Erläuterungen

Allgemeiner Teil

I. Hintergrund des Ökostrom-Novellenpakets 2017

Das ÖSG 2012 trat am 1. Juli 2012 in Kraft. Nicht nur Änderungen der Marktsituation aufgrund des drastisch gesunkenen Marktpreises, sondern insbesondere auch Verbesserungsmöglichkeiten, die sich in der operativen Anwendung des ÖSG 2012 ergeben haben, machen eine Novelle des ÖSG 2012 erforderlich. Mit der vorliegenden Novelle wird ein Vorhaben des Arbeitsprogramms der Bundesregierung 2017/18 (Punkt 3.1 „Kleine Ökostromnovelle“) umgesetzt.

Das ÖSG 2012 beruht in seiner Förderstruktur auf den Leitlinien der Gemeinschaft für staatliche Umweltschutzbeihilfen vom 1. April 2008. Die Europäische Kommission hat am 9. April 2014 die neuen Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen beschlossen, welche am 1. Juli 2014 in Kraft traten und eine Gültigkeit bis 31. Dezember 2020 haben. Rz 250 der neuen Leitlinien sieht eine allgemeine Anpassungsfrist bis 1. Jänner 2016 vor: „Die Mitgliedstaaten sollten ihre betreffenden Regelungen, wo erforderlich, ändern um sie spätestens bis zum 1. Januar 2016 mit diesen Leitlinien in Einklang zu bringen.“ Für bestehende, genehmigte Beihilferegelungen für Betriebsbeihilfen für Erneuerbare Energien (und Kraft-Wärme-Kopplung) gibt es jedoch eine Ausnahmeregelung in Abs. 2: „Bestehende Beihilferegelungen (…) müssen nur dann an diese Leitlinien angepasst werden, wenn die Mitgliedstaaten diese verlängern möchten oder nach zehn Jahren oder nach Ablauf der Geltungsdauer des Kommissionsbeschlusses neu anmelden müssen oder Änderungen vornehmen wollen.“ Unter Änderungen werden „neue Beihilfen“ im Sinne des Artikels 1 lit. c der Verordnung (EG) Nr. 659/1999 verstanden. Das sind „alle Beihilfen, also Beihilferegelungen und Einzelbeihilfen, die keine bestehenden Beihilfen sind, einschließlich Änderungen bestehender Beihilfen“.

Mit der vorliegenden Novelle zum ÖSG 2012 werden nur jene Änderungen umgesetzt, bei denen es sich um technische oder administrative Anpassungen im Rahmen des beihilferechtlich genehmigten Fördersystems handelt und die keine Notwendigkeit einer Gesamtanpassung an die neuen Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen auslösen. Eine künftige Neugestaltung des Fördersystems auf Basis der neuen Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen wird damit nicht präjudiziert.

Die Novellen des ElWOG 2010, des GWG 2011 und des E‑ControlG sind im Wesentlichen durch die Bereinigung des Vertragsverletzungsverfahrens Nr. 2015/2075 zu den Richtlinien 2009/72/EG (Elektrizitätsbinnenmarkt-Richtlinie) und 2009/73/EG (Erdgasbinnenmarkt-Richtlinie) indiziert und enthalten darüber hinaus weitere Anpassungen zur besseren Integration erneuerbarer Energieträger, Stärkung der Versorgungssicherheit und Entbürokratisierung für Marktteilnehmer.

Das bestehende KWK-Punkte-Gesetz (KPG) soll zu einem beihilferechtlich genehmigungsfähigen Fördermechanismus für hocheffiziente KWK-Anlagen umgestaltet und dafür in einem ersten Schritt um Verfassungsbestimmungen bereinigt werden.

Mit einem eigenen Bundesgesetz soll das von der Energie-Control Austria derzeit treuhändig verwaltete Sondervermögen für Förderungen auf Grund des Wärme- und Kälteleitungsausbaugesetzes, des KMU-Förderungsgesetzes und des Forschungs- und Technologieförderungsgesetzes umgewidmet werden.

II. Eckpunkte und Inhalt des Novellenpakets

ÖSG 2012

Dem Entwurf liegen neben redaktionellen Änderungen nachstehende Eckpunkte zugrunde:

1. administrative Verbesserungen:

a. Anerkennung von Ökostromanlagen durch den Landeshauptmann nur noch bei rohstoffabhängigen Anlagen (§ 7 ÖSG 2012) – Entbürokratisierung; ansonsten Prüfung der Voraussetzungen durch die OeMAG bei Abschluss des Fördervertrages (§ 15a und § 15b ÖSG 2012) und Aufnahme geförderter Anlagen in ein neu zu etablierendes, von der OeMAG zu führendes Ökostromanlagenregister (§ 37 Abs. 5 ÖSG 2012);

b. Erstreckung der Verfallsfrist für bereits eingereichte und bei der OeMAG gereihte Anträge auf Kontrahierung von drei auf vier Jahre (§ 15 Abs. 5 ÖSG 2012);

c. Präzisierungen bei Herkunftsnachweisen (verpflichtende Registrierung für alle netzbetriebenen Ökostromanlagen in der HKN‑Datenbank; Präzisierungen bei der Datenbank etc.);

d. Anpassung der Investitionszuschüsse an die Verordnung (EU) Nr. 651/2014 der Kommission vom 17. Juni 2014 zur Feststellung der Vereinbarkeit der Artikel 107 und 108 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (neue allgemeine Gruppenfreistellungsverordnung – AGVO) (§ 26 und § 27 ÖSG 2012);

e. Mitwirkung der Länder bei der Erstellung des Ökostromberichtes (§ 52 Abs. 1a ÖSG 2012);

2. Unterstützungsvolumen:

a. Reduktion des Resttopfes von 13 Millionen Euro (im Jahr 2018) auf 12 Millionen Euro ab dem Jahr 2018, wobei der Resttopf nach wie vor degressiv gestaltet bleibt (§ 23 Abs. 3 Z 5 ÖSG 2012);

b. Erhöhung des Unterkontingents für Kleinwasserkraft ab dem Jahr 2018 von 1,5 Millionen Euro auf 2,5 Millionen Euro mit der aus dem Resttopf freigewordenen Million (§ 23 Abs. 3 Z 4 ÖSG 2012);

c. keine Anrechnung neu abgeschlossener Nachfolgetarifverträge gemäß § 17 ÖSG 2012 auf das Unterstützungsvolumen bis zu einem Ausmaß von 5 Millionen Euro pro Jahr für die Jahre 2017 bis 2021; diese Mittel werden kontingentneutral gewährt. Kalkulationsgrundlagen sind der OeMAG offenzulegen. In einer eigenständigen Biogas-Nachfolgetarifverordnung werden neue Nachfolgetarife für Biogasanlagen in vollinhaltlicher Entsprechung mit der bisherigen (notifizierten) Rechtslage geschaffen. Ab 1.1.2018 soll für neue Biogasanlagen kein zusätzliches jährliches Unterstützungsvolumen mehr zur Verfügung gestellt werden (§ 23 Abs. 3 Z 2 ÖSG 2012);

