höhe zu halten, die dem durchschnittlichen Inlandsverbrauch von 90 Tagen des vorhergehenden Kalenderjahres entspricht.

4.3.3.2. Die Erdölbevorratung in Österreich

Verfassungsrechtliche Grundlagen

Ebenso wie beim EnLG war für die Erlassung des EBMG eine im Verfassungsrang stehende Kompetenzdeckungsklausel erforderlich, die mit Ablauf des 31. Dezember 2006 befristet ist (siehe auch 4.3.1.1).

Rechtliche Entwicklung

Die innerstaatliche Umsetzung der im IEP-Übereinkommen enthaltenen Bestimmungen erfolgte im Erdöl-Bevorratungs- und Meldegesetz vom 19. Mai 1976 (nunmehr EBMG 1982). Dieses Gesetz, welches ein Ergebnis des Interessensausgleiches zwischen dem Bundesministerium für Handel, Gewerbe und Industrie, der Bundeskammer der gewerblichen Wirtschaft und dem betroffenen Wirtschaftskreis war, sah die Wahlfreiheit der Erfüllung der Vorratspflicht durch den Importeur von Erdöl- und Erdölprodukten vor. Es wurde daher einem dezentralen Bevorratungssystem gegenüber einem zentralen zB nach dem Schweizer bzw. Deutschen Modell der Vorzug gegeben. Dies geschah vor allem unter dem Aspekt des Kostenvorteils in einem dezentralen System.

Gegenstand der Vorratspflicht aufgrund der Bestimmungen des EBMG war und ist die Haltung von Erdöl und den einzelnen Erdölprodukten im Ausmaß von 25 % der im Vorjahr getätigten Importe an Erdöl und Erdölprodukten ab 1. März (nunmehr 1. April) des nachfolgenden Kalenderjahres durch die Importeure.

Zur Erfüllung der Vorratspflicht für jene Importeure, die keine oder nicht ausreichende Tanklagerkapazitäten zur Verfügung hatten und somit ihre Pflichtnotstandsreserven nicht selbst halten konnten, wurde die gesetzliche Verankerung eines mit Bundeshaftung ausgestatteten behördlich genehmigten Lagerhalters vorgesehen.

Die Erdöl-Lagergesellschaft m.b.H (ELG):

Die Konzeption eines gesetzlichen mit Bundeshaftung ausgestatteten Lagerhalters führte zur Gründung der Erdöl-Lagergesellschaft m.b.H. (ELG) als joint venture - Gesellschaft der staatlichen OMV als Mehrheitsgesellschafter und der multinationalen Gesellschaften, wie AGIP, BP und SHELL.

Obgleich das EBMG mehrere Optionen vorsieht, wie ein Importeur seiner Vorratspflicht nachkommt, sind 97 % der vorratspflichtigen Mengen bei der Erdöl-Lagergesellschaft mbH (in der Folge: ELG) gelagert. Die ELG ist Trägerin einer Konzession gemäß § 5 EBMG und hat ihren Sitz (und ihr Hauptlager) in Lannach (Steiermark).

Die ELG erfüllt die ihr überbundene Verpflichtung zur Haltung von PNR wiederum

durch die Haltung von Beständen, die in ihrem Eigentum stehen;

durch die Überbindung an einen anderen Lagerhalter, der gemäß § 5 EBMG konzessioniert ist (neben der ELG gibt es in Österreich drei weitere Lagerhalter gemäß § 5 EBMG);

durch den Abschluss eines privatrechtlichen Vertrages mit einem Dritten, in dem sich dieser gegenüber der ELG verpflichtet, eine bestimmte Menge an Erdöl oder Erdölprodukten für den Krisenfall zur Verfügung zu halten, wobei sich diese Mengen in seinem Eigentum befinden müssen (sog. Lagerhaltung gemäß § 4 Abs. 1 Z 3 EBMG).

Durch die Einbindung der Tanklager Lannach und der wesentlichen Vertragspartner der ELG in das Pipelinesystem der TAL bzw. der AWP sind die Krisenlager in Österreich in optimaler Weise in die österreichische Versorgungslogistik eingebunden. Damit ist gewährleistet, dass auch bei Lieferengpässen und sogar bei kurzfristig totalen Lieferausfällen, die Aufrechterhaltung der Grundversorgung in optimaler Weise gewährleistet ist und die österreichischen Raffineriekapazitäten in Schwechat weiter mit Rohöl versorgt werden können.

Seine Bewährungsprobe hat das österreichische Bevorratungssystem erst kürzlich bestanden, als im Lichte der Geschehnisse rund um den Hurrikan „Katarina“ der Exekutivdirektor der Internationalen Energieagentur, am Abend des 2. 9.2005 den „IEA Initial Contingency Response Plan“ ausgelöst hat, wodurch Österreich verpflichtet wurde, dem Weltmarkt zur Entlastung über einen Zeitraum von 30 Tagen insgesamt eine Menge von insgesamt 63.000 t Erdöleinheiten (429.300 Barrel), dh. 2.100 t Erdöleinheiten (14.310 Barrel) pro Tag dem internationalen Erdölmarkt zur Verfügung zu stellen. Dadurch konnte die Effizienz des österreichischen Bevorratungssystems eindrucksvoll unter Beweis gestellt werden.

4.3.3.3. Verbesserungsvorschläge

Die Auslösung des Krisenmechanismus hat gezeigt, dass der Abbau bzw. Wiederaufbau von Pflichtnotstandsreserven dann zu Verlusten führen kann, wenn freigegebene Pflichtnotstandsreserven zu einem späteren Zeitpunkt zu einem höheren Preis nach beschafft werden müssen und diese dann zu einem niedrigeren Preis infolge eines Rückgangs der überbundenen Vorratsmengen wieder verkauft werden müssen. Da es sich bei der ELG um einen mit Bundeshaftung ausgestatteten Lagerhalter handelt, treffen Verluste der ELG auch mittelbar die Republik Österreich. Wenngleich diese Problematik bei der unter 4.3.3.2. dargestellten Freigabe der Pflichtnotstandsreserven vermieden werden konnte, werden durch die Möglichkeit einer flexibleren Handhabung des Aufbaus von Vorratsmengen jene legistischen Vorkehrungen getroffen, die erforderlich sind, um die aus diesen Operationen allenfalls unvermeidbaren Verluste auf das unbedingt erforderliche, absolute Minimum zu reduzieren.

Eine weitere Änderung besteht in der Einbeziehung von Biokraftstoffen in die Pflichtbevorratung. Damit wird der in Österreich seit 1. Oktober 2005 bestehenden, verpflichtenden Beimengung von Biokraftstoffen entsprochen.

4.4. Legistische Umsetzung

Insbesondere auf den vorstehenden Überlegungen fußend, enthält das nunmehr vorgelegte Gesetzespaket - zusammenfassend dargestellt - legistische Vorschläge zu folgenden Themenbereichen:

Maßnahmen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit

Umsetzung der Gas-Sicherheitsrichtlinie 2004/67/EG

Verankerung von Lenkungsmaßnahmen für Erdgas im EnlG 1982

Aufwertung der langfristigen Planung des Regelzonenführers im GWG

Wiederherstellung einer gesetzlichen Grundlage für die Primärregelung (ElWOG)

Verankerung von marktorientierten Engpassmanagement-Maßnahmen im ElWOG

Festlegung von Kriterien für die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Qualität der Netzdienstleistungen durch Verordnung der Energie-Control GmbH (ElWOG) und Überwachung durch die Regulierungsbehörde (ElWOG, GWG)

Optimierung der Bewirtschaftung von Kapazitäten (GWG)

Monitoring der Versorgungssicherheit durch die Energie-Control GmbH (EnlG 1982)

Online-Datenaustausch zwischen Marktteilnehmern und dem Regelzonenführer (ElWOG, GWG)

Mitwirkungspflichten der Marktteilnehmer an den Maßnahmen des Regelzonenführers (ElWOG, GWG)

Diversifizierung der Versorgungsquellen auf Grund der Möglichkeit der Erteilung von Ausnahmen vom regulierten System für neue Infrastrukturen iSd des Art. 22 der Erdgasbinnenmarktrichtlinie (GWG)

Umsetzung der KWK-Richtlinie 2004/08/EG

Festlegung von Wirkungsgradkriterien für KWK durch Verordnung der Energie-Control GmbH

Ausstellung von Herkunftsnachweisen für Strom aus hocheffizienter KWK durch die Landeshauptmänner

Berichtspflichten der Energie-Control GmbH und der Landeshauptmänner gegenüber dem Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit

Konsumentenschutzrechtliche und wettbewerbsfördernde Maßnahmen

Anzeigepflicht von Allgemeinen Lieferbedingungen von Strom- und Gasversorgern gegenüber der Energie-Control Kommission

Sicherstellung einer Grundversorgung für Kunden durch Benennung eines Versorgers letzter Instanz

Verbesserung der Transparenz gegenüber Kunden

Getrennte Ausweisung des Netz- und Energiepreises gegenüber Kunden bei der Angebotslegung, auf Rechnungen und in Informations- und Werbematerial (ElWOG, GWG)

Mindestanforderungen an Rechnungen und Informations- und Werbematerial (ElWOG, GWG)

Konkretisierung der Labeling-Bestimmungen im ElWOG

Veröffentlichung von Messpreisen im Internet (GWG)

Veröffentlichung relevanter Netz-Informationen durch Fernleitungsunternehmen (GWG)

Effiziente Abwicklung des Versorgerwechsels (ElWOG, GWG)

Adaption des Streitschlichtungsverfahrens nach § 10a E-RBG

Antragsrecht der Bundeswettbewerbsbehörde gegen unlautere Geschäftspraktiken nach dem UWG

Einführung des regulierten Netzzugangs für den Bereich grenzüberschreitender Erdgaslieferungen (GWG)

Möglichkeit der Erteilung von Ausnahmen vom regulierten System für neue Infrastrukturen iSd des Art. 22 der Erdgasbinnenmarktrichtlinie

Konkretisierung der Allgemeinen Bedingungen und Pflichten von Speicherunternehmen (GWG)

Anpassung der innerstaatlichen Rechtslage an die Verordnung über den grenzüberschreitenden Stromhandel 1228/2003/EG

Benennung der Energie-Control GmbH als zuständige Behörde zur Überwachung der Einhaltung der Verordnung und der auf ihrer Grundlage erlassenen Leitlinien der Europäischen Kommission (ElWOG)

Benennung der Energie-Control Kommission als zuständige Behörde für die Erteilung von Ausnahmegenehmigungen für neue Verbindungsleitungen im E-RBG

Verpflichtung der Landesgesetzgeber, in den Ausführungsgesetzen wirksame, verhältnismäßige und abschreckende Sanktionen für den Fall der Nichteinhaltung der Verordnung vorzusehen (ElWOG)

Legistische Anpassungen auf Grund praktischer Erfahrungen

Adaption des Streitschlichtungsverfahrens zwischen Regelzonenführer und Fernleitungsunterehmen (GWG)

Gesetzliche Verankerung der Allgemeinen Bedingungen des Regelzonenführers im GWG

Adaptionen der Bestimmungen betreffend Allgemeine Fernleitungs- und Verteilernetzbedingungen und Lastprofile (GWG)

Erleichterung der Kundmachung Allgemeiner Verteilernetzbedingungen (GWG)

Beseitigung von Redaktionsversehen

5. Finanzielle Auswirkungen:

Die vorgesehenen Änderungen haben keine Auswirkungen auf den Bundeshaushalt, die Planstellen des Bundes oder auf andere Gebietskörperschaften.

Besonderer Teil

Zu Artikel 1

Änderung des Elektrizitätswirtschafts- und –organisationsgesetzes (ElWOG)

Die vorgeschlagene Novelle zum ElWOG dient vorwiegend der Verbesserung der Versorgungssicherung mit Elektrizität. Hiezu wird auf die Ausführungen im Allgemeinen Teil dieser Erläuterungen, insbesondere auf den Punkt 4.2.4.1 (Verbesserungsvorschläge am Elektrizitätssektor), verwiesen.

Daneben dient die Novelle auch zur Umsetzung der KWK-Richtlinie sowie der Verankerung wettbewerbsfördernder Maßnahmen. Letztlich wurden praktische Erfahrungen eingearbeitet und Redaktionsversehen der vorangegangenen Gesetzgebungsakte beseitigt.

Zu Z 2 (§ 1):

Hier erfolgt eine Anpassung der Kompetenzdeckungsklausel an die im Entwurf enthaltenen Änderungen, da es sich um Angelegenheiten handelt, die nicht vom Kompetenztatbestand „Elektrizitätswesen“ des Art. 12 Abs. 1 Z 5 B-VG erfasst sind.

Zu Z 4 (§ 2 Abs. 1 Z 1):

Diese Änderung hat die Aufnahme des Begriffs der Versorgung (vgl Art. 1 und 2 Z 19 RL 2003/54/EG bzw. § 7 Z 43 ElWOG) zum Gegenstand.

Zu Z 5 (§ 3 Z 2):

Hier erfolgt eine Anpassung des Zitates an die Richtlinie 2003/54/EG vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG (ABl. L 176 vom 15.7.2003; S. 37).

Zu Z 6 (§ 4):

Die Neuregelung bewirkt keine inhaltliche Änderung des bestehenden § 4 Abs. 1 Z 1 bis 3. Während Abs. 1 nur für Netzbetreiber gilt, werden im neu formulierten Abs. 2 gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen, die alle Elektrizitätsunternehmen (§ 7 Z 8 ElWOG) betreffen, beispielhaft angeführt, wie Maßnahmen des Engpassmanagements sowie Maßnahmen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit.

Zu den Z 14 und 15 (§ 18 Abs. 3 bis 5), 23 (§ 23 Z 9 und 10), 26 (§ 29 Z 19 und 20), 36 (§ 44a) und 39 (§ 45b und § 45c):

Artikel 3 der Elektrizitäts-Binnenmarkt-Richtlinie 2003/54/EG legt in Konkretisierung des Grundsatzes der „gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen im Allgemeininteresse“ den Mitgliedsstaaten auch eine Reihe von Verpflichtungen auf, die dem Schutz der Konsumenten, vorwiegend im Haushalts- und Kleinverbrauch dienen. Dies betrifft insbesondere

die Pflicht der Versorgungsunternehmen, die Kunden vor Vertragsabschluss über die wesentlichen Vertragsinhalte und die Charakteristika des Energiebinnenmarktes (freie Wahlmöglichkeit des Lieferanten, Monopol des Netzbetreibers) zu informieren;

die (wahlweise) Einrichtung eines „Versorgers letzter Instanz“;

Anforderungen an allgemeine Geschäftsbedingungen für die Belieferung mit Strom;

die Transparenz von Preis- und Kundeninformationen einschließlich Mindestanforderungen für die Ausgestaltung von Rechnungen und Informationsmaterial.

Für Österreich hat sich auch nach Inkrafttreten der erwähnten EU-Elektrizitäts-Binnenmarkt (Revisions)-Richtlinie keine Notwendigkeit expliziter Umsetzung ergeben. Zum einen war insbesondere die Kennzeichnung der Herkunft des gelieferten Stromes („Labelling“) schon Bestandteil der ersten Regelungen des liberalisierten Strommarktes; zum anderen war den Erfordernissen des Konsumentenschutzes durch die Energie-Vertragsregelungen des ElWOG im Zusammenhalt mit den allgemeinen Regelungen des Bürgerlichen Rechts und des Konsumentenschutzrechtes Genüge getan. Überdies sind die Vorschriften der erwähnten Richtlinie in diesem Punkt von einem Detaillierungsgrad, der sie als unmittelbar innerstaatlich anwendbar erscheinen lässt und insbesondere dem Bundesgesetzgeber keinen Raum für eine Grundsatzgesetzgebung im Sinne des Art. 12 B-VG lässt.

Aus zahlreichen Kreisen der praktischen Vollziehung und des Konsumentenschutzes ist jedoch in letzter zeit vermehrt der Wunsch geäußert worden, aus Gründen der legistischen Klarheit und Übersicht eine zusammenfassende gesetzliche Grundlage zu schaffen. Dies geschieht durch die vorgeschlagenen Novellierungen des ElWOG, sodass der Regelungskomplex folgende Strukturen aufweist:

Kennzeichnung der Herkunft der gelieferten elektrischen Energie

„Versorger letzter Instanz“

Informationspflicht an die Kunden vor Vertragsabschluss über die wesentlichen Vertragsinhalte sowie die Spezifika des Energie-Binnenmarktes

Gestaltung der Allgemeinen Geschäftsbedingungen für die Belieferung mit elektrischer Energie

Mindestanforderungen an Strom-Rechnungen sowie für die Gestaltung von Informations- und Werbematerial

Zu Z 14 und 15 (§ 18 Abs. 3 bis 5):

Anhang A zur RL 2003/54/EG sieht vor, dass Elektrizitätsunternehmen die Kunden vor Vertragsabschluss über die wesentlichen Vertragsinhalte zu informieren haben. Die Änderung in Abs. 3 dient der Beseitigung eines Redaktionsversehens: Der bisherige Text des § 18 Abs. 3 regelte irrtümlicherweise die Inhalte der Allgemeinen Bedingungen des Bilanzgruppenverantwortlichen. Darüber hinaus dient diese Bestimmung der Konkretisierung der im Anhang A zur Richtlinie 2003/54/EG festgelegten konsumentenschutzrechtlichen Verpflichtungen von Netzbetreibern.

Der Netzbetreiber soll in Abs. 4 verpflichtet werden, den Endverbrauchern die Genehmigung neuer allgemeiner Geschäftsbedingungen schriftlich bekannt zu geben. Auf Wunsch des Endverbrauchers hat er diesem die neuen Bedingungen zuzusenden. Ein Verweis in den Medien oder in einer „Kundenzeitung“ reicht nicht aus.

Abs. 5 dient ebenfalls der Konkretisierung des Anhanges A zur Richtlinie.

Zu Z 23 und 26 (§ 23 Z 9 und 10, § 29 Z 19 und 20):

Die Pflicht der Netzbetreiber zur Gleichbehandlung von Netzbenutzern oder Kategorien von Netzbenutzern erwächst aus dem Gleichheitsgebot, das zu den Allgemeinen Rechtsgrundsätzen des Gemeinschaftsrechts zählt und auch im Diskriminierungsverbot nach der Elektrizitäts-Binnenmarktrichtlinie zum Ausdruck kommt. Zur übersichtlicheren Darstellung wird das Diskriminierungsverbot in § 29 Z 19 im Pflichtenkatalog der Netzbetreiber aufgezählt.

§ 29 Z 20 dient der Transparenz gegenüber Netzbenutzern.

Zu Z 36 (§ 44a):

Kunden organisieren ihre Versorgung mit elektrischer Energie üblicherweise durch die Ausübung ihres gesetzlich eingeräumten Rechts auf freie Versorgerwahl. Die individuelle Vertragsfreiheit stößt jedoch an ihre Grenzen, wenn Kunden von Versorgern abgelehnt werden, z.B. auf Grund von in der Vergangenheit gelegenen vorübergehenden Bonitätsschwierigkeiten des Kunden. Zur Wahrung der individuellen Versorgungssicherheit der einzelnen Kunden ist daher eine Grundversorgung erforderlich. Art. 3 Abs. 3 der Richtlinie 2003/54/EG ermächtigt die Mitgliedstaaten, diese Grundversorgung durch einen sog. „Versorger letzter Instanz“ auszugestalten. Dieser unterliegt einem Kontrahierungszwang; die Erbringung der Versorgungsleistung erfolgt jedoch in Wahrung der verfassungsmäßig gewährleisteten Rechte des Versorgers nur gegen ein angemessenes, zum Zweck der Maßnahme der Kontrahierungsverpflichtung nicht außer Verhältnis stehendes Entgelt. Der in § 44a Abs. 1 verwendete Begriff „standardisiertes Haushaltslastprofil“ ist in dem Sinne auszulegen, dass es sich bei dem Interessenten, der Anspruch auf eine Versorgung durch den Versorger letzter Instanz hat um einen potenziellen H 0-Kunden handeln muss.

Zu Z 39 (§ 45b):

Die Belieferung von Kunden mit Strom unterliegt grundsätzlich dem freien Wettbewerb. Im Interesse des Konsumentenschutzes und der Förderung des Wettbewerbs ist jedoch darauf zu achten, dass die Allgemeinen Geschäftsbedingungen für die Belieferung Kunden und der Regulierungsbehörde bekannt zu geben und veröffentlicht werden. Weiters sind im Falle von Änderungen der Geschäftsbedingungen oder der Entgelte die Kunden drei Monate vor Inkrafttreten der Änderung der Bedingungen oder Entgelte darüber schriftlich in Kenntnis zu setzen. Gleichzeitig ist der Kunden unter anderem darauf hinzuweisen, dass er den Vertrag bis zu einem bestimmten Zeitpunkt kostenlos kündigen kann, andernfalls die neuen Geschäftsbedingungen bzw. das neue Entgelt als vereinbart gelten.

Geregelt werden überdies die Mindestinhalte der Allgemeinen Bedingungen (vgl. auch Anhang A zur Rl 2003/54/EG). Die Inhaltskontrolle durch die ordentlichen Gerichte sowie die Regelungen des ABGB und des KSchG bleiben unberührt.

Zu Z 39 (§ 45c):

Die transparente und umfassende Information der Kunden ist eine der Säulen der Liberalisierung des Strommarktes. Im Interesse der Konsumentenfreundlichkeit und der Transparenz muss dem Kunden beispielsweise leicht erkennbar sein, welcher Preis für eine kWh reine Energie zu begleichen ist. Preistransparenz muss bereits im Stadium der Anbotslegung vorliegen, da die mangelnde Vergleichbarkeit von Anboten ein erhebliches Wettbewerbshindernis darstellt (vgl. z.B. den Zwischenbericht der Bundeswettbewerbsbehörde vom 6.12.2004 zu der im Elektrizitätssektor durchgeführten Branchenuntersuchung gemäß § 2 Abs. 1 Z 3 WettbG, www.bwb.gv.at). Abs. 2 Z 5 dient der Information des Kunden, dass innerhalb der gesetzlichen Verjährungsfristen Nachforderungen möglich sind

Abs. 3 steht in Zusammenhang mit den in Abs. 2 angeführten Informationen: Der Kunde soll das Recht haben, diese - sofern erforderlich - auch zu erfragen. Zu diesen Informationen zählen insbesondere Lastprofilzählerdaten von wechselwilligen Kunden.

Zu Z 7 (§ 7):

Im Rahmen des Gesamtpakets zur Versorgungssicherheit war es notwendig, einzelne Begriffe neu zu definieren. Aus Gründen der leichteren Lesbarkeit erfolgt eine Neuerlassung der Begriffsbestimmungen.

Im Einzelnen waren folgende Anpassungen erforderlich:

Zu § 7 Z 4a:

Der Aufbau und der Erhalt der erforderlichen Netzinfrastruktur einschließlich der Verbundmöglichkeiten und der dezentralen Elektrizitätserzeugung sind wichtige Elemente, um eine stabile Elektrizitätsversorgung sicherzustellen. Der Begriff der dezentralen Erzeugungsanlage war bisher nicht im ElWOG definiert.

Zu § 7 Z 9a:

Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz bzw. zur Steuerung der Nachfrage nach elektrischer Energie (vgl. § 29 Z 21) dienen der Senkung des Energieverbrauchs und leisten damit einen positiven Beitrag zur Erhaltung der Umwelt sowie zur Förderung der Versorgungssicherheit. Die Begriffe waren bisher nicht gesetzlich definiert.

Zu Z 18a:

Hier erfolgt eine Definition von kennzeichnungspflichtigem Werbematerial (§ 45a Abs. 2 und 3).

Zu § 7 Z 5, 13, 16, 17a, 17c, 20a, 20b, 21a, 21b, 21c, 33a, 35a, 46, 48, 49 und 50:

Mit diesen Begriffsbestimmungen wird Art. 3 der Richtlinie 2004/8/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Februar 2004 über die Förderung einer am Nutzwärmebedarf orientierten Kraft-Wärme-Kopplung im Energiebinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 92/42/EWG umgesetzt.

Zu § 7 Z 29 und 35:

Hier erfolgt eine Beseitigung von Redaktionsversehen, inhaltliche Änderungen werden nicht vorgenommen.

Zu § 7 Z 33b:

Durch das vorliegende Gesetzespaket werden dem Regelzonenführer und bestimmten Erzeugern im Interesse der Verbesserung der Versorgungssicherheit gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen zur Durchführung der bzw. Mitwirkung an der Primärregelung auferlegt. § 7 Z 33b enthält eine Definition der Primärregelung (siehe auch § 39 Abs. 2).

Zu § 7 Z 35b:

Nach der geltenden Rechtslage sind Elektrizitätsunternehmen gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen im Allgemeininteresse auferlegt, die sich auf die Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und -bereitstellung sowie die Betriebssicherheit beziehen. Dies wird in § 7 Z 35b wiederholt.

Zu Z 8 (§ 8 Abs. 3 bis 5):

Die verfassungsrechtliche Grundlage stützt sich auf den Kompetenztatbestand „Zivilrechtswesen“, weshalb sich die Anführung einer Kompetenzdeckungsklausel erübrigt.

Hinsichtlich der Strafbestimmungen wird auf § 64 Abs. 1 Z 1 in der Fassung dieses Entwurfs verwiesen.

Die Umwandlung der Grundsatzbestimmung des Abs. 5 in „unmittelbar anwendbares Bundesrecht“ erfolgt auf Grund eines redaktionellen Versehens.

Zu Z 9 (§ 10):

Klargestellt wird, dass Elektrizitätsunternehmen alle Informationen zur Verfügung zu stellen haben, die der Behörde eine sachgerechte Beurteilung ermöglichen. Dies gilt insbesondere für vertikal integrierte Unternehmen. Erfolgt keine ausreichende Informationsübermittlung, so kann eine Schätzung vorgenommen werden. Die Beurteilung der Erforderlichkeit obliegt der jeweils einschreitenden zuständigen Behörde.

Zu Z 10 (§ 12 Abs. 1):

Hier erfolgt eine Anpassung der im ElWOG zitierten Bestimmungen der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie.

Zu Z 12 (§ 16):

Die Elektrizitätstransitrichtlinie 90/547/EWG wurde durch die Richtlinie 2003/54/EG mit Wirkung zum 1. Juli 2004 aufgehoben. Der bisherige Text des § 16 hat daher keinen Anwendungsbereich mehr. Regelungen betreffend die Kapazitätszuweisung bzw. die Tarifierung bei grenzüberschreitenden Transporten von elektrischer Energie werden durch die Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel getroffen. Aus systematischen Überlegungen wird die Regelung betreffend die Erlassung von Durchführungsmaßnahmen und Sanktionen durch die Ausführungsgesetzgebung sowie die Überwachung der Einhaltung der Verordnung samt Leitlinien durch die Energie-Control GmbH in § 16 angesiedelt.

Zu Z 13 (§ 17):

Diese Änderung dient der Beseitigung eines Redaktionsversehens: Die Bezeichnung der zuständigen Behörde wird richtig gestellt.

Zu den Z 18 (§ 21a), Z 23 (§ 23 Z 12 und 13), Z 26 (§ 29 Z 22 und 23):

Diese Bestimmungen betreffen die Qualität und die Sicherung der Versorgung:

Ein Monitoring betreffend die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Qualität der von Netzbetreibern erbrachten Dienstleistungen setzt die Festlegung entsprechender Standards voraus. Eine gesetzliche Grundlage für derartige Standards besteht derzeit nicht. Durch das vorliegende Gesetzespaket wird eine entsprechende Rechtsgrundlage zur Setzung von Standards für die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Qualität der Netzdienstleistungen geschaffen und Anregungen aus der Praxis entsprochen. So hat beispielsweise der Rechnungshof in seinem Wahrnehmungsbericht 2005/7 die Festlegung verbindlicher Kriterien für die Qualität und die Zuverlässigkeit der Stromversorgung sowie den Aufbau eines Monitoring–Systems zur Erfassung der Qualitäts– und Zuverlässigkeitsparameter als vordringlich erachtet. Derartige Standards sorgen auch für Transparenz, welche der Leistungen der Netzbetreiber durch die regulierten Systemnutzungstarife abgegolten werden.

Zu Z 16 (§ 19):

Es erfolgt eine Gleichstellung von elektrischer Energie aus Wasserkraft und sonstiger Ökoenergie.

Zu Z 17 (§ 21):

Diese Änderung dient der Beseitigung eines Redaktionsversehens: Der Verweis auf § 16 Abs. 1 Z 5 E-RBG und § 16 Abs. 3 E-RBG (vgl. etwa VfGH 1.10.2002, B 633/02 ua) wird berichtigt.

In seinem Beschluss vom 14. März 2005, GZ 4 Ob 287/04, hat der OGH ausgeführt, dass in Streitigkeiten zwischen Netzbetreibern und Netzzugangsberechtigten den Parteien der Rechtsweg bis zur Beendigung des Streitbeilegungsverfahrens versperrt ist. Diese Judikatur entspricht durchaus auch dem im Artikel 23 Absatz 5 der Richtlinie 2003/54/EG über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG umschriebenen Anspruch eines Betroffenen, auf Durchführung eines Verfahrens durch die Regulierungsbehörde in jenen Fällen, in denen ein Netzzugangsberechtigter durch das Verhalten eines Übertragungs- oder Verteilernetzbetreiber beschwert ist. Dies gilt jedoch nicht für Rechtsansprüche, die dem Grunde und der Höhe nach fest stehen. Da davon auszugehen ist, dass derartige Ansprüche mit den Instrumenten der ZPO mit einem geringeren Aufwand durchgesetzt werden können, werden diese Forderungen vom Streitschlichtungsverfahren künftig ausgenommen und können unmittelbar im ordentlichen Rechtsweg geltend gemacht werden.

Zu den Z 19 (§ 22 Abs. 2 Z 5), 23 (§ 23 Z 7, 8 und 11), 25 (§ 29 Z 12) und 30 (§ 39 Abs. 1 Z 6):

Maßnahmen für ein marktgerechtes Engpassmanagement sind ein weiterer Teil des Versorgungssicherheitspakets. Die Durchführung von Maßnahmen zur Überwindung von Engpässen ist nach der geltenden Rechtslage eine gesetzliche Aufgabe der Regelzonenführer. Zu diesen Maßnahmen zählt neben der Ausnützung sämtlicher netztechnischer Maßnahmen in manchen Fällen auch die Erhöhung oder Einschränkung der Erzeugung sowie Veränderung der Kraftwerksverfügbarkeit auf Anordnung des Regelzonenführers. Dieser hat bei der Inanspruchnahme von Kraftwerken diskriminierungsfrei vorzugehen und sich bei der Auswahl der Erzeugungseinheiten ausschließlich an sachlichen Kriterien zu orientieren. Die Anordnungsbefugnisse des Regelzonenführers stehen jedoch vertraglichen Vereinbarungen zwischen Netzbetreibern und Erzeugern zur Vermeidung und Beseitigung von Engpässen nicht entgegen.

Ein weiterer Beitrag der Regelzonenführer zur Versorgungssicherheit besteht darin, dass diese in ihrer Eigenschaft als Übertragungsnetzbetreiber (auf Grund der ElWOG-Novelle BGBl. I Nr. 63/2004 sind die Regelzonenführer und Übertragungsnetzbetreiber ident, das sind derzeit die Verbund Austrian Power Grid AG, die Tiroler Regelzonen AG und die VKW - Übertragungsnetz AG) für entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zu sorgen haben.

Die Verteilernetzbetreiber haben auf Grund des vorliegenden Gesetzespakets selbst in ihrem Netz für alle erforderlichen Maßnahmen zur Vermeidung bzw. Beseitigung von Engpässen zu sorgen. Sofern für die Netzengpassbeseitigung oder Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit Leistungen der Erzeuger (Erhöhung oder Einschränkung der Erzeugung sowie Veränderung der Kraftwerksverfügbarkeit) erforderlich sind, hat der Verteilernetzbetreiber dies unter Bekanntgabe aller notwendigen Daten unverzüglich dem Regelzonenführer zu melden, der erforderlichenfalls weitere, über den lokalen Kraftwerkseinsatz hinausgehende, Anordnungen zu treffen hat.

Die Verpflichtung der Verteilernetzbetreiber und Erzeuger zur Teilnahme an den vom Regelzonenführer angeordneten Engpassmanagement-Maßnahmen ist eine gemeinwirtschaftliche Verpflichtung im Interesse der Versorgungssicherheit. Erzeuger erhalten für die Teilnahme am Engpassmanagement von dem Netzbetreiber, der diese Maßnahmen angeordnet hat, Aufwandersatz im Rahmen der tatsächlich geleisteten Aufwendungen.

Zu Z 21 (§ 22a):

Die Regelzonenführer haben für das Höchstspannungsnetz ab der 110 kV Ebene jährlich eine langfristige Planung vorzusehen, um die Nachfrage an Leitungskapazitäten decken zu können. Diese langfristige Planung entspricht im Wesentlichen der bewährten Vorgehensweise im Gasbereich.

Zu Z 24 (§ 24 Abs. 1) und Z 27 (§ 31 Abs. 1):

Es besteht eine praktische Notwendigkeit, die Genehmigungsbescheide unter Vorschreibung von Nebenbestimmungen erlassen zu können. Hiermit wird – der Rechtsprechung des Verwaltungsgerichtshofes entsprechend – eine ausdrückliche gesetzliche Grundlage geschaffen.

Zu Z 26 (§ 29 Z 21):

Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz bzw. zur Steuerung der Nachfrage nach elektrischer Energie dienen der Senkung des Energieverbrauchs und leisten damit einen positiven Beitrag zur Erhaltung der Umwelt sowie zur Förderung der Versorgungssicherheit. Der Verteilernetzbetreiber hat diese Maßnahmen bei der Planung und Ausführung des Netzausbaus zu berücksichtigen.

Dezentrale Erzeugungseinheiten sind Kraftwerke, die am Mittel- und Niederspannungsnetz angeschlossen und damit nahe am Verbraucher sind. Das gegenwärtige Angebot dezentraler Erzeugungsanlagen in Österreich erfüllt jedoch noch nicht den Anspruch, dass über die gesamten Zeitperioden die Erzeugung synchron zum Bedarf erzeugernaher Verbraucher erfolgt. Für die Zukunft kann jedoch nicht ausgeschlossen werden, dass diese Anlagen einen Beitrag zur Versorgungssicherheit und zu einer ökonomischeren Versorgungsstruktur leisten können. Der Verteilernetzbetreiber hat die Besonderheiten dieser Anlagen bei der Planung des Netzausbaus daher mit zu berücksichtigen.

Zu Z 28 (§ 32), Z 29 (§ 34), Z 32 (§§ 40 und 41), Z 35 (§ 43 Abs. 3) und Z 44 (§ 61a)

Diesen Bestimmungen wurde durch § 32 Abs. 5 Ökostromgesetz, BGBl. I Nr. 149/2002, materiell derogiert. Im Interesse völliger Rechtsklarheit wird auch eine formelle Bereinigung vorgenommen.