3. Verkürzung der Errichtungsfrist für Photovoltaikanlagen von bisher 12 Monaten auf 9 Monate (§ 15 Abs. 6 ÖSG 2012). Zudem haben Antragsteller von Photovoltaikanlagen binnen 3 Monaten die Bestellung der Module nachzuweisen, andernfalls der Vertrag als aufgelöst gilt (Anpassung an die AB ÖKO);

4. Erhöhung der Mittel für Investitionszuschüsse für Kleinwasserkraftanlagen von jährlich 16 Millionen Euro auf 20 Millionen Euro und Anpassung der Höchstbeträge an die AGVO (§ 26 ÖSG 2012);

5. Optimierte Förderzuteilung für PV‑Anlagen (Möglichkeit anlagenbezogener Regelungen zur Reihung);

6 Reduktion von Ausgleichsenergiekosten: kurzfristige Regelbarkeit der Einspeisung; Zukauf von Ausgleichsenergie durch die OeMAG;

7. Transparenz: Veröffentlichung von Förderungen ab 500.000 €.

ElWOG 2010

1. Gemeinschaftliche Erzeugungsanlage (§ 16a ElWOG 2010):

a. Ermöglichung der gemeinsamen Nutzung von Erzeugungsanlagen, insbesondere PV‑Anlagen (potenziell auch KWK und andere Technologien) auf Mehrfamilienhäusern und anderen Gebäuden;

b. kein Zwang zur Teilnahme – die erzeugte Energie, Betriebskosten etc. werden zwischen jenen Teilnehmern, die sich dafür entscheiden, vertraglich aufgeteilt;

c. die Erzeugungsanlage wird über einen eigenen Zählpunkt an die Hauptleitung angeschlossen, gemessen wird durch einen Smart Meter oder einen Lastprofilzähler. Der Netzbetreiber ordnet die Erzeugung gemäß den vereinbarten Anteilen der teilnehmenden Verbraucher zu. Der Saldo aus Verbrauch minus Erzeugung und Überschusseinspeisung fließt in die Netzrechnung ein und wird auch dem jeweiligen Lieferanten zur Verfügung gemeldet;

d. nur im Nahebereich des jeweiligen Gebäudes zulässig. Eine Durchleitung von Energie der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage an teilnehmende Berechtigte durch Leitungsanlagen des öffentlichen Verteilernetzbetreibers ist nicht erlaubt;

e. die freie Lieferantenwahl der Teilnehmer wird nicht eingeschränkt;

2. Klarstellung, dass für Kleinsterzeugungsanlagen (Engpassleistung von weniger als 0,8 kW pro Anlage) kein eigener Zählpunkt erforderlich ist und keine Verpflichtungen gemäß § 66 und § 85 ElWOG 2010 bestehen (§ 66a ElWOG 2010);

3. Änderungen zur Abwendung des Vertragsverletzungsverfahrens zur Richtlinie 2009/72/EG (Elektrizitätsbinnenmarkt-Richtlinie):

a. corporate identity des ITO (§ 28 Abs. 4 ElWOG 2010: Klarstellung, dass bei jeglichem Außenauftritt eine Verwechslungsgefahr zwischen ITO und vertikal integriertem Unternehmen ausgeschlossen sein muss);

b. Unabhängigkeit der Unternehmensleitung des ITO (§ 30 Abs. 1 Z 2 ElWOG 2010: Streichung der Frist „3. März 2012“);

c. Unabhängigkeit des Aufsichtsorgans (Streichung von § 31 Abs. 2 zweiter Satz ElWOG 2010 wonach Arbeitnehmervertreter iSd Arbeitsverfassungsgesetzes im Aufsichtsorgan der Muttergesellschaft automatsch die Unabhängigkeitsanforderungen erfüllen);

d. Strafsanktionen (§§ 99 u 104 ElWOG 2010: Überarbeitung der Strafkataloge; Erweiterung der Möglichkeiten zur Verhängung von Geldbußen in Höhe von 10% des im vorausgegangen Geschäftsjahr erzielten Jahresumsatz)

4. Vereinheitlichung der Datenabfrage für das Monitoring des Strommarktes gemäß § 88 Abs. 2 und Abs. 8 ElWOG 2010.

GWG 2011

1. Änderungen zur Abwendung des Vertragsverletzungsverfahrens zur Richtlinie 2009/73/EG (Erdgasbinnenmarkt-Richtlinie):

a. corporate identity des ITO (§ 112 Abs. 4 GWG 2011: Klarstellung, dass bei jeglichem Außenauftritt eine Verwechslungsgefahr zwischen ITO und vertikal integriertem Unternehmen ausgeschlossen sein muss);

b. Unabhängigkeit der Unternehmensleitung des ITO (§ 114 Abs. 1 Z 2 GWG 2011: Streichung der Frist „3. März 2012“);

c. Unabhängigkeit des Aufsichtsorgans (Streichung von § 115 Abs. 2 zweiter Satz GWG 2011 wonach Arbeitnehmervertreter iSd Arbeitsverfassungsgesetzes im Aufsichtsorgan der Muttergesellschaft automatisch die Unabhängigkeitsanforderungen erfüllen);

d. Ernennung des Bilanzgruppenkoordinators (statt Konzession)

E‑ControlG

1. Änderung zur Abwendung des Vertragsverletzungsverfahrens zur Richtlinie 2009/72/EG (Elektrizitäts- und Erdgasbinnenmarkt-Richtlinie) – Rotation der Mitglieder der Leitungsgremien (§ 44 Abs. 2 E‑ControlG);

2. Kompetenzgrundlage zur Umsetzung der TEN‑E‑Verordnung (Verordnung (EU) Nr. 347/2013) sowie von Durchführungsrechtsakten für die E‑Control;

3. Einrichtung eines von der Regulierungsbehörde zu führenden Ladepunkteregisters.

KWK‑Punkte‑Gesetz

Seit 2010 hat eine dramatische Verschlechterung der wirtschaftlichen Situation der KWK-Anlagen durch stark gesunkene Strommarkterlöse in Bezug zu hohen (zumeist Erdgas -)Brennstoffpreisen stattgefunden. Die Rentabilität ist unter Einrechnung der CO₂-Kosten auf insgesamt negative Deckungsbeiträge aus der Stromerzeugung gesunken

Es soll daher der nachhaltige Betrieb aller hocheffizienten KWK‑Anlagen, abgestimmt auf die jeweilige von den Marktbedingungen abhängige wirtschaftliche Situation, sichergestellt werden, um die Versorgung mit Fernwärme aufrecht zu erhalten.