Zu Z 31 (§ 39 Abs. 2):

Mit dieser Bestimmung wird die Rechtslage nach § 2 Z 8 und § 6 Abs. 2 der außer Kraft getretenen Verordnung des Bundesministers für wirtschaftliche Angelegenheiten über die Festlegung der Grundsätze, die bei der Bestimmung des Systemnutzungstarifes angewendet werden, BGBl. II Nr. 51/1999, wieder hergestellt:

Im Interesse der Verbesserung der Versorgungssicherheit wird Betreibern von Elektrizitätserzeugungsanlagen (Kraftwerksparks) mit einer Engpassleistung von mehr als fünf MW die gemeinwirtschaftliche Verpflichtung zur unentgeltlichen Teilnahme an der Primärregelung (vgl. die Definition gemäß § 7 Z 33b ElWOG) entsprechend den Anweisungen des Regelzonenführers auferlegt. Für den Fall, dass der betreffende Betreiber seiner Verpflichtung nicht selbst nachkommen kann, ist er zur Vorsorge eines entsprechenden Ersatzes verpflichtet.

Der Erzeuger hat die zum Nachweis der Teilnahme an der Primärregelung erforderlichen Daten an den Regelzonenführer zu übermitteln und dessen Anordnungen zu befolgen.

Zu Z 31 (§ 39 Abs. 3 und 4):

Betreiber von Kraftwerken mit einer Engpassleistung von mehr als 5 MW haben die Kosten für die Primärregelung zu übernehmen bzw. unter näher bestimmten Voraussetzungen die Primärregelleistung zu erbringen. Dem Regelzonenführer kommt für die Überwachung der Netzsicherheit eine zentrale Rolle zu. Im Interesse der Versorgungssicherheit ist es erforderlich, dass der Regelzonenführer über die jeweils aktuelle Einspeiseleistung der Erzeugungsanlagen der Regelzone informiert ist. Die Betreiber von Erzeugungsanlagen (Kraftwerkparks), die an die Netzebenen 1 bis 3 angeschlossen sind oder eine Engpassleistung von mehr als 50 MW aufweisen, sind daher verpflichtet, dem Regelzonenführer online die jeweils aktuelle Einspeiseleistung zu übermitteln. Die in Abs. 3 angeführten Daten sind zur Überwachung der Netzsicherheit durch den Regelzonenführer erforderlich und ermöglichen es, im Bedarfsfall kurzfristig Maßnahmen zur Vermeidung von Netzausfällen und zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit zu setzen.

Die in Abs. 4 angeführten Daten sind zur Überwachung der Versorgungssicherheit durch die Landesregierung erforderlich.

Zu Z 32 (§§ 40 und 41):

Die Grundsatzbestimmung des § 40 hat die Ausschreibung der Primärregelleistung zum Gegenstand: Demnach haben die Ausführungsgesetze vorzusehen, dass die Bereitstellung der Primärregelleistung mittels einer vom jeweiligen Regelzonenführer regelmäßig, jedoch mindestens halbjährlich, durchzuführenden Ausschreibung erfolgt. Der Ausschreibung geht ein vom jeweiligen Regelzonenführer regelmäßig durchzuführendes Präqualifikationsverfahren voraus, in dem in transparenter Weise geeignete Anbieter von Primärregelleistung ermittelt werden sollen. Ergibt die auf Grund des Präqualifikationsverfahrens durchgeführte Ausschreibung keinen Erfolg (zB weil sich kein Anbieter an der Ausschreibung beteiligt), so hat der jeweilige Regelzonenführer die geeigneten Anbieter von Primärregelleistung gegen Ersatz der tatsächlichen Aufwendungen zur Bereitstellung der Primärregelleistung zu verpflichten.

§ 41 regelt die Aufbringung der Mittel für die Bereitstellung der Primärregelleistung: Die Ausführungsgesetze haben vorzusehen, dass die Betreiber von Erzeugungsanlagen (Kraftwerksparks) mit einer Engpassleistung von mehr als 5 MW zur Aufbringung der Mittel für die Bereitstellung der Primärregelleistung im Verhältnis ihrer Jahreserzeugungsmengen verpflichtet sind. Bei Erzeugungsanlagen, deren Engpassleistung größer als die Anschlussleistung an das jeweilige Netz ist (dünne Leitung), ist diese Anschlussleistung multipliziert mit den Betriebsstunden der Anlage heranzuziehen. Die Verrechnung und Einhebung der Mittel erfolgt vierteljährlich durch die Regelzonenführer.“

Zu Z 33 (§ 42):

Der Begriff der Direktleitung entspricht Art. 2 Z 15 RL 2003/54/EG. § 42 konnte nunmehr sprachlich angepasst werden.

Zu den Z 34 (§§ 42a bis 42d):

Die §§ 42a bis 42d dienen der Umsetzung der Richtlinie 2004/8/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Februar 2004 über die Förderung einer am Nutzwärmebedarf orientierten Kraft-Wärme-Kopplung im Energiebinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 92/42/EWG, ABl Nr. L 52 vom 21.2.2004 S.50.

Die Änderungen betreffen folgende Bereiche:

Festlegung von Wirkungsgradkriterien für KWK (Art. 4)

Ausstellung von Herkunftsnachweisen für Strom aus hocheffizienter KWK (Art. 5)

Berichtspflichten (Art. 10)

Förderregelungen im Sinne des Art. 7 der Richtlinie sind nicht Gegenstand des vorliegenden Gesetzespakets. Insoweit wird auf die bestehende Rechtslage der §§ 12 und 13 Ökostromgesetz, BGBl. I Nr. 149/2002, verwiesen.

Zu § 42a:

Verbraucher können bei der Versorgung mit Strom zwischen in KWK erzeugtem Strom und Strom, der mit anderen Techniken erzeugt wurde, wählen. Um für die Verbraucher größtmögliche Transparenz zu schaffen, sieht die KWK-Richtlinie vor, dass auf der Grundlage harmonisierter Wirkungsgrad-Referenzwerte die Herkunft von Strom aus hocheffizienter KWK nachgewiesen werden kann. Diese Wirkungsgrad-Referenzwerte werden von der Kommission gemäß Art. 4 Abs. 1 der Richtlinie zur Bestimmung der Effizienz der KWK nach Anhang III der Richtlinie nach dem in Art. 14 Abs. 2 genannten Verfahren spätestens am 21. Februar 2006 festgelegt. Die Kommission prüft diese harmonisierten Wirkungsgrad-Referenzwerte für die getrennte Erzeugung von Strom und Wärme zum ersten Mal am 21. Februar 2011 und danach alle vier Jahre nach dem in Artikel 14 Absatz 2 genannten Verfahren, um technologische Entwicklungen und Änderungen bei der Nutzung der verschiedenen Energieträger zu berücksichtigen. Diejenigen Mitgliedstaaten, die die KWK-Richtlinie umsetzen, bevor die Kommission die in Abs. 1 genannten harmonisierten Wirkungsgrad-Referenzwerte für die getrennte Erzeugung von Strom und Wärme festgelegt hat, sollten gemäß Art. 7 Abs. 3 der Richtlinie bis zum 21. Februar 2006 ihre einzelstaatlichen Wirkungsgrad-Referenzwerte für die getrennte Erzeugung von Strom und Wärme beschließen, die bei der Berechnung der Primärenergieeinsparungen durch die KWK gemäß der in Anhang III der Richtlinie beschriebenen Methode benutzt werden.

§ 42a in Verbindung mit dem neuen Anhang IV dient der Umsetzung dieser Bestimmung: Demnach kann die Energie-Control GmbH zur Bestimmung der Effizienz der KWK nach Anhang IV durch Verordnung Wirkungsgrad-Referenzwerte für die getrennte Erzeugung von Strom und Wärme festlegen. Diese Wirkungsgrad-Referenzwerte bestehen aus einer Matrix von Werten, aufgeschlüsselt nach relevanten Faktoren wie Baujahr und Brennstofftypen, und müssen sich auf eine ausführlich dokumentierte Analyse stützen, bei der unter anderem die Betriebsdaten bei realen Betriebsbedingungen, der grenzüberschreitende Stromhandel, der Energieträgermix, die klimatischen Bedingungen und die angewandten KWK-Technologien gemäß den Grundsätzen in Anhang IV berücksichtigt werden. Um eine Gleichklang mit den von der Kommission festgelegten Referenzwerten zu gewährleisten, ist vorgesehen, dass die Energie-Control GmbH bei Erlassung einer Verordnung die von der Kommission festgelegten harmonisierten Wirkungsgrad-Referenzwerte angemessen zu berücksichtigen hat.

Zu den §§ 42b und 42c:

Ein Ziel der KWK-Richtlinie ist es, dass alle Arten von Strom aus hocheffizienter KWK von Herkunftsnachweisen erfasst werden können. Dabei ist klar zwischen Herkunftsnachweisen und handelbaren Zertifikaten zu unterscheiden.

Die Mitgliedstaaten haben daher gemäß Art. 5 der Richtlinie auf Grundlage der von der Kommission festgelegten harmonisierten Wirkungsgrad-Referenzwerte spätestens sechs Monate nach Festlegung dieser Werte ein System einzurichten, das den Nachweis der Herkunft von Strom, der im Rahmen von hocheffizienter KWK erzeugt wurde, nach objektiven, transparenten und nichtdiskriminierenden Kriterien ermöglicht. Dieser Herkunftsnachweis hat den Erzeugern den Nachweis zu ermöglichen, dass der von ihnen verkaufte Strom aus hocheffizienter KWK stammt; die Ausstellung des Nachweises hat auf Antrag des Erzeugers zu erfolgen. Die Richtlinie sieht vor, dass Regelungen für den Herkunftsnachweis als solche nicht ein Recht auf Inanspruchnahme nationaler Fördermechanismen begründen.

§ 42b in Zusammenhang mit dem neuen Anhang III betreffend die Berechnung des KWK-Stroms dient der Umsetzung des Art. 5 der Richtlinie. Zuständige Stelle für die Benennung von KWK-Anlagen, für die Herkunftsnachweise für Strom aus hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung ausgestellt werden dürfen, ist der Landeshauptmann. Dieser hat die Anlagen auf Grundlage der harmonisierten Wirkungsgrad-Referenzwerte gemäß § 42a Abs. 2 auf Antrag mit Bescheid zu benennen und darüber die Energie-Control GmbH zu informieren.

§ 42b Abs. 2 regelt den Inhalt der vom Netzbetreiber auszustellenden Herkunftsnachweise. Abs. 3 hat die Überwachung der Ausstellung der Herkunftsnachweise durch den Landeshauptmann zum Gegenstand.

Die Richtlinie sieht in Art. 5 Abs. 6 vor, dass die Herkunftsnachweise von den Mitgliedstaaten gegenseitig anerkannt werden sollten. Die Verweigerung einer entsprechenden Anerkennung eines Herkunftsnachweises, insbesondere aus Gründen der Betrugsbekämpfung, muss sich auf objektive, transparente und nichtdiskriminierende Kriterien stützen. Wird die Anerkennung eines Herkunftsnachweises verweigert, so kann die Kommission die verweigernde Seite insbesondere aufgrund objektiver, transparenter und nichtdiskriminierender Kriterien zur Anerkennung verpflichten. § 42c dient der Umsetzung dieser Bestimmung. Herkunftsnachweise für Strom aus hocheffizienten KWK- Anlagen mit Standort in einem anderen EU-Mitgliedstaat oder EWR-Vertragstaat gelten daher als Herkunftsnachweis im Sinne dieses Gesetzes, wenn sie zumindest den Anforderungen des Art. 5 Abs. 5 der Richtlinie entsprechen. Im Zweifelsfall hat der Landeshauptmann über Antrag oder von Amts wegen mit Bescheid festzustellen, ob die Voraussetzungen für die Anerkennung vorliegen.

Zu § 42d:

Artikel 10 der Richtlinie regelt die Berichtspflichten der Mitgliedstaaten: Diese haben spätestens am 21. Februar 2006 einen Bericht mit den Ergebnissen der Analyse und der Bewertungen

der zur Gewährleistung der Zuverlässigkeit des Überwachungssystems für Herkunftsnachweise getroffenen Maßnahmen gemäß Art. 5 Abs. 3;

des nationalen Potenzials für den Einsatz von hocheffizienter KWK, einschließlich hocheffizienter Kleinst-KWK gemäß Art. 6 Abs. 1 und

über den bestehenden rechtlichen Rahmen hinsichtlich der für hocheffiziente KWK-Blöcke geltenden Genehmigungsverfahren oder sonstigen Verfahren sowie des erreichten Sachstandes gemäß Art. 9 Abs. 1 und 2 der Richtlinie vorzulegen.

Ein weiterer Bericht betrifft die Bewertung der Fortschritte im Hinblick auf einen höheren Anteil der hocheffizienten KWK im Sinne des Art. 6 Abs. 3 der Richtlinie. Die Mitgliedstaaten haben diesen Bericht erstmals spätestens am 21. Februar 2007 und danach alle vier Jahre auf Aufforderung der Kommission zu veröffentlichen.

Schließlich haben die Mitgliedstaaten der Kommission erstmals vor Ende Dezember 2004 in Bezug auf die Daten für das Jahr 2003 und danach jährlich im Einklang mit der in Anhang II zur Richtlinie dargelegten Methode erstellte Statistiken über ihre nationale Erzeugung von Strom und Wärme aus KWK vorzulegen. Der Kommission sind darüber hinaus jährliche Statistiken über die KWK-Kapazitäten sowie die für KWK eingesetzten Brennstoffe vorzulegen. Die Mitgliedstaaten können auf freiwilliger Basis Statistiken über durch KWK erzielte Primärenergieeinsparungen im Einklang mit der in Anhang III zur Richtlinie dargelegten Methode vorlegen.

§ 42d in Verbindung mit dem neuen Anhang III dient der Umsetzung des Art. 10 der Richtlinie. Das gegenüber der Kommission berichtspflichtige Organ ist der Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit. Die Energie-Control GmbH hat dem Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit jährlich eine im Einklang mit der im Anhang III dargelegten Methode erstellte Statistik über die nationale Erzeugung von Strom und Wärme aus KWK und eine Statistik über die KWK-Kapazitäten sowie die für KWK eingesetzten Brennstoffe vorzulegen. Der Landeshauptmann hat dem Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit jährlich einen Bericht über seine Überwachungstätigkeit gemäß § 42b Abs. 3 vorzulegen. Der Bericht hat insbesondere jene Maßnahmen, die ergriffen wurden, um die Zuverlässigkeit des Nachweissystems zu gewährleisten, zu enthalten.

Die Berichtspflichten betreffend den bestehenden Rechtsrahmen hinsichtlich der für hocheffiziente KWK-Blöcke geltenden Genehmigungsverfahren oder sonstigen Verfahren sowie des erreichten Sachstandes gemäß Art. 9 Abs. 1 und 2 der Richtlinie fallen in die Zuständigkeit der Länder. Da es sich hier um eine einmalige Berichtspflicht gegenüber der Kommission handelt, wird von einer gesetzlichen Regelung Abstand genommen.

Zu Z 37 (§ 45 Abs. 2 und 3) und Z 38 (§ 45a Abs. 11):

Die Kennzeichnung der Herkunft des gelieferten Stromes („Labelling“) ist Bestandteil der geltenden Rechtslage des § 45 Abs. 2 und 3 bzw. des § 45a ElWOG. Im Interesse der Transparenz gegenüber Endverbrauchern werden diese Bestimmungen wie folgt konkretisiert:

Stromhändler und sonstige Lieferanten, die in Österreich Endverbraucher beliefern, haben die Ausweisung der Primärenergieträger, auf Basis derer die von ihnen gelieferte elektrische Energie erzeugt wird, nicht nur – wie bisher – auf der Stromrechnung, sondern alternativ auch auf einem Anhang zur Stromrechnung und jedenfalls in dem an Endverbraucher gerichteten Werbematerial vorzunehmen. Die Ausweisung hat auf Basis der gesamten vom Versorger an Endverbraucher verkauften elektrischen Energie zu erfolgen.

Stromhändler und sonstige Lieferanten, die in Österreich Endverbraucher beliefern, sind verpflichtet, auf oder als Anhang zu ihrer Stromrechnung (Jahresabrechnung) für Endverbraucher auf Quellen zu verweisen, die allgemein verfügbare Informationen über die Umweltauswirkungen, zumindest über CO2‑Emissionen und radioaktiven Abfall - der durch den Händlermix dargestellten Herkunft der gelieferten Elektrizität - enthalten. Diese Verpflichtung besteht auch hinsichtlich des an Endverbraucher gerichteten Werbematerials.

Der Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit hat im Einvernehmen mit dem Bundesminister für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft durch Verordnung nähere Bestimmungen über die Stromkennzeichnung zu erlassen.

Zu Z 39 (§ 45b):

Änderungen der vereinbarten Bedingungen und der vereinbarten Entgelte sollen nur nach Maßgabe der für solche Vertragsänderungen auch sonst geltenden zivilrechtlichen Regelungen zulässig sein. Sie bedürfen einer vorherigen vertraglichen Vereinbarung, die insbesondere den Anforderungen der §§ 864a und 879 Abs. 1 und 3 ABGB und jenen des Konsumentenschutzgesetzes entsprechen muss. Im Besonderen sind hier die in § 6 KSchG angeführten Bestimmungen (etwa Abs. 1 Z 2 und 5 sowie Abs. 2 Z 3) zu nennen. Auch müssen solche vertraglichen Änderungsvorbehalte dem so genannten „Transparenzgebot“ des § 6 Abs. 3 KSchG Genüge tun. Die Schutzbestimmungen des KSchG werden im Übrigen nicht nur im „Verbrauchergeschäft“ nach § 1 Abs. 1 und 3 KSchG zu beachten sein, sondern auch im Verkehr von Energieunternehmen mit anderen Unternehmen, weil sie erkennen lassen, welche Vereinbarungen ungültig sind, wenn sich unterschiedlich starke Vertragspartner gegenüberstehen (vgl. etwa OGH SZ 53/103).

Weiter wird vorgesehen, dass solche Änderungen den Kunden schriftlich spätestens drei Monate vor dem vorgesehenen In-Kraft-Treten der Änderung mitzuteilen sind. Die Mitteilung muss schriftlich an die einzelnen Kunden erfolgen. Es genügt also nicht, wenn die Kunden durch die Medien oder gar nur im Wege einer „Kundenzeitung“ (auch wenn diese an Kunden adressiert ist) informiert werden.

Schließlich wird vorgesehen, dass Kunden im Falle der Beendigung des Vertrages aus Anlass der Änderung von Bedingungen oder Entgelten vom Lieferanten darauf hingewiesen werden, dass zum Zwecke der Versorgung mit elektrischer Energie oder Erdgas rechtzeitig ein Vertrag mit einem Lieferanten nach Wahl abzuschließen ist. Kunden sollen damit die Möglichkeit haben, für eine ununterbrochene Versorgung Vorsorge zu treffen, indem ein neuer Liefervertrag abgeschlossen wird und ein etwaiger Lieferantenwechsel innerhalb der in den Marktregeln vorgesehenen Fristen vorgenommen werden kann. Kunden sind bis zum ehest möglichen Lieferantenwechsel (unter Berücksichtigung einer angemessenen Frist für die Auswahl eines Lieferanten sowie den Vertragsabschluss) zu den alten Bedingungen und Entgelten weiter zu beliefern.

Geregelt werden überdies die Mindestinhalte der Allgemeinen Bedingungen (vgl. auch Anhang A zur RL 2003/54/EG).

Die Inhaltskontrolle durch die ordentlichen Gerichte bleibt unberührt.

Zu Z 40 (§ 47 Abs. 2 Z 4):

Die Möglichkeit einer Meldung von Fahrplänen im Nachhinein kann ausschließlich in den Allgemeinen Bedingungen der Bilanzgruppenkoordinatoren festgelegt werden. Eine allfällige zwischen den Marktteilnehmern abgestimmte Umstellung der Marktregeln auf Fahrplanmeldungen, die ausschließlich im Voraus zu erfolgen haben, soll ermöglicht werden.

Zu Z 43 (§ 54 Abs. 2 und 3):

Die Änderungen in § 54 dienen der legistischen Bereinigung von Fehlverweisen: Die Bestimmungen der § 47 Abs. 2 bis 5 ElWOG idF BGBl. I Nr. 143/1998, auf die in § 54 Abs. 2 Z 6 und Abs. 3 verwiesen wird, hatten die Preisbestimmung durch die Landeshauptmänner im Wege einer Delegation des Bundesministers für wirtschaftliche Angelegenheiten zum Gegenstand. Diese Kompetenz wurde mit Inkrafttreten der ElWOG-Novelle BGBl. I Nr. 121/2000 beseitigt.

Zu Z 45 (§§ 62 bis 64):

Zu § 64 Abs. 2:

Aus Gründen der leichteren Lesbarkeit wird Abs. 2 zur Gänze neu erlassen, wobei die Nummerierung inhaltlich unveränderter Bestimmungen beibehalten wird. Folgende Änderungen wurden vorgenommen:

Z 1:

Hier werden auch Strafbestimmungen für Verstöße gegen die Anzeigepflichten gemäß § 45b festgelegt.

Z 1a:

Hiermit wird eine Strafbestimmung für den Fall der Nichteinhaltung der gemäß § 23 Z 12 bzw. § 29 Z 22 von der Energie-Control GmbH festgelegten Standards bezüglich der Sicherheit, Zuverlässigkeit und Qualität der gegenüber den Netzbenutzern und anderen Marktteilnehmern erbrachten Netzdienstleistungen festgelegt. Diese Standards werden durch Verordnung festgelegt (vgl. § 21a).

Z 1b:

Hiermit wird eine Strafbestimmung für Verstöße gegen Datenübermittlungspflichten gemäß § 23 Z 13, § 29 Z 23, § 39 und § 52 festgelegt.

Z 4:

Hier wird eine Strafbestimmung betreffend Verstöße gegen die Verpflichtung zur getrennten Ausweisung gemäß § 45c festgelegt.

Z 5:

Diese Strafbestimmung betrifft Verstöße der Netzbetreiber und Versorger gegen ihre Verpflichtungen gemäß § 53 Abs. 3 bzw. der auf Grund des § 53 Abs. 6 erlassenen Verordnung.

Zu Artikel 2

Änderung des Bundesgesetzes, mit dem Neuregelungen auf dem Gebiet der Erdgaswirtschaft erlassen werden (Gaswirtschaftsgesetz – GWG)

Die vorgeschlagene Novelle zum GWG dient vorwiegend der Verbesserung der Versorgungssicherung mit Erdgas, insbesondere in Umsetzung der EU-Gassicherheits-Richtlinie. Hiezu wird auf die Ausführungen im Allgemeinen Teil dieser Erläuterungen, insbesondere auf den Punkt 4.2.4.2 (Verbesserungsvorschläge am Erdgassektor), verwiesen. Überdies wurden praktische Erfahrungen eingearbeitet und Redaktionsversehen der vorangegangenen Gesetzgebungsakte beseitigt.

Zu Z 2 (§ 1):

Insoweit sich die Bestimmungen des Gaswirtschaftsgesetzes auf verfassungsrechtliche Kompetenztatbestände stützen, für die Art. 102 Abs. 2 B-VG keine unmittelbare Bundesverwaltung vorsieht, ist eine verfassungsrechtliche Kompetenzdeckungsklausel erforderlich, die eine bundesunmittelbare Vollziehung durch die Regulierungsbehörden Energie-Control GmbH und Energie-Control Kommission ermöglicht. Da die mit Bundesgesetz BGBl. I Nr. 148/2002 eingefügte Kompetenzdeckungsklausel des § 1 GWG statisch auszulegen ist und keine zukünftigen Änderungen abdeckt, wird rechtstechnisch in der Weise verfahren, dass § 1 GWG wortgleich neu erlassen wird.

Zu Z 3 (§ 1a):

Die RL 98/30/EG (Erdgasbinnenmarktrichtlinie) sowie die RL 91/296/EWG (Erdgastransitrichtlinie) wurden zwar durch die „Beschleunigungsrichtlinie“ 2003/55/EG mit 1. Juli 2004 aufgehoben, dennoch werden sie in der Aufzählung des § 1a aus Gründen der Transparenz weiter angeführt. Die Aufzählung wird ergänzt durch die Richtlinie 2004/67/EG.

Zu Z 4 und 5 (§ 2):

In Abs. 1 Z 1 erfolgt einerseits eine Vereinheitlichung und Anpassung der Begriffe an den Wortlaut der RL 2003/55/EG (Versorgung iSd RL=Lieferung), andererseits wird der Kreis der Speicherzugangsberechtigten mit dem Begriff „Erdgasunternehmen“ umschrieben.

Abs. 1 Z 3: Auch Speicherunternehmen sind Erdgasunternehmen, sodass mit dem weiteren Begriff das Auslangen gefunden werden kann.

Zu Z 6 (§ 3):

Entsprechend den gemeinschaftsrechtlichen Vorgaben sowie insbesondere auch dem Grünbuch enthaltene Forderung dem Verbundgrad zwischen den Mitgliedstaaten zu erhöhen, ist nunmehr auch die Schaffung der zur sicheren Erdgasversorgung der Mitgliedstaaten der Gemeinschaften erforderlichen Infrastruktur in die Zielbestimmungen aufgenommen worden. Durch das nunmehr vorgesehene Ziel, die Grundlage für eine zunehmende Nutzung des Potenzials an biogenen Gasen für die österreichische Erdgasversorgung zu schaffen, soll dazu beigetragen werden, dass der Anteil von erneuerbaren Energien und Biokraftstoffen langfristig erhöht wird.

Zu Z 7 (§ 4):

Da sich die bisherige Formulierung betreffend gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen lediglich auf Netzbetreiber bezog und hier einerseits eine begriffliche Trennung zwischen Netzbetreibern und Inhabern von Transportrechten notwendig ist, andererseits die RL 2003/55/EG allen Erdgasunternehmen gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen auferlegt, war eine Anpassung erforderlich.

Inhaber von Transportrechten kommt das ausschließliche Recht zum Transport von Erdgas bzw. zum Abschluss von Transportverträgen zu. Das Gesetz räumt ihnen somit eine marktbeherrschende Stellung ein bzw. werden Inhaber von Transportrechten auch als Träger von Rechten im Sinne des Art. 86 Abs. 1 EGV anzusehen sein. Bei der Ausübung ihrer Funktion kommt der Einhaltung der gemeinschaftsrechtlichen sowie nationalen Wettbewerbsvorschriften, wie insbesondere dem Kartellverbot des Art. 81 EGV bzw. des Marktmissbrauchsverbot des Art. 82 EGV besondere Bedeutung zu.

Zu Z 8 (§ 6):

Im Rahmen des Gesamtpakets zur Versorgungssicherheit ist es notwendig, einzelne Begriffe neu zu definieren. Aus Gründen der leichteren Lesbarkeit erfolgt eine Neuerlassung der Begriffsbestimmungen.

Hervorzuheben ist in diesem Zusammenhang insbesondere die geänderte Umschreibung des Begriffes „vertikal integriertes Erdgasunternehmen“, der nunmehr nicht nur auf rechtlich-organisatorisch selbständige Einheiten oder Konzernunternehmen Anwendung findet, sondern auch Unternehmensgruppen umschreibt, die in einem bestimmten Rechtsverhältnis zueinander stehen.

Im Einzelnen waren insbesondere folgende Anpassungen erforderlich:

Zu Z 12 und 26:

Hier wird eine Vereinheitlichung der Begriffe Versorger und Lieferant vorgenommen. Lieferant und Versorger sind ident; sie umfassen die Tätigkeiten des Verkaufs, einschließlich des Weiterverkaufs von Erdgas.

Z 15:

Hier wird der Begriff „Transit“ durch den Begriff des „grenzüberschreitenden Transportes“ ersetzt (vgl. auch Aufhebung der Erdgastransitrichtlinie RL 91/296/EWG durch die „Beschleunigungsrichtlinie“ 2003/55/EG mit 1. Juli 2004).

Z 17:

Grenzüberschreitende Transporte sind Transporte von Österreich nach EU-Mitglied- bzw. EWR-Vertragsstaaten sowie von solchen Staaten nach Österreich.

Weitere Anpassungen sind auf Grund praktischer Erfahrungen erforderlich bzw. dienen der Fortentwicklung des österreichischen Erdgasmarktes:

Z 19a, 19b, 21a und 26a:

Hub-Dienstleistungsunternehmen werden in den Kreis der Erdgasunternehmen aufgenommen.

Hier erfolgt eine Definition des Hub bzw. des Hub-Dienstleistungsunternehmens sowie der Hub-Dienstleistungen.

Z 20:

Inhaber von Transportrechten i.A. des § 6 Z 20 sind zum gegenwärtigen Zeitpunkt die Trans-Austria-Gasleitung GmbH (für die TAG) und die Baumgarten-Oberkappel-GasleitungsgesmbH (für die BOG) zu verstehen.

Zu Z 28:

Hub-Dienstleistungsunternehmen werden in den Kreis der Marktteilnehmer aufgenommen.

Folgende Anpassungen dienen der Beseitigung von Redaktionsversehen:

Z 13:

Speicherunternehmen iSd Z 48 sind schon auf Grund des Wortlautes der Z 13 Erdgasunternehmen im Sinne des GWG.

Z 46a:

Die Definition sogenannter „sonstiger Transporte“ ist erforderlich, um eine Abgrenzung von den Transporten für Zwecke der Endkundenversorgung vornehmen zu können. Letztere besitzen im Engpassfall, dh wenn nicht ausreichend Transportkapazität zur Verfügung steht, Vorrang gegenüber sonstigen Transporten (vgl. § 12b Abs. 1 Z 11).

Z 66:

Offenbar durch einen Redaktionsfehler waren Lieferungen in Vertragstaaten des EWR vom Wortlaut des Gesetzes bisher nicht erfasst.

Zu Z 9 und 10 (§ 7):

Zu Abs. 1:

Die Prüfung der Jahresabschlüsse in Hinblick darauf, ob die Verpflichtung zur Vermeidung von missbräuchlichen Quersubventionen eingehalten wurde, geht auf Art. 17 Abs. 4 der RL 2003/55/EG zurück.

Zu Abs. 3:

Die neue lit. c dient der Präzisierung im Hinblick auf Art 9 Abs. 2 lit c der Richtlinie 2003/55/EG.

Zu Abs. 4:

In Abs. 4 erster Satz wird ein Redaktionsversehen der GWG-Novelle 2002 beseitigt: Zur getrennten internen Buchführung sind auch Unternehmen verpflichtet, die ein gesellschaftsrechtlichen Unbundling durchführen müssen. Dies entspricht auch den Vorgaben des Art 17 der Richtlinie 2003/55/EG. Der neu eingefügte letzte Satz des Abs. 4 dient der Anpassung an Art. 17 Abs. 3 der Richtlinie.

Zu Z 12 (§ 8):

Klargestellt wird, dass Erdgasunternehmen alle Informationen zur Verfügung zu stellen haben, die der Behörde eine sachgerechte Beurteilung ermöglichen. Dies gilt insbesondere für vertikal integrierte Unternehmen. Erfolgt keine ausreichende Informationsübermittlung, so kann eine Schätzung vorgenommen werden. Die Beurteilung der Erforderlichkeit obliegt der jeweils einschreitenden zuständigen Behörde.

Zu Z 13 bis 20 (§ 12b), Z 21 (§ 12e), Z 22 (§ 12g), Z 35 (§ 24 Abs. 1 Z 15), Z 43 (§ 31a Abs. 2 Z 15), Z 53 (§ 39d Z 4) und Z 55 (§ 40 Abs. 9):

Die Umsetzung der Richtlinie 2004/67/EG des Rates vom 26. April 2004 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung, ABl Nr. L 127 vom 29.4.2004 S. 92, erfolgt sowohl durch eine Novelle zum Energielenkungsgesetz 1982 als auch eine Novelle zum Gaswirtschaftsgesetz: Während das Monitoring der Versorgungssicherheit sowie die Lenkungsmaßnahmen im EnlG 1982 verankert werden, dienen die folgenden Bestimmungen über die langfristige Planung des Regelzonenführers bzw. betreffend Berichtspflichten der Marktteilnehmer gegenüber dem Regelzonenführer vorbeugenden Maßnahmen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit.

Im Einzelnen werden folgende Regelungen getroffen:

Zu § 12b Abs. 1 Z 11:

Für den Fall, dass nicht ausreichend Kapazität zur Bedienung aller Transporte zur Verfügung steht, genießen Transporte zum Zweck der Endkundenversorgung Vorrang gegenüber sonstigen Transporten iSd § 6 Z 46a GWG. Die damit verbundene Einschränkung von Speicherbetreibern bzw. Produzenten ist im öffentlichen Interesse der Sicherung der Versorgung gelegen und sachlich gerechtfertigt.

Zu § 12e:

§ 12e Abs. 1 bringt zum Ausdruck, dass die langfristige Planung insbesondere der Deckung der Nachfrage an Transportkapazitäten zur Sicherung der individuellen und allgemeinen Versorgungssicherheit dient.

Gegenstand der Langfristplanung ist die bestehende bzw. projektierte Fernleitungsinfrastruktur. Die Verteilernetzinfrastruktur bzw. deren Entwicklung findet durch Datenübermittlung Eingang in die Langfristplanung. Mitwirkungspflichten der Marktteilnehmer werden ausdrücklich verankert. Entsprechend dem Modell des regulierten Netzzuganges für grenzüberschreitende Transporte sind auch die Inhaber von Transportrechten zur Zusammenarbeit mit dem Regelzonenführer verpflichtet. Maßnahmen zur Beseitigung von Kapazitätsengpässen sind in langfristigen Planung zu berücksichtigen.

Im Interesse der Versorgungssicherheit wird die behördliche Aufsicht über die Langfristplanung intensiviert. Soweit dies zur Erfüllung der gesetzlichen Ziele erforderlich ist, ist die Genehmigung unter Nebenbestimmungen, dh Auflagen, Bedingungen oder befristet zu erteilen. Um eine rasche Anpassung der Langfristplanung an die aktuellen Verhältnisse zu gewährleisten, hat der Regelzonenführer die langfristige Planung auf Verlangen der Regulierungsbehörde neu zu erstellen bzw. abzuändern.

Zu § 12g:

§ 12g sieht vor, dass der Regelzonenführer insbesondere die Angebots- und Nachfragesituation, den Zustand der Fernleitungen etc. laufend zu erfassen und auszuwerten hat. Die Marktteilnehmer haben an Maßnahmen zur Beseitigung von Kapazitätsengpässen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit durch entsprechende Datenübermittlungspflichten mitzuwirken.

Weitere Änderungen erfolgen auf Grund praktischer Erfahrungen der Regulierungsbehörden bzw. der Regelzonenführer:

Zu § 12b Abs. 1 Z 8:

Aus den Erfahrungen mit dem Bilanzgruppenmodell und der Liquidität des Ausgleichsenergiemarktes hat sich gezeigt, dass eine Vorsorge des Regelzonenführers zB. in Form von Vorhaltung von Speicherleistung nicht notwendig ist und andererseits mit erhöhten Systemkosten zu rechnen wäre, die im Entgelt für den Regelzonenführer abzubilden wären.

Zu § 12b Abs. 1 Z 10:

Hier erfolgt eine Anpassung an die vom Regelzonenführer tatsächlich vorgenommenen Tätigkeiten.

Zu § 12b Abs. 3:

Auf Grund der bisherigen Erfahrungen in der Praxis wird das zweistufige Verfahren gemäß § 12b Abs. 3 GWG, in dem die Kompetenz der Energie-Control Kommission auf die Feststellung der erforderlichen Maßnahmen bzw. Informationen beschränkt war, durch ein einstufiges Verfahren ersetzt, das von der Energie-Control GmbH durchgeführt wird. Diese kann künftig im Streitfall mit Bescheid entscheiden, welche Maßnahmen und Informationen zur Erfüllung der Aufgaben des Regelzonenführers gemäß Abs. 1 erforderlich sind. Gegen den Bescheid kann das Rechtsmittel der Berufung an die Energie-Control Kommission erhoben werden (§ 16 Abs. 2 E-RBG).