Nach dem im bereits mit BGBl. I Nr. 72/2014 beschlossenen KWK‑Punkte-Gesetz vorgesehenen Fördersystem sollte die Abwicklung der Förderung durch eine KWK‑Branchenorganisation auf Basis von dieser auszuarbeitenden Branchenregeln erfolgen. Der Staat sollte keine Verfügungsgewalt über die auf diese Weise aufgebrachten Mittel haben. Die Europäische Kommission erachtete dieses System für nicht beihilfekompatibel.

Der ursprünglich intendierte Ansatz einer beihilfefreien Unterstützung von KWK‑Anlagen soll folglich durch ein unionsrechtskonformes Förderschema, das in seiner nunmehrigen Ausgestaltung den zwischen 2003 und 2010 geltenden Regelungen ähnlich ist, ersetzt werden.

Hierzu bedarf es zweier Schritte: Zum einen ist das bestehende Gesetz um die – die Branchenorganisation und Branchenregeln betreffenden – Verfassungsbestimmungen zu bereinigen. Zum anderen soll der Entwurf für ein neues Förderschema der Europäischen Kommission zur (Prä-)Notifikation vorgelegt werden, um zu gewährleisten, dass dem Parlament zur weiteren Behandlung und Beschlussfassung ein von der Europäischen Kommission genehmigtes bzw. notifikationsfähiges Gesetzesvorhaben unterbreitet werden kann.

Die im KWK‑Punkte‑Gesetz vorgesehenen Verfassungsbestimmungen werden im Sinne der Rechtsbereinigung entfernt.

Bundesgesetz, mit dem zusätzliche Mittel aus dem von der Energie‑Control Austria verwalteten Sondervermögen bereitgestellt werden

Verwendung des von der Energie‑Control Austria derzeit treuhändig verwalteten Sondervermögens gemäß § 8 KWK‑Gesetz, BGBl. I Nr. 111/2008, und gemäß § 69 ElWOG, BGBl. I Nr. 143/1998, in der Fassung des Bundesgesetzes BGBl. I Nr. 112/2008 („stranded costs“), für Förderungen auf Grund des Wärme- und Kälteleitungsausbaugesetzes, des KMU‑Förderungsgesetzes und des Forschungs- und Technologieförderungsgesetzes sowie zur Abdeckung künftiger Aufwendungen aus nicht-regulatorischen Aufgaben der Energie‑Control Austria.

III. Kompetenzrechtliche Grundlagen:

Der Bund kann sich bei den einzelnen Vorhaben auf folgende Kompetenztatbestände stützen:

Art. 10 Abs. 1 Z 4 (Bundesfinanzen); Art. 10 Abs. 1 Z 6 B‑VG (Zivilrechtswesen); Art. 10 Abs. 1 Z 8 B‑VG (Angelegenheiten des Gewerbes und der Industrie), Art. 10 Abs. 1 Z 10 B‑VG (Wasserrecht; Normalisierung und Typisierung elektrischer Anlagen und Einrichtungen, Sicherheitsmaßnahmen auf diesem Gebiet; Art. 12 Abs. 1 Z 5 B‑VG Elektrizitätswesen, soweit es nicht unter Art. 10 fällt. Die auf diesem Kompetenztatbestand basierenden Bestimmungen sind gemäß Art. 12 Abs. 2 B‑VG als solche ausdrücklich bezeichnet); Art. 17 (Privatwirtschaftsverwaltung). Darüber hinaus wird für alle Bestimmungen, die keiner Bundeskompetenz zuzuordnen sind, eine im Verfassungsrang stehende Kompetenzdeckungsklausel statuiert oder sie sind als „Verfassungsbestimmung“ ausgewiesen.

Besonderer Teil

Zu Artikel 1 – Novelle des ÖSG 2012

Zu § 1:

Die im Ökostromgesetz 2012 geregelte Materie ist über weite Teile dem Kompetenztatbestand des Art. 12 Abs. 1 Z 5 B‑VG (Elektrizitätswesen) zuzuordnen. Daher können die im ÖSG 2012 enthaltenen Regelungen nur unter Schaffung einer Kompetenzdeckungsklausel als unmittelbar anwendbares Bundesrecht beschlossen werden. Die bereits bisher in § 1 ÖSG 2012 enthaltene Kompetenzdeckungsklausel bietet lediglich für die Erlassung, Aufhebung und Vollziehung der Bestimmungen des Ökostromgesetzes 2012 in der jeweiligen Fassung eine ausreichende kompetenzrechtliche Grundlage. Änderungen dieses Bundesgesetzes sind jedoch davon nicht gedeckt. Für die Novellierung der im Ökostromgesetz 2012 enthaltenen Bestimmungen ist daher die Schaffung einer geeigneten kompetenzrechtlichen Grundlage durch Neuerlassung der Kompetenzdeckungsklausel erforderlich, die bewirkt, dass auch die in der Novelle enthaltenen Änderungen von der Kompetenzdeckungsklausel erfasst sind.

Zu Z 3:

Aufgrund der mit der XXV. Regierungsperiode vollzogenen Änderungen der Ministerialzuständigkeiten wird die Bezeichnung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und Jugend im gesamten ÖSG 2012 durch die Bezeichnung „Bundesminister für Wissenschaft, Forschung und Wirtschaft“ ersetzt.

Zu § 5 Abs. 1 Z 5, Z 17, Z 19, Z 20 und Z 26b:

Die Anerkennung von Ökostromanlagen hat zukünftig nur noch bei rohstoffabhängigen Anlagen durch den Landeshauptmann mittels Bescheid zu erfolgen (siehe dazu auch die Erläuterungen zu § 7). Für alle anderen Ökostromtechnologien erfolgt eine Prüfung der Voraussetzungen durch die Ökostromabwicklungsstelle vor Abschluss des Fördervertrages (§ 15a und § 15b) sowie eine Aufnahme geförderter Anlagen in ein neu zu etablierendes, von der OeMAG zu führendes Ökostromanlagenregister (§ 37 Abs. 5). Eine entsprechende Anpassung der Begriffsbestimmungen ist daher erforderlich.

Zu § 5 Abs. 1 Z 12:

Bei der OeMAG kommt es im operativen Ablauf immer wieder zu Anfragen und Problemfällen, ob bei Photovoltaikanlagen die Modulspitzenleistung oder die Leistung des Wechselrichters als Engpassleistung heranzuziehen ist. Es erfolgt nunmehr eine Präzisierung in der Begriffsbestimmung, die der bisher geübten Praxis der OeMAG entspricht.