Zu § 12b Abs. 1 Z 23 und § 12h:

In der Praxis existierten bereits bisher Allgemeine Bedingungen des Regelzonenführers, die nach bisher geltender Rechtslage nicht der Genehmigung durch die Regulierungsbehörde unterlagen. Aus Gründen der Einheitlichkeit und Rechtssicherheit wurde eine derartige Genehmigungspflicht geschaffen. Der gesetzlich vorgeschriebene Inhalt orientiert sich weitgehend an den bereits vorliegenden Allgemeinen Bedingungen.

Die Allgemeinen Bedingungen des Regelzonenführers gemäß § 12g GWG sind bei der Energie-Control Kommission zur Genehmigung einzureichen (§ 12b Abs. 1 Z 23).

Zu Z 25 (§ 13):

Es besteht die praktische Notwendigkeit, die Erteilung der Genehmigung zur Ausübung der Tätigkeit eines Netzbetreibers unter Vorschreibung von Nebenbestimmungen erteilen zu können. Dies ist auch in Art. 7 der Richtlinie 2003/55/EG vorgesehen: „Mitgliedstaaten benennen für einen Zeitraum den die Mitgliedstaaten unter Effizienzerwägungen und unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Verhältnisse festlegen ...Netzbetreiber“.

Inhaber von Transportrechten haben zwar vergleichbare Rechte und Pflichten wie Fernleitungsunternehmen, sie erfüllen aber nicht den gesetzlichen Begriff des Fernleitungsunternehmens und bedürfen daher keiner Konzession gemäß § 13 GWG.

Zu Z 26 (§ 14):

Im Interesse der Versorgungssicherheit werden als weitere Genehmigungsvoraussetzungen die Verantwortung für Betrieb, Wartung und erforderlichenfalls Ausbau des Netzes aufgenommen. Dies entspricht auch der Definition des Fernleitungsunternehmens durch Art 2 Z 4 der Richtlinie 2003/55/EG.

Zu Z 27 (§ 15):

In Abs. 6 erfolgt eine Klarstellung, dass der technische Betriebsleiter dem Unternehmen des Netzbetreibers anzugehören hat.

Zu Z 29 und 30 (§ 19):

Zu Abs. 1 Z 7:

Hier handelt es sich um einen neuen Netzverweigerungsgrund für den Fall, dass eine befristete Ausnahme für neue Infrastrukturen im Sinne von § 20a GWG erteilt wurde (vgl. Art. 22 der Richtlinie 2003/55/EG).

Weiters erfolgt eine Anpassung an § 17 (Einfügung des Inhabers der Transportrechte).

Zu Abs. 2:

Im ersten Satz wird ein Redaktionsversehen (Fehlverweis) beseitigt.

Die übrigen Änderungen dienen einer Optimierung der Kapazitätenbewirtschaftung im Interesse der Versorgungssicherheit:

Freie Leitungskapazitäten sind für den Zugang zum Erdgasnetz und damit auch für die Aufrechterhaltung der Versorgung wesentlich. Kapazitäten, die über einen definierten Zeitraum ungenutzt bleiben, sollen daher nach einem offenen, transparenten und nichtdiskriminierenden Verfahren an den Markt zurückgehen. Bestehende Vereinbarungen über die Nutzung von Kapazitäten sollten daher nur insoweit in ihrem Bestand geschützt werden, als sie mit den Wettbewerbsregeln der Gemeinschaft in Einklang stehen. Andernfalls wäre zu befürchten, dass durch vertragliche Konstrukte künstliche Kapazitätsengpässe geschaffen werden und eine optimale Ausnutzung der Leitungen nicht gewährleistet ist. In Z 1 erfolgt daher eine Klarstellung, dass nur Verträge, die mit den Wettbewerbsrecht der Gemeinschaft (insbesondere Art. 81, 82 EGV) in Einklang stehen, Priorität im Sinne der Z 1 genießen (vgl. Art. 18 Abs. 3 der Richtlinie 2003/55/EG).

Die bereits seit Inkrafttreten der Novelle BGBl. I Nr. 148/2002 in Geltung stehende Regelung, wonach ungenutzte Kapazitäten freizugeben sind (sog. „Use It Or Loose It“-Prinzip), steht in Einklang mit der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen, ABl. L 289 v. 3.11.2005, 1.

Der Grundsatz der Freigabe ungenutzter Kapazitäten bezieht sich gleichermaßen auf Transporte zur Inlandsversorgung wie auch auf grenzüberschreitende Transporte (vgl. § 31c) und findet sowohl auf neue wie auch auf bestehende Verträge Anwendung (vgl. auch Art. 5 der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005).

Zu Abs. 2a:

Diese Bestimmung betrifft beispielsweise Kraftwerksprojekte, die ein bestimmtes Ausmaß an Transportkapazität erfordern, das vom Netzbetreiber jedoch nicht abgedeckt werden kann. Der Netzzugangsberechtigte kann in diesem Fall nach formeller Verweigerung des Netzzugangs wegen mangelnder Kapazitäten einen Antrag auf Kapazitätserweiterung stellen. Der Kapazitätsbedarf ist vom Regelzonenführer in der langfristigen Planung gemäß § 12e GWG zu berücksichtigen. § 19 Abs. 2 Z 1 bis 3 GWG zählt jene Kriterien auf, die für eine Stattgebung des Antrages auf Kapazitätserweiterung einzuhalten sind.

Zu Z 33 (§ 20):

In Abs. 9 wird eine Anpassung an Art. 27 der RL 2003/55/EG sowie den Beschluss 1999/468/EG des Rates vorgenommen.

Zu Z 34:

Zu § 20a:

Hier wird an Art. 22 der Richtlinie 2003/55/EG angeknüpft, wonach für neue Infrastrukturen oder Teile davon eine befristete Ausnahme von der Verpflichtung zur Gewährung des Netz- bzw. Speicherzuganges erteilt werden kann.

Gemäß den Vorgaben der Richtlinie darf sich die Ausnahme nicht nachteilig auf den Wettbewerb auswirken. Die Richtlinie gibt weiters vor, dass in Zusammenhang mit der neuen Infrastruktur stehende langfristige Verträge bei der Entscheidung über die Ausnahme mit zu berücksichtigen sind. In diesem Zusammenhang ist die Gültigkeit der Verträge insbesondere am Maßstab der Wettbewerbsregeln des EG-Vertrages zu prüfen (vgl. etwa Erwägungsgrund 25 zur Richtlinie). Der Antragsteller hat der Behörde daher durch geeignete Unterlagen glaubhaft zu machen, dass die Wettbewerbsregeln eingehalten werden.

Der Vergabe der Transport- bzw. Speicherrechte an der neuen Infrastruktur kommt im Zusammenhang mit dem Ziel der Richtlinie, den Wettbewerb zu fördern, eine zentrale Bedeutung zu. Eine Aufteilung der Transportrechte auf die hinter dem jeweiligen Projekt stehenden Unternehmen im Wege langfristiger Kommittierungsverträge, wie dies in Vergangenheit die übliche Praxis war, würde dem öffentlichen Interesse der Erhaltung und Förderung des Wettbewerbes zuwider laufen. Die Bestimmung sieht in Abs. 7 daher die Möglichkeit einer öffentlichen Ausschreibung vor, bei der gewisse gesetzliche Mindestkriterien, insbesondere zur Gewährleistung von Transparenz und Nichtdiskriminierung, einzuhalten sind.

Zu Z 35:

Zu § 21:

Zu unterscheiden ist zwischen dem Streitschlichtungsverfahren gemäß § 16 Abs. 1 Z 18 und Abs. 3 E-RBG, das ein Verwaltungsverfahren ist, das mit einer Entscheidung der Energie-Control Kommission endet und dem Streitbeilegungsverfahren gemäß § 21 Abs. 3, bei dem es sich um ein Mediationsverfahren handelt.

Artikel 25 Absatz 5 der Richtlinie 2003/55/EG über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt sieht nunmehr einen Rechtsanspruch jedes Betroffenen auf Befassung der Regulierungsbehörde vor, wenn gegen Fernleitungs- oder Verteilernetzbetreiber Beschwerde hinsichtlich der in den Absätzen 1, 2 und 4 und der in den Artikel 18 genannten Punkten erhoben wird.

Zu Z 37 (§ 24 Abs. 1 Z 16 und 17), Z 38 (§ 26 Abs. 3 Z 12), Z 45 (§ 31a Abs. 2 Z 15 und 16), Z 49 (§ 31g Abs. 3):

Diese Bestimmungen betreffen die Qualität und die Sicherung der Versorgung:

Nach dem vorliegenden Gesetzespaket haben die Regulierungsbehörden für ein Monitoring der Versorgungssicherheit sowie für ein technisches Monitoring betreffend die Qualität und den Umfang der Netzwartung zu sorgen. Letzteres betrifft insbesondere betreffend die von Übertragungs- und Verteilerunternehmen benötigte Zeit für die Herstellung von Anschlüssen und für Reparaturen.

Ein Monitoring betreffend die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Qualität der von Netzbetreibern erbrachten Dienstleistungen setzt die Festlegung entsprechender Standards voraus. Eine gesetzliche Grundlage für derartige Standards besteht derzeit nicht. Durch das vorliegende Gesetzespaket wird eine entsprechende Rechtsgrundlage zur Setzung von Standards für die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Qualität der Netzdienstleistungen geschaffen und Anregungen aus der Praxis entsprochen. So hat beispielsweise der Rechnungshof in seinem Wahrnehmungsbericht 2005/7 die Festlegung verbindlicher Kriterien für die Qualität und die Zuverlässigkeit der Stromversorgung sowie den Aufbau eines Monitoring–Systems zur Erfassung der Qualitäts– und Zuverlässigkeitsparameter als vordringlich erachtet. Gleiches hat für den Erdgasbereich zu gelten. Derartige Standards sorgen auch für Transparenz, welche der Leistungen der Netzbetreiber durch die regulierten Systemnutzungstarife abgegolten werden.

Die Standards bezüglich der Sicherheit, Zuverlässigkeit und der Qualität der von Netzbetreibern gegenüber Netzbenutzern und anderen Marktteilnehmern erbrachten Dienstleistungen sowie Details über die Überprüfung der Einhaltung der Standards werden in den Allgemeinen Bedingungen der Fernleitungsunternehmen bzw. Verteilernetzbetreiber festgelegt. Im Interesse der Versorgungssicherheit haben die Netzbetreiber die Daten betreffend die Einhaltung der Standards in angemessener Form unternehmensbezogen zu veröffentlichen.

Werden die in den Allgemeinen Bedingungen festgelegten Standards von einem Netzbetreiber nicht eingehalten, so treffen diesen finanzielle Folgen in zweifacher Hinsicht: Ein Verstoß gegen die gesetzlich festgelegten Standards ist gemäß § 71 GWG mit Verwaltungsstrafe sanktioniert. Darüber hinaus muss der Netzbetreiber bei Nichteinhaltung der Standards betreffend die Leistungsqualität, die im Wege der genehmigten Allgemeinen Bedingungen für grenzüberschreitende Transporte bzw. Allgemeinen Verteilernetzbedingungen Inhalt des Netzzugangsvertrages werden, gegenüber den Netzbenutzern eine Entschädigungszahlung leisten. Der Energie-Control Kommission kommt hier als Genehmigungsbehörde die Aufgabe zu, für einheitliche Entschädigungsregelungen zu sorgen.

Zu Z 38 (§ 26 Abs. 3):

Aus Gründen der legistischen Einheitlichkeit erfolgt eine Neuerlassung des Pflichtenkataloges. Folgende Änderungen wurden vorgenommen:

In Abs. 3 entfällt die bisherige Z 2, da die standardisierten Lastprofile durch Verordnung gemäß § 28 festgelegt werden.

Die neuen Z 11 und 12 dienen der Anpassung an Anhang A zur Richtlinie 2003/55/EG, ebenso die Ergänzung der Z 5.

Zu Z 39 und 40 (§ 28):

Durch die Änderungen in Abs. 2 wird der Kreis der Netzbenutzer, für die standardisierte Lastprofile zu erstellen sind, präziser abgegrenzt.

Zu Abs. 6:

Aus der Ergänzung ergibt sich eine Klarstellung zur Verpflichtung des Einbaus der Ein-Stunden-Lastprofilzähler.

Zu Z 41 (§ 29):

Zu Abs. 1:

Alle Verteilerunternehmen sind zur Veröffentlichung ihrer Allgemeinen Bedingungen verpflichtet. Die Verpflichtung zur Kundmachung der vollständigen Allgemeinen Bedingungen im Amtsblatt zur Wiener Zeitung wird durch eine Verpflichtung zur Veröffentlichung lediglich eines Hinweises im Amtsblatt zur Wiener Zeitung auf die Kundmachung im Internet sowie zur Veröffentlichung der vollständigen Allgemeinen Bedingungen im Internet (Homepage des Netzbetreibers) ersetzt.

Zu Abs. 2:

Da alle Verteilerunternehmen zur Veröffentlichung ihrer Allgemeinen Bedingungen verpflichtet sind, entfällt die Verordnungsermächtigung.

Zu Z 42 (§ 29a):

Diese Bestimmung dient der Erhöhung der Preistransparenz. Inhaltlich erfolgt eine Anpassung an Art. 1 Abs. 1 sowie Anhang A zur Richtlinie 2003/55/EG, wonach der Netzzugang auf Grundlage veröffentlichter Entgelte zu erfolgen hat.

Zu Z 43 (§ 31):

Der bisherige Abs. 2 entfällt, da insoweit eine Doppelzuständigkeit des Bundesministers für Wirtschaft und Arbeit und der Energie-Control Kommission besteht (vgl. § 23b Abs. 3) und die Kompetenz durch den Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit bisher nicht in Anspruch genommen wurde.

Zu Z 38, 45 und 46 (§ 31a):

Abs. 2 wird aus Gründen der Übersichtlichkeit zur Gänze neu erlassen. Neuerungen betreffen Z 15 und 16 (Standards betreffend Sicherheit, Zuverlässigkeit und Qualität) sowie Z 18 (Vornahme bedarfsgerechter Kapazitätserweiterungen).

Zu Z 46 (§ 31b):

Mit dieser Änderung soll bewirkt werden, dass der Energie-Control Kommission nicht jede Betriebsunterbrechung, Betriebseinschränkung bzw. Einstellung des Betriebes angezeigt wird, sondern dass der Netzbetreiber von sich aus entscheidet, ob der jeweilige Sachverhalt eine vorherige Anzeige an die Behörde gebietet. Aus Gründen der Transparenz hat aber jedenfalls eine Bekanntgabe der Betriebsunterbrechung, Betriebseinschränkung bzw. Einstellung des Betriebes durch den Netzbetreiber im Internet zu erfolgen.

Zu Z 48 (§ 31e):

Die Richtlinie 2003/55/EG legt in ihrem Art. 18 das Modell des regulierten Netzzuganges fest, ohne zwischen der Inlandsversorgung und grenzüberschreitenden Transporten zu differenzieren. Weiters wird die Erdgastransitrichtlinie 91/296/EWG mit Wirkung zum 1. Juli 2004 aufgehoben, wobei Altverträge unberührt bleiben.

Durch das vorliegende Gesetzespaket wird daher neben den bestehenden Regelungen betreffend den regulierten Netzzugang zum Zweck der Inlandsversorgung (§ 17) auch ein regulierter Netzzugang für grenzüberschreitende Transporte in Fernleitungen verankert, wobei kein Eingriff in bestehende Verträge erfolgt, die gemäß Artikel 3 Absatz 1 der Erdgastransitrichtlinie 91/296/EWG geschlossen wurden.

Abs. 1 und 2 berücksichtigen Art. 18 Abs. 1 in Verbindung mit Art 25 Abs. 2 a der Richtlinie in der Form, dass das bisher schon für Inlandstranporte geltende „One Stop shop“ Prinzip iSd § 17 GWG auch auf alle grenzüberschreitenden Transporte Anwendung mit der Maßgabe findet, dass die OMV Gas GmbH die Beantwortung von Netzzugangsanträgen und die Zuteilung von Netzkapazitäten (vergleichbar mit der Funktion des Regelzonenführers für die Inlandsfernleitungskapazitäten) koordiniert. In Abs. wird die Möglichkeit geschaffen, dem Netzzugangsberechtigten für die Erfüllung der Aufgaben der OMV Gas GmbH ein dem Grundsatz der Kostenorientierung angemessenes Entgelt zu verrechnen.

Gemäß Abs. 7 hat der Netzbenutzer die von ihm nicht genutzte kommittierte Transportkapazität über die zentrale Handelsplattform der OMV Gas GmbH (Abs. 2 Z 5) Dritten im Internet anzubieten. Kommt der Netzbenutzer dieser Verpflichtung nicht nach, so sind die ungenutzten Transportkapazitäten von den Fernleitungsunternehmen bzw. Inhabern der Transportrechte Dritten zugänglich zu machen („Use It Or Loose It“-Prinzip -Prinzip), es sei denn, dadurch würde gegen die Anforderungen bestehender Transportverträge verstoßen.

Zu Z 49 (§ 31g):

Mit dieser Bestimmung werden Allgemeine Bedingungen für grenzüberschreitende Transporte in Anpassung an Art. 25 Abs. 2 lit. a der Richtlinie 2003/55/EG geregelt. Die Regelung entspricht weitgehend dem § 26 betreffend Allgemeine Verteilernetzbedingungen.