Zum Entfall von § 5 Abs. 1 Z 33:

§ 5 Abs. 2 verweist für all jene Begriffe, die im ÖSG 2012 nicht explizit definiert werden, auf die Begriffsbestimmungen des ElWOG 2010 und des KWK‑Gesetzes. Die Definition des Zählpunktes im ÖSG 2012 wird klarstellend gestrichen und gemäß § 5 Abs. 2 auf jene des ElWOG 2010 verwiesen.

Zu § 7:

Bisher waren alle Ökostromanlagen gemäß § 7 Abs. 1 ÖSG 2012 über Antrag des Betreibers vom Landeshauptmann jenes Landes, in dem sich die Ökostromanlage befindet, als Ökostromanlage, Mischfeuerungsanlage oder Hybridanlage anzuerkennen. Diese Anerkennung als Ökostromanlage bildete eine Voraussetzung für die Antragstellung auf Ökostromförderung bei der OeMAG, obwohl die Antragsteller gemäß § 15 Abs. 3 ÖSG 2012 ohnehin beim Antrag auf Vertragsabschluss über die Kontrahierung von Ökostrom bei der OeMAG sämtliche Nachweise, die auch für den Antrag auf Anerkennung als Ökostromanlage vorzulegen waren, in Vorlage zu bringen hatten.

Um hier zukünftig Doppelgleisigkeiten zu vermeiden sowie zum Abbau unnötigen Verwaltungsaufwandes und zur administrativen Vereinfachung für die Antragsteller wird diese Antrags- und Genehmigungspflicht nur noch für rohstoffabhängige Anlagen (feste Biomasse einschließlich Deponiegas, flüssige Biomasse einschließlich Klärgas sowie Biogas) vorgesehen. Für alle anderen Anlagenkategorien (Wind, Wasserkraft, Photovoltaik, Geothermie) erfolgt eine Prüfung der Voraussetzungen nur noch durch die OeMAG bei Antragstellung auf Kontrahierung und Abschluss des Fördervertrages (§ 15a und § 15b). Darüber hinaus hat die OeMAG alle neuen Anlagen in ein neu zu etablierendes Ökostromanlagenregister aufzunehmen (§ 37 Abs. 5).

Zu § 10 Abs. 12 und Abs. 14 sowie § 11 Abs. 2:

Die Änderungen dienen der besseren Handhabe der Herkunftsnachweisdatenbank sowie der exakteren Festlegung der Preise für Herkunftsnachweise in der Verordnung gemäß § 10 Abs. 12 ÖSG 2012.

Der operative Ablauf bei der E‑Control hat in den letzten Jahren gezeigt, dass aufgrund mangelnder Markttransparenz ein Einblick in die tatsächlichen Preise für Herkunftsnachweise nur erschwert möglich ist. Eine Akzeptanz von Herkunftsnachweisen am Markt kann jedoch nur erreicht werden, wenn deren Preise die tatsächliche Preiswahrheit abbilden. Zu diesem Zwecke werden einerseits die Marktteilnehmer verpflichtet, der E‑Control auf Nachfrage wahrheitsgemäße Angaben zu den Preisen von Herkunftsnachweisen zu machen. Andererseits wird die Ökostromabwicklungsstelle verpflichtet, ihr vorliegende Daten unter anderem der E‑Control zur besseren Administration und Abwicklung der Herkunftsnachweisdatenbank zur Verfügung zu stellen, ohne die Richtigkeit dieser Daten inhaltlich prüfen zu müssen.

Für die Erfüllung der Verpflichtungen im Zusammenhang mit Herkunftsnachweisen für Ökostrom gemäß § 10 ist die E‑Control auf Informationen der Anlagenbetreiber angewiesen. Schwierigkeiten bestanden bisher insbesondere in jenen Fällen, in denen Ökostromanlagen Energie zum Marktpreis einspeisen und in keinem Kontrahierungsverhältnis mit der OeMAG stehen. Um der E‑Control den Nachweis und die Überprüfbarkeit der Richtigkeit der Angaben in der Herkunftsnachweisdatenbank zu ermöglichen, werden Anlagenbetreiber nunmehr verpflichtet, ihre Ökostrom- bzw. Biogasanlage in der Herkunftsnachweisdatenbank der E‑Control zu registrieren und diese mittels Netzzugangsvertrages zu belegen. Der E‑Control wird zudem das Recht eingeräumt, im Bedarfsfall und zur Überprüfung der übermittelten Informationen weitere relevante Daten und Unterlagen nachzufordern. In Zweifelsfällen soll die Übereinstimmung mit den gesetzlichen bzw. europarechtlichen Vorgaben in einem Bescheidverfahren durch die E‑Control geprüft werden.

Zu § 12 Abs. 2 Z 8:

Es erfolgt – analog zu der bereits durch die Kraftstoffverordnung 2012, BGBl. II Nr. 398/2012 idF BGBl. II Nr. 259/2014, für Biokraftstoffe erfolgten Umsetzung des Art. 17 Abs. 2 der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG, ABl. Nr. L 140 vom 05.06.2009 S. 16, in der Fassung der Richtlinie 2013/18/EU, ABl. L 158 vom 10.06.2013 S. 230 – eine Klarstellung (über die bereits erfolgten Umsetzungsschritte hinaus), dass Anlagen auf Basis von flüssigen Biobrennstoffe nur dann eine Förderung mit Einspeisetarifen erhalten können, wenn sie den Nachhaltigkeitskriterien und Zielwerten für die Minderungsquoten der Lebenszyklustreibhausgasemissionen bei Anlagen auf Basis flüssiger Biobrennstoffe gemäß Art. 17 Abs. 2 der Richtlinie 2009/28/EG entsprechen.

Zu § 15 Abs. 2:

Es erfolgt eine legistische Anpassung an die bei der OeMAG seit Jahren geübte Praxis, wonach die Antragstellung auf Kontrahierung zu Einspeisetarifen nur noch im Rahmen des von der OeMAG zur Verfügung gestellten Onlineantragssystems erfolgen kann. Weiters erfolgt eine Klarstellung, dass die allgemeinen Bedingungen der Ökostromabwicklungsstelle (AB ÖKO) den gesetzlichen Bestimmungen nicht widersprechen dürfen.

Zu § 15 Abs. 3 letzter Satz:

Auch hier erfolgt eine legistische Anpassung an die bei der OeMAG seit Jahren geübte Praxis, wonach die OeMAG jene Anträge auf Kontrahierung (insbesondere bei Anträgen von PV-Anlagenbetreibern), die keinen Platz mehr im Kontingent finden, keiner inhaltlichen Prüfung unterzieht. Da dies aus administrativen Effizienzgründen nachvollziehbar und sinnvoll ist, erfolgt nunmehr eine Klarstellung im Gesetz.

Zu § 15 Abs. 5 letzter Satz:

Die Marktsituation (starker Marktpreisverfall) führte in den letzten Jahren dazu, dass weniger Ökostromanlagenprojekte in den einzelnen Kontingenten Platz finden können. Dadurch haben sich sowohl bei Wind- als auch bei Kleinwasserkraftanlagenprojekten sowie rohstoffabhängigen Anlagen lange Wartelisten gebildet, die teilweise bis ins Jahr 2020 und darüber hinaus reichen. Um bei den Projekten, deren Antrag auf Kontrahierung gemäß der bisherigen gesetzlichen Regelung nach Ablauf des dritten Folgejahres verfallen würde, die in Millionenhöhe bestehenden Planungskosten nicht zur Gänze zu frustrieren, soll diese Frist auf 4 Jahre verlängert werden. Abweichend von der allgemeinen Regel des § 15 Abs. 5 erster Satz gelten für Anlagen, die länger als drei Jahre gereiht sind, nicht mehr die Konditionen zum Zeitpunkt der Antragstellung, sondern die aktuellen (letztverfügbaren) Tarife und Bedingungen.

Zu § 15 Abs. 6 erster Satz:

Auch hier erfolgt eine legistische Anpassung an die Allgemeinen Bedingungen der Ökostromabwicklungsstelle (AB ÖKO):

In den letzten Jahren kam es in jenen Konstellationen, in denen ein sehr hoher Einspeisetarif verordnet wurde (und damit insbesondere bei Photovoltaikanlagen), zu einem „Run“ auf eine Förderung in Form von zahllosen Anträgen bei der Ökostromabwicklungsstelle (unter teilweisem Absturz der Antragswebsite und Verschieben des Antragszeitpunkts auf einen anderen Termin). Dennoch wurden in weiterer Folge nicht alle Photovoltaikanlagen binnen 12 Monaten errichtet. Diese blockierten das System und machten es Anlagenbetreibern mit nachgereihten Anträgen unmöglich, doch noch einen Vertrag zu Einspeisetarifen bei der OeMAG zu erhalten. Mit der nunmehrigen Regelung, binnen drei Monaten nach Annahme des Förderantrages durch die OeMAG einen Nachweis über die Bestellung der Photovoltaikmodule vorlegen zu müssen, werden Antragsteller dazu angehalten, der Anlagenerrichtung zeitgerecht nachzukommen und damit das Förderkontingent bestmöglich zu nutzen. Sollte die Anlage binnen neun Monaten doch nicht errichtet werden, besteht für in der Warteschleife befindliche Antragsteller immer noch die Möglichkeit, ihre Anlage zu errichten und in den Genuss eines Kontrahierungsvertrages zu kommen, ohne gezwungen zu sein, beim nächsten Antragstermin neuerlich einen Antrag auf Förderung stellen zu müssen. Diese Maßnahme führt damit zu einer gerechteren und gleichmäßigeren Verteilung der vorhandenen Fördermittel auf die Antragsteller.

Zu § 15 Abs. 7:

Bei der Vergabe von Fördermitteln für Photovoltaikanlagen soll vor dem Hintergrund der erfahrungsgemäß starken Nachfrage (vgl. die vorstehenden Erläuterungen zu § 15 Abs. 6 erster Satz) die Möglichkeit geschaffen werden, neben dem reinen „first come – first served“-Prinzip eine Reihung nach qualitativen Kriterien vorzunehmen, beispielsweise in Gestalt einer Priorisierung von Photovoltaikanlagen in Kombination mit einer Speicheranlage oder nach dem Umfang der angegebenen Eigenversorgung. Durch die Optierung von Anlagenanteilen zur Eigenversorgung (z.B. 30 % der beantragten Peak‑Leistung) wird es Betreibern ermöglicht, ihren Antrag vor jene Antragsteller zu reihen, die einen geringeren Anteil zur Eigenversorgung widmen. Die Anwendung des „first come – first served“-Prinzips wird diesfalls auf die Anträge innerhalb einer Eigenversorgungs-Kategorie (z.B. 10‑20 %) beschränkt. Die Abnahme und Vergütung von Ökostrom hat hinsichtlich jenes Energieanteils, der über das kontrahierte Volumen hinaus gehend in das öffentliche Netz abgegeben wird, zum Preis gemäß § 13 Abs. 3 (Marktpreis abzüglich Ausgleichsenergieaufwendungen) zu erfolgen. Ansonsten ist der jeweilige Einspeisetarif zu vergüten. Hinsichtlich des Anteils, der der Eigenversorgung dient, sind die Anlagen nicht dem Unterstützungsvolumen zuzurechnen.

Zu § 15a und § 15b:

Da gemäß § 7 nur noch rohstoffabhängige Anlagen einer Genehmigung durch den Landeshauptmann bedürfen, alle anderen Anlagenkategorien (Wind, Wasser, Photovoltaik, Geothermie) jedoch nur noch einer Prüfung durch die OeMAG bei Antragstellung auf Kontrahierung unterzogen werden, bedarf es einer näheren Präzisierung, welche Angaben Anlagenbetreiber bei Antragstellung auf Kontrahierung gegenüber der OeMAG zu machen haben. In Analogie zu den in § 8 vorzulegenden Unterlagen haben Anlagenbetreiber von rohstoffunabhängigen Anlagen, die bisher beim Amt der Landesregierung vorgelegten Dokumente nunmehr der OeMAG vorzulegen. Weiters wird durch § 15b sichergestellt, dass ein Vertrag über die Kontrahierung von der OeMAG nur bei Vorliegen bestimmter Unterlagen und Angaben, welche in weiterer Folge in die Vertragsurkunde aufzunehmen sind, abgeschlossen werden darf. Unter den Angaben über den rechtmäßigen Betrieb der Anlage (Abs. 1 Z 1) ist die Vorlage der für die Errichtung und den Betrieb behördlich erteilten Genehmigungen und Bewilligungen zu verstehen. Die genaue Bezeichnung des Zählpunktes (Abs. 1 Z 6) beinhaltet jedenfalls die Angabe jenes Zählpunktes, über den die erzeugte Strommenge tatsächlich physikalisch in das öffentliche Netz eingespeist wird. Im Fall des Vorliegens von virtuellen Zählpunkten sind diese zusätzlich in die Angaben aufzunehmen.

Zu § 16 Abs. 1:

Zur administrativen Vereinfachung für die OeMAG soll es seitens der OeMAG nach Ablauf des 20. Betriebsjahres keiner aktiven Handlung bedürfen, um die Kontrahierungsverträge aufzulösen. Diese gelten nach Ablauf des 20. Betriebsjahres automatisch als aufgelöst. Da im Ökostromanlagenregister gemäß § 37 Abs. 5 alle Anlagen erfasst sind, die mit der OeMAG über einen aufrechten Vertrag verfügen oder verfügt haben, wird gleichzeitig festgehalten, dass das Ende des Kontrahierungsvertrages keine Auswirkungen auf die Zugehörigkeit der Anlage zum Ökostromanlagenregister hat.