Zu Z 50 (§ 31h):

Auf Grund von Art. 25 Abs. 2 lit. a der Richtlinie 2003/55/EG sind die Entgelte für die Benutzung des Fernleitungssystems, sofern es sich um einen grenzüberschreitenden Transport handelt, von den Fernleitungsunternehmen bzw. gegebenenfalls vom Inhaber der Transportrechte zu veröffentlichen. Die Entgelte haben den Grundsätzen der Nichtdiskriminierung und Kostenorientierung zu entsprechen. Die Methoden zur Berechnung der Entgelte sind vorab von der Energie-Control Kommission zu genehmigen. Abs. 1 legt fest, welche Kriterien dabei zu berücksichtigen sind. Abs. 4 verpflichtet Fernleitungsunternehmen und Inhaber der Transportrechte, die Einhaltung der in Abs. 1 und 2 genannten und beschriebenen auf Verlangen gegenüber der Energie-Control Kommission nachzuweisen.

Abs. 5 entspricht weitgehend dem bisherigen § 31g Abs. 4.

Zu Z 52 und 53 (§ 39a), Z 54 (§ 39 b), Z 55 (§ 39c und 39d):

Die Bestimmungen betreffend den verhandelten Speicherzugang waren bis in den §§ 39 bis 39b GWG geregelt. Am bisher geltenden bewährten System sollen keine grundsätzlichen Änderungen vorgenommen werden. Ein punktueller Anpassungsbedarf ergibt sich jedoch auf Grund der praktischen Erfahrungen der letzten Jahre:

Zu § 39a:

Die bisherigen Erfahrungen in der Praxis haben gezeigt, dass folgende Adaption des § 39a erforderlich ist:

Die bisherige Formulierung in Abs. 2 scheint zur Sicherstellung vergleichbarer Speicherentgelte unzweckmäßig. Die neue Formulierung soll eine strengere ex post-Kontrolle der Speichernutzungsentgelte ermöglichen.

In Abs. 3 wird die Rechtsform der Entscheidung (Bescheid) klargestellt, ohne dass eine materielle Änderung erfolgt.

Zu § 39b:

Die Änderung dient der Beseitigung eines Redaktionsversehens.

Zu § 39c:

Hier werden gesetzliche Mindestanforderungen an die Bedingungen für den Speicherzugang festgeschrieben. Die Vorgaben orientieren sich an den Allgemeinen Bedingungen der Netzbetreiber und berücksichtigen die technischen Besonderheiten von Speichern.

Zu § 39d:

Im neuen § 39d werden Pflichten der Speicherunternehmen beispielhaft aufgezählt (vgl. etwa auch das Diskriminierungsverbot gemäß § 18).

Die Z 2 und 3 dienen der Schaffung von mehr Transparenz gegenüber den Marktteilnehmern.

Mit Z 5 wird an die Verpflichtung zur Mitwirkung an der Erstellung der Langfristplanung des Regelzonenführers angeknüpft.

Zu Z 57 (§ 40 Abs. 3 bis 9) und Z 58 (§ 40a):

Artikel 3 der Erdgas-Binnenmarkt-Richtlinie 2003/55/EG legt in Konkretisierung des Grundsatzes der „gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen im Allgemeininteresse“ den Mitgliedsstaaten auch eine Reihe von Verpflichtungen auf, die dem Schutz der Konsumenten, vorwiegend im Haushalts- und Kleinverbrauch dienen. Dies betrifft insbesondere

Anforderungen an allgemeine Geschäftsbedingungen für die Belieferung mit Erdgas;

die Transparenz von Preis- und Kundeninformationen einschließlich Mindestanforderungen für die Ausgestaltung von Rechnungen und Informationsmaterial.

Für Österreich hat sich auch nach Inkrafttreten der erwähnten EU-Erdgas-Binnenmarkt (Revisions)-Richtlinie keine Notwendigkeit expliziter Umsetzung ergeben, da den Erfordernissen des Konsumentenschutzes durch die Energie-Vertragsregelungen des GWG im Zusammenhalt mit den allgemeinen Regelungen des Bürgerlichen Rechts und des Konsumentenschutzrechtes Genüge getan ist. Überdies sind die Vorschriften der erwähnten Richtlinie in diesem Punkt von einem Detaillierungsgrad, der sie als unmittelbar innerstaatlich anwendbar erscheinen lässt.

Aus zahlreichen Kreisen der praktischen Vollziehung und des Konsumentenschutzes ist jedoch in letzter zeit vermehrt der Wunsch geäußert worden, aus Gründen der legistischen Klarheit und Übersicht eine zusammenfassende gesetzliche Grundlage zu schaffen. Dies geschieht durch die vorgeschlagenen Novellierungen des GWG, sodass der Regelungskomplex folgende Strukturen aufweist:

Informationspflicht an die Kunden vor Vertragsabschluss über die wesentlichen Vertragsinhalte sowie die Spezifika des Energie-Binnen-marktes

Gestaltung der Allgemeinen Geschäftsbedingungen für die Belieferung mit Erdgas

Mindestanforderungen an Gas-Rechnungen sowie für die Gestaltung von Informations- und Werbematerial

Zu § 40 Abs. 3 bis 9:

Die Belieferung von Kunden mit Erdgas unterliegt grundsätzlich dem freien Wettbewerb. Dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit entsprechend unterliegen Allgemeine Lieferbedingungen nach § 40 einer Anzeige-, nicht jedoch einer Genehmigungspflicht. Zuständige Behörde ist die Energie-Control Kommission; § 40 ist als materielle Ausführungsbestimmung zu § 16 Abs. 1 Z 3 E-RBG gestaltet.

Die Inhaltskontrolle durch die ordentlichen Gerichte bleibt unberührt.

Zu § 40a

Die transparente und umfassende Information der Kunden ist eine der Säulen der Liberalisierung des Erdgasmarktes. Im Interesse der Konsumentenfreundlichkeit und der Transparenz muss dem Kunden beispielsweise leicht erkennbar sein, welcher Preis für eine kWh reine Energie zu begleichen ist. Preistransparenz muss bereits im Stadium der Anbotslegung vorliegen, da die mangelnde Vergleichbarkeit von Anboten in den Energiemärkten ein erhebliches Wettbewerbshindernis darstellt (vgl. z.B. den Zwischenbericht der Bundeswettbewerbsbehörde vom 6.12.2004 zu der im Elektrizitätssektor durchgeführten Branchenuntersuchung gemäß § 2 Abs. 1 Z 3 WettbG, www.bwb.gv.at). Abs. 2 Z 5 dient der Information des Kunden, dass innerhalb der gesetzlichen Verjährungsfristen Nachforderungen möglich sind

Zu Z 64 (§ 57):

Erdgasleitungen, die nicht Gegenstand der langfristigen Planung sind, sind neben den von den Verteilernetzbetreibern betriebenen Verteilerleitungen auch Fernleitungsanlagen für grenzüberschreitende Transporte (siehe auch § 3 Z. 1, wonach die Schaffung der zur Sicherung Erdgasversorgung der Mitgliedstaaten der Gemeinschaften erforderlichen Infrastruktur zu den Zielsetzungen dieses Bundesgesetzes zählt).

Zu Z 67 (§ 76b):

Die erweiterten Vorschriften betreffend das funktionelle und buchhalterische Unbundling finden auf nach dem Inkrafttreten der Novelle beginnende Geschäftsjahre Anwendung. Weitere Übergangsbestimmungen betreffen das Verfahren gemäß § 13ff.

Zu Z 68 (§ 78b):

Jene Bestimmungen, deren Umsetzung in die Praxis keine organisatorische Vorkehrungen benötigen, treten mit dem der Kundmachung folgenden Tag in Kraft.

Zu Artikel 3

Änderung des Bundesgesetzes vom 21. Oktober 1982 über Lenkungsmaßnahmen zur Sicherung der Energieversorgung (Energielenkungsgesetz 1982)

Die Änderung des Energielenkungsgesetzes dient der Umsetzung der Gassicherheits-Richtlinie. Auf die Ausführungen im Allgemeinen Teil im Punkt 4.3., insbesondere zum Abschnitt Neuordnung der Krisenvorsorge für den Bereich Erdgas (Pkt. 4.3.2.2.), wird verwiesen.

Zu Z 1 (Art. I):

Mangels eines eigenen Kompetenztatbestandes im Art. 10 B-VG ist es erforderlich, den Wirtschaftslenkungsgesetzen eine Verfassungsbestimmung (Kompetenzdeckungsklausel) zu Grunde zu legen.

Zu Z 3 (Art. II § 1a):

Diese Bestimmung nimmt Bezug auf die Umsetzung der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG (ABL. L 176 vom 15.7.2003, S. 37), der Richtlinie 2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG (ABl. L 176 vom 15.7.2003; S. 57); sowie der Richtlinie 2004/67/EG des Rates vom 26. April 2004 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung umgesetzt (ABl. L 127 vom 29/04/2004, S. 92).

Zu Z 4 und 5 (Art. II § 2):

Die Ergänzung bezieht sich einerseits darauf, dass Lenkungsmaßnahmen zur Sicherung der Erdgasversorgung ebenso wie jene für den Elektrizitätsbereich getrennt von sonstigen Maßnahmen zu ergehen haben. Unbeschadet dieser Bestimmung wird jedoch auch klargestellt, dass bei der Ergreifung von Lenkungsmaßnahmen die Versorgungslage in den anderen Regelungsbereichen zu berücksichtigen ist.

Zu Z 6 (Art. II § 3):

Gasförmige Brennstoffe werden nun von den allgemeinen Bestimmungen der Lenkungsmaßnahmen für Energieträger ausgenommen, da hier die §§ 20a ff Sonderbestimmungen vorsehen.

Zu Z 8 (Art. II § 11) und Z 14 (Art. II § 22 Abs. 3):

In § 11 Abs. 1 wird die Bezeichnung der Behörde sowie das Zitat der verwiesenen Gesetzesbestimmung an die jeweils aktuelle Bezeichnung angepasst. Auf Grund der bisherigen praktischen Erfahrungen wird die Einrichtung des Fachausschusses zum Elektrizitätsbeirat für die Koordinierung der opertaiven Durchführung von Lenkungsmaßnahmen nicht für weiter zweckmäßig erachtet.

Die Verordnungsermächtigung in § 11 Abs. 2 zur Erhebung von Daten für Energielenkungszwecke wird insoweit erweitert, dass auf Basis dieser Bestimmung auch Daten hinsichtlich des in § 20i neu vorgesehenen Monitoring der Versorgungssicherheit erhoben werden können.

Die Ergänzung in § 11 Abs. 3 dient dazu, Doppelerhebungen von bereits vorhandenen Daten zu vermeiden und deren Verwendung für Energielenkungszwecke zu ermöglichen. In Abs. 4 wird nunmehr klargestellt, dass die erhobenen Daten auch dem Regelzonenführer, übermittelt werden dürfen, soweit dies erforderlich ist. Damit wird dem Umstand Rechnung getragen, dass dem Regelzonenführer bei der Beurteilung der Versorgungssicherheitslage eine zentrale Stellung zukommt.

Zu Z 9 (Art. II § 18):

Mit der vorgeschlagenen Bestimmung wird ein redaktionelles Versehen bereinigt.

Zu Z 10 (Art. II § 20):

Die Verpflichtung der Energie-Control GmbH zur Veröffentlichung jeweils einer mittelfristigen und einer langfristigen Prognose wurde durch das in Vorbereitung der Lenkungsmaßnahmen durchzuführende Monitoring der Versorgungssicherheit ersetzt, welches im 3b. Kapitel dieses Gesetzes geregelt wird.

Zu 11 (Art. II § 20a bis 20h):

Zu § 20a:

§ 20a dient der Umsetzung der Richtlinie 2004/67/EG des Rates vom 26. April 2004 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung, ABl Nr. L 127 vom 29.4.2004 S. 92:

Für die Vollendung des Erdgasbinnenmarkts bedarf es eines gemeinsamen Mindestkonzepts für die Versorgungssicherheit, insbesondere durch transparente und diskriminierungsfreie Versorgungssicherheitspolitiken, die den Anforderungen eines solchen Marktes gerecht werden, damit Marktverzerrungen vermieden werden. Daher ist es von entscheidender Bedeutung, dass allen Marktteilnehmern klare Rollen und Zuständigkeiten zugewiesen werden, um die sichere Gasversorgung und das einwandfreie Funktionieren des Binnenmarktes zu gewährleisten. Die den Unternehmen auferlegten Verpflichtungen zur Sicherstellung der Versorgung sollten das reibungslose Funktionieren des Binnenmarktes nicht beeinträchtigen und den Marktteilnehmern auf dem Gasmarkt, einschließlich neuer und kleiner Marktteilnehmer, keine unvertretbaren und unverhältnismäßig hohen Belastungen auferlegen.

Die Europäische Union hat daher mit der Richtlinie 2004/67/EG gemeinsame Rahmenbedingungen festgelegt, nach denen die Mitgliedstaaten eine allgemeine, transparente und nicht diskriminierende, mit den Anforderungen eines wettbewerbsorientierten Gasbinnenmarkts im Einklang stehende Versorgungssicherheitspolitik entwickeln, die allgemeinen Funktionen und Zuständigkeiten der einzelnen Marktteilnehmer genauer definieren und spezielle, nicht diskriminierende Verfahren zur Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit einführen.

Kernpunkte der Richtlinie sind:

Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung gemäß Art. 3. Die Umsetzung dieser Bestimmung erfolgt im GWG, insbesondere durch die Koordinierung der Abgabeaktivitäten der Verteilernetz- und der Fernleitungsnetzbetreiber im Rahmen der Langfristplanung des Regelzonenführers.

Maßnahmen zur Einhaltung der Versorgungssicherheitsstandards gemäß Art. 4 der Richtlinie. Die Umsetzung dieser Bestimmung erfolgt im Energielenkungsgesetz 1982.

Art. 8 der Richtlinie sieht vor, dass die Mitgliedstaaten vorsorglich nationale Notfallmaßnahmen auszuarbeiten, gegebenenfalls anzupassen und der Kommission mitzuteilen haben. In einer nicht erschöpfenden Liste im Anhang sind Beispiele von Instrumenten aufgeführt, die den Mitgliedstaaten als Orientierungshilfe dienen.

§ 20a sieht in Anlehnung an § 10 für den Elektrizitätsbereich die Anordnung von Lenkungsmaßnahmen durch den Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit im Erdgasbereich vor. Der Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit als politisch verantwortliches Organ ist somit für Energielenkung im Erdgasbereich verantwortlich und zuständig.

In Anpassung an die neuen Gegebenheiten in der österreichischen Erdgaswirtschaft sieht § 20a als zur Sicherung der Erdgasversorgung mögliche Maßnahmen nunmehr gesetzlich vier Typen von Verordnungen vor. Diese beinhalten zum einen angebotsseitige Maßnahmen zur Sicherstellung der Erdgasversorgung und zur Regelung des internationalen Erdgasaustausches (Z 1 und 3) sowie nachfrageseitige Maßnahmen zur Deckung des lebenswichtigen Bedarfes an Erdgas, der Versorgung der Bevölkerung und sonstiger Bedarfsträger sowie der Erhaltung der Leistungsfähigkeit der Wirtschaft (Z 2).

Nach Überprüfung der Energieversorgungslage in den einzelnen Bundesländern sind Lenkungsmaßnahmen einheitlich für das gesamte Bundesgebiet vorzusehen. Verordnungen haben demnach die allgemeinen Grundsätze sowie Prioritäten für die Versorgung mit Erdgas zu beinhalten.

Im Gegensatz zum Elektrizitätsbereich sind für den Gasbereich keine Landesverbrauchskontingente für die Länder vorgesehen. Dies erscheint für den Gasbereich nicht zweckmässig, vielmehr empfiehlt es sich hier durch eine einheitliche Vorgangsweise, die im Bedarfsfall regionale Besonderheiten berücksichtigt, das Funktionieren des Systems in einem Krisenfall zu gewährleisten. Dies kann insbesondere durch eine einheitliche Leitung und Verantwortung des Krisenmanagements beim Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit gewährleistet werden.

Zu § 20a Z 1 in Verbindung mit § 20c:

Entsprechend den neuen Marktteilnehmern richten sich die Anweisungen zur Erzeugung, Fernleitung, Verteilung und den Handel elektrischer Energie an Produzenten, Regelzonenführer, Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber, Lieferanten, Bilanzgruppenkoordinatoren, Bilanzgruppenverantwortlichen, Speicherbetreiber und Erdgashändler. Der Begriff Erdgasunternehmen orientiert sich an der Begriffsbestimmung des § 6 Z 13 GWG.

Zu § 20a Z 2 in Verbindung mit § 20d:

Die Verfügungen an Endverbraucher sehen Bestimmungen über die Zuteilung, Entnahme und die Verwendung von Erdgas sowie den Ausschluss von der Entnahme von Erdgas vor. Es wird damit sohin auch der Ausschluss von der Entnahme von Erdgas auf eine gesetzliche Grundlage gestellt.

Als Maßnahmen können die Kontingentierung von Endverbrauchern sowie die Flächenabschaltung dienen. Zur Flächenabschaltung ist anzumerken, dass diese die bei weitem praktikabelste und kontrollierbarste Maßnahme darstellt, aber auch ökonomisch besonders einschneidend wirkt, sodass ihr ein Ultima-ratio-Charakter zukommen muss.

Zu § 20a Z 3 in Verbindung mit § 20e:

Da entsprechende Erdgasimporte und -exporte das österreichische Bundesgebiet betreffen, ist auf liberalisierten Märkten eine Regelung der Exporte und Importe im Krisenfall vorzusehen. Hierzu bedarf es eines grenzüberschreitenden Vertragswerkes, welches eine abgestimmte Vorgangsweise im Krisenfall ermöglicht.