Zu § 17 Abs. 1 zweiter Satz:

Das Arbeitsprogramm der Österreichischen Bundesregierung für die Jahre 2013 bis 2018 sieht unter dem Kapitel „Erneuerbare Energien/Ökostrom/Förderungen“ die „Sicherung von bestehenden, hocheffizienten, wärmegeführten Biogasanlagen der 2. Generation (Schwerpunkt Reststoffverwertung) durch Nachfolgetarife“ vor; auch das Arbeitsprogramm der Bundesregierung 2017/18 bekennt sich zur Förderung bestehender, hocheffizienter, wärmegeführter Biogasanlagen. In der Ökostrom-Nachfolgetarifverordnung 2017 werden dem Regierungsprogramm entsprechende Nachfolgetarife festgelegt.

Da das gemäß § 23 Abs. 3 Z 2 festgelegte zusätzliche jährliche Unterstützungsvolumen für feste und flüssige Biomasse sowie Biogas jedoch für die kommenden Jahre mit bereits beantragten Projekten blockiert ist, bedarf es zur Realisierung der „Sicherung von bestehenden hocheffizienten, wärmegeführten Biogasanlagen der 2. Generation“ einer kontingentunabhängigen Annahme von Nachfolgetarifanträgen durch die OeMAG, für die Mittel in der Höhe von jährlich 5 Millionen Euro für einen Zeitraum von 5 Jahren bis Ende 2021 bereitgestellt werden. Eine Übertragung nicht ausgeschöpfter Mittel („banking“) ist ebenso möglich wie ein Vorziehen künftiger Mittel („borrowing“) im Ausmaß eines halben Jahresunterstützungsvolumens. Die Berechnung des Kontingents erfolgt gemäß § 23 Abs. 5.

Zu § 17 Abs. 3:

Für Biogasanlagen, die die in den Erläuterungen zu § 17 Abs. 1 zweiter Satz beschriebenen Mittel in Anspruch nehmen wollen, soll die Beantragung frühestens 12 Monate vor Ablauf ihres bestehenden Vertrages mit der Ökostromabwicklungsstelle möglich sein; auch für sie gilt bei Erschöpfung der genannten Mittel die in § 15 Abs. 5 genannte Verfallsfrist von (nunmehr) vier Jahren.

Zu § 17 Abs. 5:

Zugleich mit der Bereitstellung zusätzlicher Mittel für Biogasanlagen ist eine Offenlegungsverpflichtung der Anlagenbetreiber gegenüber der Ökostromabwicklungsstelle vorzusehen. Diese umfasst sämtliche innerbetrieblichen Grundlagen der Kostenkalkulation, insbesondere Bezugsverträge für Rohstoffe und Wärmeabgabeverträge, und soll dem zuständigen Bundesminister ermöglichen, im Falle erheblicher Abweichungen von den der Nachfolgetarif-Verordnung zugrunde liegenden Kosten die Tarife unter Bedachtnahme auf die tatsächlichen Kosten entsprechend anzupassen.

Zu § 18 Abs. 1:

Die Regelung dient dem Zweck der Minimierung von Ausgleichsenergiekosten und soll eine Einspeisung von Energie in das öffentliche Netz durch erneuerbare Energieträger, die aufgrund des Einspeisevorrangs stets zur Einspeisung befugt sind, bei Abweichungen der tatsächlichen Erzeugung von der Prognose (Fahrpläne) reduzieren oder verhindern. Als kurzfristig ist eine Reduktion oder Unterbrechung von höchstens einer oder wenigen Stunden anzusehen. Nähere Regelungen hierzu können in den Allgemeinen Bedingungen der Ökostromabwicklungsstelle vorgesehen werden.

Zu § 18 Abs. 1a und 1b:

Mit den vorgeschlagenen Änderungen soll die Abwicklung der Abnahme und Vergütung von Ökostrom aus Anlagen(teilen), deren tatsächlich installierte Leistung die vertraglich vereinbarte Engpassleistung überschreitet, abgeändert werden. Bisher waren solche Anlagen(teile) bei der Vergütung auf Basis ihrer tatsächlich installierten Leistung zum Preis gemäß § 13 Abs. 3 (Marktpreis abzüglich Ausgleichsenergieaufwendungen) abzurechnen. Mit den vorgeschlagenen Änderungen werden nunmehr auf Basis einer viertelstundenscharfen Messung die aus den Anlagen(teilen) bis zur vertraglich vereinbarten Engpassleistung erzeugten Ökostrommengen zum Einspeise- bzw. Nachfolgetarif, die darüber hinaus gehenden Mengen zum Preis gemäß § 13 Abs. 3 abzurechnen sein.

Für Anlagen ohne Lastprofilzähler kann in den Allgemeinen Bedingungen der Ökostromabwicklungsstelle beispielsweise die widerlegbare Vermutung festgelegt werden, dass bei signifikant erhöhten gemessenen Einspeisemengen (etwa bei einem bestimmten prozentuellen Anteil über den Volllaststunden gemäß § 23 Abs. 5) der relevante Leistungswert eingehalten wurde und die in das öffentliche Netz abgegebene Ökostrommenge zum anwendbaren Einspeisetarif, darüber hinausgehende Energiemengen zum Preis gemäß § 13 Abs. 3 zu vergüten sind. Könnte diesfalls der Betreiber der Ökostromabwicklungsstelle gegenüber nachweisen, dass die gemessene Einspeisemenge trotz Einhaltung der relevanten Leistung erreicht wurde, wäre die Vergütung zum Einspeisetarif entsprechend nachzuzahlen.

Zu § 20 Abs. 2 Z 6:

Dies dient der Behebung eines redaktionellen Fehlers, da sich der Verweis auf § 25 ElWOG auf das Elektrizitätswirtschafts- und –organisationsgesetz, BGBl. I Nr. 143/1998 bezieht, das mit Erlassung des ElWOG 2010 außer Kraft trat. Nunmehr erfolgt der Verweis auf die entsprechenden Paragraphen im ElWOG 2010.

Zu § 22 Abs. 1 und 6:

Es wird klargestellt, dass die Betriebskostenbasis des Jahres 2006 nicht zu indexieren ist.