Zu § 20b:

Ähnlich dem § 11 für den Elektrizitätsbereich wird nunmehr auch im Gasbereich der Energie-Control GmbH als unabhängiger, übergeordneter Behörde, deren Hauptaufgabe die Gewährleistung der Funktion des freien Wettbewerbs ist, die Vorbereitung und Koordinierung der im Anlassfall in den in Österreich liegenden Regelzonen vorzusehenden Maßnahmen überantwortet. Der Energie-Control GmbH werden damit auch hier wirtschaftslenkende und versorgungspolitische Grundsatzentscheidungen übertragen. Die operative Durchführung von Maßnahmen obliegt den Regelzonenführern unter Einbindung der Erdgasunternehmen.

Die der Energie-Control GmbH durch die Energielenkungsgesetz-Novelle übertragenen Aufgaben beziehen sich in wirtschaftlicher Hinsicht vor allem auf Präventivmaßnahmen zur Vermeidung von Versorgungsstörungen überhaupt sowie die Erstellung eines komplexen, exekutierbaren Versorgungsplanes für den Anlassfall zur weitest gehenden Abwendung gesamtwirtschaftlicher Schäden durch eine unzureichende und ungezielte Erdgasversorgung.

Zur operativen Durchführung von Maßnahmen im Anlassfall werden zweckmäßigerweise die jeweiligen Unternehmen, die im Normalfall die Erdgasversorgung vornehmen, beauftragt. Gemäß § 12b GWG haben die Regelzonenführer unter anderem die Bereitstellung der Systemdienstleistung (Leistungs- und Druckregelung bzw. Druckhaltung) durch Vornahme des technisch-physikalischen Ausgleichs, die Fahrplanabwicklung sowie die Vernalassung von Maßnahmen zur Überwindung von Engpässen im Zusammenwirken mit den Netzbetreibern und Speicherunternehmen sowie den Abruf von Erdgas zur Aufbringung von Ausgleichsenergie gemäß den Vorgaben des Bilanzgruppenkoordinators durchzuführen.

Gemäß § 20b Abs 2 wird der Energie-Control GmbH eine Verordnungsermächtigung eingeräumt, derzufolge zur Vorbereitung von Lenkungsmaßnahmen zur Sicherstellung der Erdgasversorgung – als auch zur Durchführung des Monitoring der Versorgungssicherheit (vgl. § 20j) die Meldung von relevanten Daten in periodischen Abständen angeordnet werden können. Im Rahmen dieser Verordnungsermächtigung kann die Energie-Control GmbH anordnen, in welcher Form und in welchen Abständen für die Versorgungssicherheit relevante Daten zu melden sind. Ein direkte Datenübermittlung der Auskunftspflichtigen an den mit der operativen Durchführung aller Maßnahmen betrauten Regelzonenführer ist zulässig.

Gemäß § 20b Abs 3 können mit Abfrage des Aufbringungs- und Abgabevermögen die verfügbaren Reserven der Erdgasunternehmen erhoben werden.

Zu § 20b Abs. 4 und 5 vgl. auch die Anmerkungen zu Z 8.

Zu § 20f:

§ 20f sieht ebenso wie § 18 für den Elektrizitätsbereich die Einhebung von Mehrverbrauchsgebühren zum Erdgaspreis im Falle der Überschreitung des zulässigen Erdgasverbrauches vor. Detaillierte diesbezügliche Bestimmungen sind durch Verordnung der Energie-Control GmbH vorzusehen (§ 20f Abs. 2), wobei die Mehrverbrauchsgebühren jedenfalls in effizient prohibitiver Höhe festzusetzen sind. Die eingehobenen Mehrverbrauchsgebühren verbleiben den Erdgasunternehmen zur Bedeckung der Kosten der Lenkungsmaßnahmen (§ 20f Abs. 3). Bei Vorliegen wirtschaftlicher und sozialer Härtefälle können die Mehrverbrauchsgebühren ermäßigt werden. Zuständig ist der Landeshauptmann (§ 20f Abs. 4) und im Falle einer gesonderten Regelung gemäß § 20d die Energie-Control GmbH (§ 20f Abs. 5).

Zu § 20g:

Die Bestimmungen des § 20g orientieren sich an § 19.

Zu § 20h:

Die Bestimmungen des § 20h orientieren sich an § 20 Abs. 2.

Zu Z Z 12 (§ 20i und § 20j):

Sowohl im Rahmen der Vorsorgeplanung als für die Durchführung der Maßnahmen im Anlassfall sind Daten des Systems über die Aufbringungsstruktur, die Netzsituation, die Endverbraucherstrukturen usw. unabdingbar. Auch die einschlägigen europäischen Richtlinien sehen sowohl für den Gas- als auch für den Elektrizitätsbereich entsprechende Monitoringverpflichtungen vor, welche entweder von den Mitgliedstaaten oder von diesen benannten Regulierungsbehörden wahrzunehmen sind. Konkret finden sich diese Anforderungen in Art. 4 und Art. 23 Abs. 1 der Richtlinie 2003/54/EG bzw. Art. 5 und Art. 25 Abs. 1 der Richtlinie 2003/55/EG. § 20i und § 20j normieren daher entsprechende Pflichten zur Vorbereitung der Lenkungsmaßnahmen durch ein Monitoring der Versorgungssicherheit, welches insbesondere die Entwicklung kritischer Versorgungsengpässe transparent machen soll. Die Energie-Control GmbH hat aus den ihr zur Verfügung stehenden Informationen abzuleiten, ob Entwicklungen im Gange sind, welche die Versorgungssicherheit beeinträchtigen könnten und hat dies aufzuzeigen. Eine enge Kooperation der betroffenen Marktteilnehmer mit der Energie-Control GmbH ist unabdingbar.

Zu Z 13 bis Z 19 (Art. II § 21 ff):

Zur Beratung des Bundesministers für Wirtschaft und Arbeit sowie zur Vorbereitung und Begutachtung von Lenkungsmaßnahmen ist nunmehr lediglich ein Gremium eingerichtet. Damit ist sowohl für Lenkungsmaßnahmen für Energieträger (§ 3 ff) als auch für Lenkungsmaßnahmen zur Sicherung der Elektrizitätsversorgung (§ 10 ff) und der Erdgasversorgung (§ 20a ff) der Energielenkungsbeirat zuständig; eine Zersplitterung der Aufgaben zwischen mehreren Beiräten wird so verhindert. Darüber hinaus ist damit eine gegenseitige Berücksichtigung der Bereiche gewährleistet.

Durch die Einrichtung des Energielenkungsbeirat als einziges Beratungsgremium entfallen § 22, § 23 Abs. 2 und waren in den folgenden Bestimmungen legistische Anpassungen vorzunehmen.

Zu Z 21 (Art. II § 28) und Z 23 (Art. II § 29):

Die ergänzten Strafbestimmungen umfassen damit auch den Erdgasbereich im gleichen Maße wie den Elektrizitätsbereich.

Zu Artikel 4

Änderung des Bundesgesetzes vom 21. Oktober 1982 über die Haltung von Notstandsreserven an Erdöl und Erdölprodukten und über Meldepflichten zur Sicherung der Energieversorgung (Erdöl-Bevorratungs- und Meldegesetz 1982)

Zu Z 1 (Art. I):

Mangels eines eigenen Kompetenztatbestandes im Art. 10 B-VG ist es erforderlich, den Wirtschaftslenkungsgesetzen eine Verfassungsbestimmung (Kompetenzdeckungsklausel) zu Grunde zu legen.

Zu Z 2 (Art. II § 1 Abs. 1), Z 3 (Art. II § 2 Abs. 1) und Z 8 (Art. II § 8 Abs. 1):

Hier erfolgt die Aktualisierung der KN-Codes KN-Codes aufgrund der Letztfassung der Verordnung (EG) Nr. 1810/2004 der Kommission vom 7. September 2004 zur Änderung des Anhangs I der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie den Gemeinsamen Zolltarif.

Zu Z 2 (Art. II § 1 Abs. 1) und Z 3 (Art. II § 2 Abs. 1):

Nach der Richtlinie 68/414/EWG idF der Richtlinie 98/93/EG besteht die gemeinschaftsrechtliche Verpflichtung, Mindestvorräte an Erdöl und Erdölerzeugnissen für 90 Tage zu halten.

Die Kraftstoffverordnung 1999 idF BGBl II 417/2004 sieht ab 1. Oktober 2005 einen verpflichtenden Anteil an Biokraftstoff, gemessen am gesamten jährlichen Verbrauch an fossilen Ottokraftstoffen (Benzinen) und Dieselkraftstoff vor.

Bei einer Nichtberücksichtigung von Biokraftstoffen würden die als Pflichtnotstandsreserven gehaltenen Vorräte um jenes Ausmaß hinter der völker- und europarechtlichen Verpflichtung zurückbleiben, das dem Anteil von Biokraftstoffen an den vorratspflichtigen Produkten entspricht. Dies würde einer Verringerung der 90tägigen Vorratspflicht um bis 4 Tage gleichkommen.

Demgemäß sind daher auch Biokraftstoffe zur Erfüllung der völker- und europarechtlichen Verpflichtung gemäß der oben zitierten EU-Richtlinie für Zwecke der Bevorratung zu erfassen.

In Anknüpfung an die Begrifflichkeit des Gemeinschaftsrechts wird der Begriff „Biokraftstoffe“ verwendet, der jenem des Art. 2 Abs. 1 lit. a der Richtlinie 2003/30/EG des Parlaments und des Rates vom 8.5.2003 zur Förderung der Verwendung von Biokraftstoffen oder anderen erneuerbaren Kraftstoffen im Verkehrssektor entspricht. Auf diese Weise ist insoweit eine gemeinschaftsrechtskonforme Rechtslage im Bereich des Erdölbevorratungsrechts gewährleistet (§ 2 Abs. 1). Der Begriff „Biokraftstoffe“ wurde im Übrigen auch in § 2 Z 2a Kraftstoffverordnung 1999 idF BGBl II 417/2004 übernommen.

Zur Umsetzung der Richtlinie 68/414/EWG idF der Richtlinie 98/93/EG ist es auch erforderlich, Rohstoffe zur direkten Erzeugung von Biokraftstoffen in die Vorratspflicht einzubeziehen. Zur Vermeidung von Abgrenzungsschwierigkeiten wird in § 1 Abs. 1 Z 3a eine Ermächtigung an den Bundesminister eingefügt, die Rohstoffe in einer Verordnung zu bezeichnen, die der direkten Erzeugung von Biokraftstoffen dienen. Nur jene Rohstoffe, die in der Verordnung genannt sind, unterliegen der Vorratspflicht. Damit wird eine Reaktion der Vollziehung auf technische Entwicklungen in diesem Bereich ermöglicht, ohne dass im Gefolge neuer Entwicklungen jedes Mal das Gesetz geändert werden müsste.

Da die verschiedenen Rohstoffe zur direkten Erzeugung von Biokraftstoffen unterschiedliche Ausbeuten ergeben, ist für jeden Rohstoff der entsprechende Umrechnungsschlüssel (§ 8 Abs. 4) festzulegen.

Zu Z 2 (Art. II § 1 Abs. 1 Z 5a):

„Chemierohstoffe“ (Ethylen, Propylen, Butadien, C6-Schnitt [Benzol]) sind Rohstoffe, die aus dem im Zuge einer Rohöldestillation gewonnenen Naphta hergestellt werden.

Zu Z 2 (Art. II § 1 Abs. 1 Z 13c)

Die neue lit.c soll es im Rahmen von Konzernen ermöglichen, das Mutterunternehmen als vorratspflichtigen Importeur auch dann zu bezeichnen, wenn wirtschaftlich der Import von Tochtergesellschaften durchgeführt wird.

Zu Z 4 (Art. II § 2 Abs. 5)

Die Internationale Energieagentur (IEA) sieht in ihren Methoden zur Berechnung der Deckung „Net Import Coverage“ vor, dass ab einem „Percent Naphta Yield“ von 7% das Naphta, welches aus Rohöl („Refinery Intake“) in inländischen Raffinerien erzeugt wird, bei der Berechnung der Nettoimporte berücksichtigt werden kann (Berechnungsmethoden 2 und 3).

Anzumerken ist, dass Naptha im Falle eines Importes als Halbfabrikat gemäß dem Internationalen Energieprogramm (IEP) nicht vorratspflichtig ist.

Durch die Abzugsfähigkeit von Chemierohstoffen von der importierten Menge an Erdöl im Ausmaß von 50% der erzeugten Menge, soll die Schlechterstellung von Rohölimporteuren, die aus importierten Rohölen in inländischen Raffinerien Naphta als Ausgangsprodukt für die Erzeugung von petrochemischen Produkten herstellen, aufgehoben und somit ein Wettbewerbsnachteil gegenüber ausländischen petrochemischen Produzenten beseitigt werden.

Zusätzlich ergibt sich durch die Abzugsfähigkeit von aus Naphta hergestellten Chemierohstoffen durch eine von der IEA anerkannte Berechnungsmethode für die Republik Österreich ein höherer Deckungsnachweis (Net Import Coverage) von einem Tag.

Darüber hinaus können im Falle einer Krise und der damit einhergehenden Freigabe von Pflichtnotstandsreserven der für die Naphtaerzeugung vorgesehene Rohölanteil zur Herstellung von Mineralölprodukten, z.B. Ottokraftstoffe, verwendet werden. Rechnerisch ergibt sich dadurch eine höhere PNR-Deckung.

Zu Z 5 (Art. II § 4 Abs. 3 und 4):

Zu Abs. 3:

Durch die Einfügung des Abs. 3 soll es ermöglicht werden, in Fällen, in denen aus Gründen, die mit der ordnungsgemäßen Lagerhaltung zusammenhängen (Tankrevisionen) oder auf unvorhergesehenen Ereignissen beruhen (technische Gebrechen), kurzfristig den Abschluss „unterjähriger“ Verträge zuzulassen, um die Erfüllung der Lagerpflicht sicherzustellen.

Zu Abs. 4:

Durch diese Bestimmung, die auf Lagerhalter gemäß § 5 beschränkt ist, soll der Abschluss unterjähriger Verträge ermöglicht werden. Voraussetzung ist jedoch eine bescheidmäßige Genehmigung durch den Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit auf Antrag des Lagerhalters. Die Behörde hat bei der Entscheidung über die Erteilung der Genehmigung zu berücksichtigen, dass z.B. der Lagerhalter gemäß § 5 Abs. 6 einem Kontrahierungszwang unterliegt und erhebliche Schwankungen im Ausmaß der Vorratspflicht entstehen können, die nur durch kurzfristige privatrechtliche Verträge gemäß § 4 Abs. 1 Z 3 gesetzeskonform zu vertretbaren Kosten gedeckt werden können.

Zu Abs. 5:

Wenn ein Endverbraucher Erdöl oder Erdölprodukte von einem ausländischen Händler bezieht, so ist er gemäß § 1 Abs. 1 Z. 13 Importeur und damit gemäß § 3 Vorratspflichtiger. Wegen des geringen Ausmaßes erscheint es aus Gründen der Verwaltungsökonomie, aber auch der mangelnden Sinnhaftigkeit der Vorratshaltung in kleinen Mengen angezeigt, eine Sonderregelung in zweifacher Hinsicht zu treffen. Zum einen soll eine Bagatellgrenze von 1000 Litern Vorjahresimport eingezogen werden, bis zu der keine Vorratspflicht besteht. Zum anderen soll über dieser Grenze zwingend vorgesehen werden, dass ein Vertrag über die Vorratspflicht gemäß § 4 Abs. 1 Z 3 oder 4 geschlossen wird. Das Gesetz lässt es ausdrücklich zu, dass der Händler einen entsprechenden Vertrag für den Endverbraucher abschließt. Die Divergenz der Bagatellgrenze von jener in § 2 Abs. 3 Z 1 erscheint sachlich gerechtfertigt, weil sie einen sehr begrenzten Tatbestand betrifft, der üblicherweise die Belieferung mit Heizöl für Heizzwecke erfasst.

Zu Z 6 (Art. II § 5 Abs. 6 Z 1):

Im Hinblick auf den mit einer Notstandsreservenhaltung verbundenen hohen Kapitalbedarf für die Beschaffung von Krisenbeständen, welcher grundsätzlich nur durch Fremdfinanzierungen (Anleihen, Darlehen und Kredite) gedeckt werden kann, ist es zur wirtschaftlichen Absicherung des mit einer Bundeshaftung ausgestatteten Lagerhalters (im Besonderen des mit einer Bestandshaltung einhergehenden Bestandsrisikos) zweckmäßig, allfällige Gewinne aus der Tätigkeit des Lagerhalters zu thesaurieren und die Gewinne zur Bildung von Eigenkapital oder zur Stärkung desselben zu verwenden.

Die Zuweisung von Gewinnen aus der Veräußerung von Lagerbeständen an eine gebundene, unversteuerte Rücklage knüpft an den mit einer Nachbeschaffung von Krisenbeständen anfallenden hohen Kapitalbedarf an. So würde die aus einer Veräußerung von Krisenbeständen erzielte Liquidität durch die von den Buchgewinnen zu berechnende und anfallende Körperschaftsteuer entsprechend vermindert werden, wodurch für eine Nachbeschaffung von Krisenbeständen keine ausreichende Liquidität mehr zur Verfügung stünde. Das würde in Verbindung mit hohen Wiederbeschaffungskosten - von diesen muss auch in Zukunft ausgegangen werden - einen zusätzlichen Finanzierungsbedarf erzeugen und dementsprechend durch erforderliche Kreditaufnahmen zu einer Ausweitung der Bundeshaftung und somit des Haftungsrisikos des Bundes führen. Des Weiteren würden die zusätzlich anfallenden Kapitalkosten die Bevorratungskosten erhöhen.

Sollte eine Beschaffung von Lagerbeständen gemäß § 5 Abs. 6 Z 7 nicht innerhalb einer Frist von 5 Jahren nach Bildung der Rücklage erfolgen, ist diese steuerlich wirksam aufzulösen.

Zu Z 7 (Art. II § 5 Abs. 6 Z 10):

Durch die Bestimmung des § 5 Abs. 6 Z 10 soll zum Ausdruck gebracht werden, dass Lagerbestände zur Deckung von zukünftig zur Haltung übernommenen Pflichtnotstandsreserven nicht in Hochpreisphasen aufgebaut werden dürfen. Darüberhinaus wird dadurch die Möglichkeit eröffnet, abweichend von den überbundenen Pflichtnotstandsreserven, in Tiefpreisphasen Vorräte anzulegen, um so eine marktkonforme Gestion der Gesellschaft zu ermöglichen.

Zu Z 9 (Art. II § 8 Abs. 4):

Im Sinne einer Gleichbehandlung der fossilen und biogenen Energieträger sind für die Biokraftstoffe und für Chemierohstoffe die im § 8 Abs. 4 festgelegten Umrechnungsschlüssel anzuwenden, zumal gemäß § 8 Abs. 1 (Substitutionsbestimmungen) anstelle von Rohstoffen zur direkten Erzeugung von Biokraftstoffen oder von Biokraftstoffen selbst, diese gegen fossile Energieträger substituiert werden können.

Die Umrechnungsschlüssel für die einzelnen Rohstoffe zu direkten Erzeugung von Biokraftstoffen sind durch Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft und Arbeit (gemäß § 1 Abs. Z 3a) festzulegen.

Zu Z 10 (Art. II § 11 Abs. 2):

Durch die Neuregelung soll sichergestellt bzw. klargestellt werden, dass im Fall von Verschmelzungen von vorratspflichtigen Unternehmungen die Rechte und Pflichten nach dem EBMG auf den bzw. die Rechtsnachfolger übergehen.

Zu Z 11 (Art. II § 19):

Die Neuregelung dient der Klarstellung, dass die Ergebnisse der Erhebungen nach den §§ 11 bis 18 auch für statistische Zwecke i.S.d. § 25 verwendet werden dürfen.

Zu Z 12 ( Art. II § 22 Z 11):

Die neue Verpflichtung nach § 4 Abs. 5 (Z. 7) für Händler, die nicht der Vorratspflicht unterliegen und an Endverbraucher liefern, erfordert eine entsprechende Ergänzung der Strafbestimmung.

Zu Z 13 (Anlage zu Art. II § 18):

Aufgrund ständiger Änderungen der TARIC-Postionen sowie der einstelligen nationalen Positionen des Österreichischen Gebrauchszolltarifs ist das Beispiel für Flugbenzin nicht sinnvoll, weshalb der Klammerausdruck „(z.B. Flugbenzin: 2710 0026 002)“ ersatzlos gestrichen wird.

Zu Artikel 5

Änderung des Bundesgesetzes über die Aufgaben der Regulierungsbehörden im Elektrizitäts- und Erdgasbereich und die Errichtung der Energie-Control GmbH und der Energie-Control Kommission (Energie-Regulierungsbehördengesetz – E-RBG)

Zu Z 1 (§ 5 Abs. 6):

Geschäftseinteilung und Geschäftsordnung sind die wesentlichsten Organisationsgrundsätze einer geordneten, transparenten, staatlichen Verwaltung. Während die Geschäftseinteilung einzelne Geschäfte (Aufgaben) den Untergliederungen eines Verbandes (einer Organisation) zur Besorgung zuweist, wird durch die Geschäftsordnung die Behandlung und der Gang der Geschäfte geregelt. Inhalt der Geschäftsordnung ist insbesondere die Übertragung bestimmter Angelegenheiten zu selbständigen Behandlung sowie die Ermächtigung .von Angehörigen der Energie-Control GmbH bestimmte Angelegenheiten im Namen der Energie-Control GmbH zu erledigen sowie die Vertretung des Geschäftsführers der Energie-Control GmbH im Verhinderungsfall.

Zu Z 2 (§ 8):

Zu Abs. 1:

Bisher ist im Falle der Verletzung der Entscheidungspflicht durch die Energie-Control GmbH gemäß § 73 AVG die Zuständigkeit auf den Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit als sachlich in Betracht kommende Oberbehörde übergegangen. Durch den neu eingefügten letzten Satz in Abs. 1 soll die der Energie-Control GmbH im Instanzenzug übergeordnete Energie-Control Kommission auch als jene Behörde bestimmt werden, auf die die Zuständigkeit zur Entscheidung bei Verletzung der Entscheidungspflicht gemäß § 73 AVG durch die Enrgie-Control GmbH übergeht. Diese Änderung ist umso mehr geboten, als der Energie-Control GmbH vielfach Entscheidungen zur Besorgung zugewiesen sind, die zum Kernbereich des Zivilrechts zählen (z.B. Entscheidung über Ausgleichszahlungen gemäß Abs. 7 ElWOG). Im Gegensatz zum Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit, ist die Energie-Control Kommission als unabhängige Behörde mit richterlichem Einschlag eingerichtet, was sie als „tribunal“ im Sinne des Art. 6 MRK qualifiziert. Die Änderung entspricht daher dem verfassungsrechtlichen Gebot dieser Bestimmung.

Zu Abs. 2:

Ist die Aufnahme von Beweisen durch Sachverstände notwendig, so haben die Regulierungsbehörden Sachverständige, die der Energie-Control GmbH beigegeben sind, oder sonstige Sachverständige beizuziehen.

Zu Z 3 (§ 9 Abs. 1 Z 2):

Im Gasbereich gibt es anders als im Elektrizitätsbereich keine „TOR“ (technisch-organisatorische Regeln), sondern es gilt das Regelwerk der Österreichischen Vereinigung für das Gas- und Wasserfach (ÖVGW).

Zu Z 4 (§ 10a Abs. 1):

Neben sprachlichen Anpassungen wird klargestellt, dass sich die Streitschlichtungskompetenz nicht nur auf Netzbetreiber, sondern auf Elektrizitäts- und Erdgasunternehmen bezieht. Die Zuständigkeit für Streitigkeiten aus der Ausgleichsenergie wurde im Hinblick auf die im Verfassungsrang stehende Zuständigkeit der Energie-Control Kommission zur Schlichtung von Streitigkeiten aus der Abrechnung von Ausgleichsenergie (§ 16 Abs. 1 Z 6) gestrichen. Die Mitarbeitspflicht der Unternehmen wurde hinsichtlich der Unterbreitung eines Lösungsvorschlags erweitert.

Zu Z 5 (§ 10a Abs. 5):

Es war schon bisher auf Grund des Wortlautes des § 10a E-RBG unstrittig, dass das Allgemeine Verwaltungsverfahrensgesetz (AVG), BGBl. Nr. 51/1991 in der jeweils geltenden Fassung, in Streitschlichtungsverfahren keine Anwendung findet. Dies soll nun auch ausdrücklich geregelt werden. Weiters wird nunmehr ausdrücklich vorgesehen, dass die Energie-Control GmbH zur näheren Bestimmung des Verfahrensablaufs Verfahrensrichtlinien für die Streitschlichtung bei der Schlichtungsstelle der Energie-Control GmbH zu erstellen und im Internet zu veröffentlichen hat. Dies entspricht der bewährten Behördenpraxis.

Zu Z 6 (§ 11):

Der bisherige Regelungsinhalt des § 11 ist durch die Erlassung des Ökostromgesetzes BGBl. I Nr. 149/2002 obsolet geworden. § 11 soll daher entfallen.

Zu Z 7 (§ 12 Abs. 1):

Hier erfolgt eine Klarstellung, dass die Festlegung der Ausgleichszahlungen durch Bescheid der Energie-Control GmbH erfolgt (vgl. auch VfGH vom 13. März 2003, V22,23/01 und G351,352/02).

Zu Z 8 (§ 14a):

Die Richtlinien 2003/54/EG (vgl. Art. 23 Abs. 1) bzw. 2003/55/EG (vgl. Art. 25 Abs. 1) sehen zahlreiche Monitoring-Tätigkeiten der Regulierungsbehörden vor, die zum Großteil bereits durch das E-RBG, GWG und ElWOG in der geltenden Fassung umgesetzt wurden. Die Regulierungsbehörden haben über das Ergebnis dieser Monitoring-Tätigkeiten einen Bericht zu erstellen. § 14a E-RBG enthält die entsprechende organisationsrechtliche Vorschrift. Klargestellt wird überdies, dass aus verfahrensökonomischen Gründen für die Erstellung des Berichts die Ergebnisse der langfristigen Planung für den Strom- und Gasbereich sowie der Vorbereitungen der Lenkungsmaßnahmen herangezogen werden können.

Zu Z 9 (§ 16):

Zum Entfall des bisherigen Abs. 1 Z 14:

Zu Abs. 1 Z 7:

Hier wird der Energie-Control Kommission eine Zuständigkeit übertragen, die gemäß Art 7 der VO Nr. 1228/2003 über den grenzüberschreitenden Stromhandel der Regulierungsbehörde zuzukommen hat. Es handelt sich um die die Gewährung von Ausnahmen für neue Verbindungsleitungen.

Zu Abs. 1 Z 8:

Die Genehmigung der langfristigen Planung bei näher bestimmten Stromnetzen (§ 22a ElWOG) obliegt – wie auch im Gasbereich – der Energie-Control Kommission.

Zu Abs. 1 Z 9:

Die Gewährung von Ausnahmen gemäß der VO Nr. 1775/2005 über die Bedingungen für den Zugang zu Erdgasfernleitungsnetzen erfolgt ebenfalls durch die Energie-Control Kommission.

Zu Abs. 1 Z 11:

Hier werden die Feststellungskompetenzen der Energie-Control Kommission gemäß §§ 22 Abs. 6, 31h Abs. 3 und 39a Abs. 3 GWG erfasst.

Zu Abs. 1 Z 13:

Der Energie-Control Kommission obliegen nun die Festsetzung von Methoden und Kalkulationsgrundsätzen gemäß § 31h GWG und die Festlegung von Entgelten gemäß § 31h Abs. 3 GWG mittels Verordnung.

Zu Abs. 1 Z 15:

Hier werden die Zuständigkeiten der Energie-Control Kommission zur Genehmigung der Allgemeinen Bedingungen des Regelzonenführers (§ 12g GWG) und der Verteilerunternehmen (§ 26 GWG) sowie der Allgemeinen Bedingungen für grenzüberschreitende Transporte der Fernleitungsunternehmen bzw. der Inhaber von Transportrechten (§ 31g GWG) erfasst.

Zu Abs. 1 Z 23:

Hier wird berücksichtigt, dass die Zuständigkeit der Energie-Control Kommission zur Erlassung von Verordnungen gemäß § 39a Abs. 2 GWG sich nach der aktuellen GWG-Novelle nicht auf die Bestimmung von Speicherkomponenten beschränkt.

Zu Abs. 1 Z 25 und 26:

Art. 22 der Richtlinie 2003/55/EG sieht vor, dass für sogenannte „größere neue Infrastrukturen“ (grenzüberschreitende Fernleitungen und Speicheranlagen) auf Antrag Ausnahmen vom System des „third party access“ (TPA) bzw. von der Anwendung der Tarifierungsregelungen gewährt werden können. Es handelt sich dabei um eine „Kann“-Bestimmung, deren Umsetzung in das Ermessen der Mitgliedstaaten fällt.

§ 20a GWG enthält eine entsprechende Umsetzungsvorschrift, die aus systematischen Erwägungen die Energie-Control Kommission als zuständige Behörde vorsieht (diese war schon bisher gemäß § 19 Abs. 4 GWG für Netzzugangsverweigerungsverfahren und die Bestimmung von Tarifen gemäß §§ 23a und 23d GWG zuständig). Im E-RBG wird die entsprechende organisationsrechtliche Bestimmung geschaffen.

Art. 7 VO 1228/2003/EG

Zu Abs. 1 Z 28:

Auf Grund der Richtlinie 2003/55/EG sind auch grenzüberschreitende Transporte von Erdgas einem regulierten Netzzugang unterworfen. Die Richtlinie lässt den Mitgliedstaaten aber offen, ob die Tarife für die Inanspruchnahme der Leitungen durch die Regulierungsbehörden festgelegt werden, oder ob lediglich die Methoden zur Berechnung der Netznutzungsentgelte durch die Regulierungsbehörden ex ante festgelegt werden. Der Gesetzgeber der GWG-Novelle 2005 hat sich entschlossen, den zweiten Weg zu wählen und in § 31h die Energie-Control Kommission als zuständige Behörde bestimmt. Im E-RBG wird die entsprechende organisationsrechtliche Regelung geschaffen.

Zu Abs. 3:

Die Aufzählung der Kompetenzen war an die geänderte Rechtslage anzupassen. Weiters wird klargestellt, dass auf Leistung, Unterlassung oder Untersagung gerichtete Bescheide der Energie-Control Kommission einen Exekutionstitel im Sinne des § 1 der Exekutionsordnung, RGBl. 1896/79 in der jeweils geltenden Fassung bilden.

Zu Abs. 3a:

Gemäß Artikel 23 Absatz 5 der Richtlinie 2003/54/EG über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG, ist Netzzugangsberechtigten umfassenden Beschwerderechts gegen Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber, hinsichtlich der in den Absätzen 1, 2 und 4 leg.cit. genannten Punkten. Über diese Beschwerden hat die Regulierungsbehörde innerhalb einer Frist von zwei Monaten nach Eingang der Beschwerde zu entscheiden. Diese Entscheidungen sind verbindlich, bis sie gegebenenfalls auf Grund eines Rechtsbehelfs aufgehoben werden. Eine analoge Bestimmung enthält auch Artikel 25 Absatz 5 der Richtlinie 2003/55/EG über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt.

Um den in diesen Richtlinien enthaltenen Vorgaben zu entsprechen, war es erforderlich, die im bisherigen Abs. 3 enthaltene sukzessive Zuständigkeit abzuändern und mittels Sonderverfassungsgesetzbestimmung in einem neuen Abs. 3a vorzusehen, dass die Entscheidung der Energie-Control Kommission bis durch den in diesen Richtlinie enthaltenen Verpflichtung Österreichs zu entsprechen.

In den im Kern zum Zivilrecht gehörigen Sachen nach Abs. 1 Z 5, 6 und 20 soll es der mit der Entscheidung der Behörde nicht einverstandenen Partei weiterhin offen stehen, das Gericht im streitigen Verfahren (vgl. OGH SZ 2003/149) anzurufen. In den in Abs. 1 Z 3, 11 und 17 angeführten Sachen soll dagegen der Rechtszug an den Verwaltungsgerichtshof eröffnet werden, weil sie der verwaltungsbehördlichen Aufsicht des Regulators zuzurechen sind (mögen sie auch zivilrechtliche Belange betreffen). Auch dieser Rechtsweg erfüllt die Anforderungen des Art. 23 der Binnenmarkt-Richtlinie.

Zu Abs. 4:

Die Neufassung enthält eine Anpassung der in dieser Bestimmung enthaltenen Zitierungen.

Zu Z 11 (§ 26a Abs. 3):

In § 26a Abs. 3 wird entsprechend der für den Elektrizitätsbereich schon bisher geltenden Regelung vorgesehen, dass in Angelegenheiten der Preisbestimmung dem Erdgasbeirat neben dem Vorsitzenden nur gemäß Z 1 und 3 ernannte Mitglieder anzugehören haben (sog. „kleiner Beirat“).

Zu Artikel 6

Änderung des Bundesgesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb 1984 – UWG

Zu Z 1 (§ 14 Abs. 1):

Bei der Vollziehung der Aufgaben der Bundeswettbewerbsbehörde ergibt es sich oft, dass viele Sachverhalte im Bereich des Marktmachtmissbrauchs auch den unlauteren Wettbewerb berühren. Daher soll die Bundeswettbewerbsbehörde berechtigt sein, in diesen Fällen Anträge auf Unterlassung gemäß § 14 des Bundesgesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb 1984 – UWG, BGBl. Nr. 448/1984 in der jeweils geltenden Fassung, zu stellen. Vergleichsweise in Großbritannien ist das Office of Fair Trading (OFT) sowohl für die Vollziehung von Wettbewerbsgesetzen als auch von Verbraucherschutzgesetzen (beispielsweise auch von Bestimmungen in Umsetzung der Richtlinie 2005/29/EG über unlautere Geschäftspraktiken) zuständig.

Zu Z 2 (§ 44 Abs. 5)

Die Änderungen des Bundesgesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb 1984 sollten zugleich mit dem Energie-Versorgungssicherheitsgesetz 2006 in Kraft treten.

Zu Artikel 7

Änderung des Wettbewerbsgesetzes

Zu Art. 7 Z 1 (§ 2 Abs. 1 Z 6 ):

Durch die Ermöglichung einer Antragstellung nach § 14 Abs. 1 zweiter Satz Bundesgesetz gegen den unlauteren Wettbewerb 1984 - UWG, BGBl. Nr. 448, in der jeweils geltenden Fassung, soll die Bundeswettbewerbsbehörde zur Sicherstellung des funktionierenden Wettbewerbs mit einer weiteren sachlich zugehörigen Aufgabe bzw. Befugnis ausgestattet werden. Diese ermöglicht zusätzlich die Erfüllung ihrer Ziele. Die Bundeswettbewerbsbehörde soll daher im Rahmen ihrer Aufsichts- und Überwachungstätigkeit berechtigt sein, in den aufgezählten Fällen Anträge auf Unterlassung gemäß § 14 des Bundesgesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb 1984 zu stellen.

Im Sinne des Zusammenarbeitsgebots der Regulatoren (wie z.B. Energie-Regulator, Telekom-Regulator) und der Bundeswettbewerbsbehörde steht es den Regulatoren offen, entsprechende Anträge bei der BWB anzuregen.

Zu Art. 7 Z 2 bis 4:

Mit diesen redaktionellen Änderungen werden die bisherigen - auf die alte Rechtslage bezogenen - Verweise richtig gestellt.

Zu Art. 7 Z 1 (§ 21 Abs. 2):

Die Änderungen des Wettbewerbsgesetzes sollten zugleich mit dem Energie-Versorgungssicherheitsgesetz 2006 in Kraft treten