Zu § 23 Abs. 3:

Bisher entfiel gemäß § 23 Abs. 3 Z 5 ÖSG 2012 ein degressiver, für Neuabschlüsse im jeweiligen Jahr vorgesehener Betrag von 19 Millionen Euro (rechnerisches Kontingent) auf den sogenannten Resttopf, wobei sich dieser Betrag bis 2022 jährlich um 1 Million Euro verringert. Der Resttopf beträgt somit im Jahr 2017 14 Millionen Euro und steht jenen Wind- und Wasserkraftanlagen zur Verfügung, die – aufgrund der Ausschöpfung des für sie jährlich zu Verfügung stehenden zusätzlichen Unterstützungsvolumens gemäß § 23 Abs. 3 ÖSG 2012 – keinen Vertrag mit der OeMAG mehr abschließen konnten. In den Jahren 2012 bis 2015 wurde ein beträchtlicher Teil der Mittel aus diesem Resttopf von Windkraftanlagen ausgeschöpft, eine Veränderung für das Jahr 2016 ist nicht zu beobachten. Aus diesen Gründen wird der Resttopf ab dem 1. Jänner 2018 (vgl. § 57a Abs. 2) um 1 Million auf 12 Millionen (degressiv) reduziert und die übrige 1 Million dem Unterkontingent der Kleinwasserkraft zugeteilt.

Darüber hinaus wird in Z 2 das bisher für feste und flüssige Biomasse sowie Biogas zur Verfügung gestellte zusätzliche jährliche Unterstützungsvolumen ab dem 1. Jänner 2018 auf feste und flüssige Biomasse eingeschränkt.

Zu § 26 Abs. 2, Abs. 3 und Abs. 6:

Die neuen Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen, welche am 1. Juli 2014 in Kraft traten, sehen die Förderung von Ökostromanlagen durch Betriebsbeihilfen nur noch in Ausnahmefällen vor. Vielmehr soll der Ausbau erneuerbarer Energien durch die Gewährung von Investitionsbeihilfen weiter forciert werden.

Um diese EU-beihilferechtlichen Vorgaben in Österreich schrittweise umsetzen zu können, wird bereits in dieser Novelle des ÖSG 2012 vermehrt auf die Bereitstellung von Mitteln für Investitionsbeihilfen gesetzt und werden die jährlichen Mittel für Investitionszuschüsse für Kleinwasserkraftanlagen von 16 Millionen Euro auf 20 Millionen Euro aufgestockt. Gleichzeitig erfolgt unter Berücksichtigung der neuen Allgemeinen Gruppenfreistellungsverordnung (AGVO) eine Erhöhung der Höchstbeträge.

Zu § 26 Abs. 3 und § 27 Abs. 3:

Es erfolgt eine Anpassung an die neue Allgemeine Gruppenfreistellungsverordnung (AGVO), wonach gemäß Art. 41 Abs. 7 maximal 45 % der beihilfefähigen Kosten (das sind die Investitionsmehrkosten, die für die Förderung der Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen erforderlich sind) mittels Investitionsbeihilfen gefördert werden dürfen. Klargestellt wird auch, dass weitere Zuschläge insb. nach Art. 41 Abs. 8 und 9 AGVO unbeschadet der Höchstgrenze anwendbar sind.

Zu § 37 Abs. 4:

Die OeMAG wird ausdrücklich dazu ermächtigt, mit Marktteilnehmern außerhalb der Ökobilanzgruppe Verträge abzuschließen, mit denen diese zur Änderung der Einspeisung auf Anforderung der Ökostromabwicklungsstelle gegen angemessene Vergütung verpflichtet werden. Dies soll der OeMAG die Möglichkeit gewähren, notwendige Vorkehrungen zur Minimierung von Aufwendungen für Ausgleichsenergie vornehmen zu können.

Zu § 37 Abs. 5:

Um die für die Fördervergabe erforderlichen Daten bereitzustellen und für rohstoffunabhängige Anlagen das landesbehördliche Genehmigungsverfahren abschaffen zu können (vgl. die Erläuterungen zu § 7), wird bei der OeMAG ein Ökostromanlagenregister eingerichtet. In diese Datenbank sind alle Anlagen, die über einen aufrechten Vertrag zur OeMAG verfügen, einzuspeisen.

Zu § 40 Abs. 1a:

Für die Festlegung von Einspeisetarifen mit Verordnung gemäß § 19 sollen dem zuständigen Bundesminister sowie der E-Control (im Hinblick auf die Beiziehung als Sachverständige gemäß § 18 Abs. 6) die erforderlichen Auskunfts- und Einsichtsrechte eingeräumt werden.

Zu § 45 Abs. 4 Z 1, § 45 Abs. 5 und § 50 Abs. 3:

Die für die Gewährung von Förderungen nach dem KWK-Gesetz, BGBl. I Nr. 111/2008, erforderlichen Mittel, werden seit Inkrafttreten der Novelle BGBl. I Nr. 72/2014 idF BGBl. I Nr. 27/2015 mit 1. Februar 2015 gemäß § 10 KWK‑Gesetz durch die KWK‑Pauschale aufgebracht. Die Einnahmen aus der Ökostrompauschale müssen die Aufwendungen aus dem KWK‑Gesetz daher nicht mehr abdecken.

Zu § 47 Abs. 1 und § 48 Abs. 3:

Mit diesen Anpassungen wird klargestellt, dass den Netzbetreibern die ordnungsgemäße Verrechnung der Ökostrompauschale und des Ökostromförderbeitrags obliegt und nicht bloß die tatsächlich vereinnahmten, sondern die gesetzlich vorgesehenen Mittel an die Ökostromabwicklungsstelle weiterzugeben sind.

Zu § 51a:

Rz. 104ff der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen sowie Art. 9 iZm Anhang III der Allgemeinen Gruppenfreistellungsverordnung (AGVO) verpflichten die Mitgliedstaaten ab 1. Juli 2016 eine ausführliche Beihilfe-Website einzurichten, auf der alle Einzelbeihilfen, die über 500 000 Euro liegen veröffentlicht werden. Da der OeMAG die geforderten Daten einerseits vorliegen und diese andererseits bereits seit Jahren eine entsprechende Website betreibt, ist die Übertragung der geforderten Verpflichtungen an die OeMAG die kostengünstigste und einfachste Variante.

Unter „Tabellenkalkulationsformat“ sind Dateienformate wie etwa CSV oder XML zu verstehen.

Zu § 52 Abs. 1a:

Ziel dieser Regelung ist einerseits der E-Control die Erstellung des Ökostromberichtes gemäß § 52 Abs. 1 ÖSG 2012 zu erleichtern. Andererseits soll zukünftig ein Abgleich zwischen Bundes- und Landeszielen ermöglicht werden. Dadurch wird gewährleistet, Differenzen in diesen Zielen aufzuzeigen, um so die in § 4 ÖSG 2012 vorgesehen Ziele besser erreichen zu können. Gleichzeitig sollen diese Informationen dazu dienen zukünftig ungewollte Doppelförderungen zu vermeiden und Bund und Ländern entsprechende Rückmeldungen geben zu können.

Unter „sämtlichen Daten“ sind sämtliche den Bundesländern vorliegenden Informationen zu Förderprogrammen im Bereich „Strom aus Erneuerbaren Energien“ zu verstehen. Dies umfasst sowohl direkte Unterstützungen für z.B. PV‑Anlagen oder Speicher, als auch zusätzliche Fördermittel für bestehenden Anlagen, wie z.B. Fördermittel für Fischaufstiegshilfen.

Unter „sonstigen Angaben“ sind Informationen zu Ausbauplänen, Länderzielen, Projekten usw. im Bereich der Erneuerbaren Energien sowie deren Änderungen zu verstehen. Dies inkludiert Änderungen in Flächenwidmungsplänen, welche sich direkt auf das Ausbaupotential einzelner Technologien auswirken (z.B. expliziter Ausschluss von Flächen für die Windkraft). Darüber hinaus soll wirtschaftlich hinterlegt werden, wie die Ausbaupläne und Ziele auf Landesebenen erreicht werden sollen, wobei vor allem jene Mittel abseits der Bundesförderung (welche nicht von den Ländern gesteuert werden können und somit keinen direkten Beitrag zur Zielerreichung leisten) dargestellt werden sollen.

Zu § 55 Abs. 3:

Mit der Erweiterung des Verwaltungsstrafkatalogs sollen Verstöße gegen die Verpflichtung zur Einhebung der Ökostrompauschale durch den Netzbetreiber verwaltungsstrafrechtlich sanktioniert werden können.

Zu § 57a Abs. 3:

Die in § 17 Abs. 1 genannten Mittel stehen für die Kontrahierung von Biogasanlagen, deren bisheriger Einspeisetarifvertrag ab dem 1.1.2017 ausläuft, zum jeweils anwendbaren Nachfolgetarif zur Verfügung. Eine Vergütung kann erst frühestens ab dem 1.7.2017 erfolgen.

Zu Artikel 2 – Novelle des ElWOG 2010

Zum Inhaltsverzeichnis:

Es erfolgen Ergänzungen des Inhaltsverzeichnisses aufgrund der mit der gegenständlichen Novelle eingefügten neuen Paragraphen.

Zu § 1:

Die im ElWOG 2010 geregelte Materie ist über weite Teile dem Kompetenztatbestand des Art. 12 Abs. 1 Z 5 B‑VG (Elektrizitätswesen) zuzuordnen. Daher können die im ElWOG 2010 enthaltenen Regelungen nur unter Schaffung einer Kompetenzdeckungsklausel als unmittelbar anwendbares Bundesrecht beschlossen werden. Die bereits bisher in § 1 ElWOG 2010 enthaltene Kompetenzdeckungsklausel bietet lediglich für die Erlassung, Aufhebung und Vollziehung der Bestimmungen des ElWOG 2010 in der jeweiligen Fassung eine ausreichende kompetenzrechtliche Grundlage. Änderungen dieses Bundesgesetzes sind jedoch davon nicht gedeckt. Für die Novellierung der im ElWOG 2010 enthaltenen Bestimmungen ist daher die Schaffung einer geeigneten kompetenzrechtlichen Grundlage durch Neuerlassung der Kompetenzdeckungsklausel erforderlich, die bewirkt, dass auch die in der Novelle enthaltenen Änderungen von der Kompetenzdeckungsklausel erfasst sind. Neu in den Katalog der von der Kompetenzdeckungsklausel erfassten Bestimmungen aufgenommen werden § 18a und § 88 Abs. 2 (siehe die Erläuterungen zu § 88).

Zu § 7 Abs. 1 Z 23a, Z 24a, Z 66a und Z 83a:

Die Begriffsbestimmungen dienen der Präzisierung und Klarstellung des Konzepts der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen gemäß § 16a.

Zu § 7 Abs. 1 Z 32a:

Bei Kleinsterzeugungsanlagen handelt es sich um eine oder mehrere Erzeugungsanlagen, deren Engpassleistung in Summe weniger als 0,8 kW pro Anlage eines Netzbenutzers beträgt. Bei diesen Anlagen ist davon auszugehen, dass die erzeugte Energie in der Regel überwiegend vom Netzbenutzer verbraucht wird und eine Einspeisung ins öffentliche Netz nur in eingeschränktem Ausmaß stattfindet. Für solche Anlagen muss daher kein eigener Zählpunkt eingerichtet werden (vgl. § 66a).

Zu § 7 Abs. 1 Z 58:

Durch die Änderung der Definition des Begriffs „Primärregelung“ soll der potentielle Teilnehmerkreis von Anlagen, die Primärregelenergie bereitstellen, erweitert werden.

Zu § 7 Abs. 1 Z 83:

Straßenbahnanlagen unterliegen bundesrechtlichen sicherheitstechnischen Vorgaben (vgl. insb. § 23 f Straßenbahnverordnung 1999), die eine Mehrzahl von Zählpunkten zwingend erforderlich machen. Für diese Fälle wird nunmehr klargestellt, dass die entsprechenden Mehrfachanspeisungen für Abrechnungszwecke zu saldieren sind, womit es bei der Zahlungspflicht je Straßenbahnanlage bleibt.

Zu § 16a:

Derzeit bestehen insbesondere in Ballungszentren sehr große, bisher ungenutzte Dachflächen, die ein hohes Potential für eine Nutzung durch Erzeugungsanlagen auf der Basis erneuerbarer Energieträger, namentlich Photovoltaikanlagen, aufweisen. Während im Bereich der Einfamilienhäuser und gewerblichen Objekte Photovoltaikanlagen bereits bisher relativ problemlos errichtet werden konnten, standen der Errichtung von Photovoltaikanlagen auf Dächern von Mehrfamilienhäusern und insbesondere auf Dächern von Wohnungseigentumsobjekten die rechtlichen Rahmenbedingungen des ElWOG 2010 zum Verteilernetz entgegen. Mit der Einführung von § 16a ElWOG 2010 sollen allgemeine Voraussetzungen geschaffen werden, auch in Mehrfamilienhäusern gemeinschaftliche Energieerzeugungsanlagen (Photovoltaikanlagen, KWK-Anlagen etc.) bauen und über eine Gruppe teilnehmender Endverbraucher unabhängig von der wohnrechtlichen Situation (Miete, Wohnungseigentum oa) nutzen zu können. Dabei steht die Nutzung von Mehrfamilienhäusern im Vordergrund, das Konzept der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage ist aber nicht auf Wohngebäude beschränkt und umfasst insbesondere auch die gewerbliche Nutzung einer Erzeugungsanlage.

Diese gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen bestehen zusätzlich zur Energieversorgung über das öffentliche Verteilernetz und können diese nicht ersetzen. Da jede gemeinschaftliche Erzeugungsanlage über einen eigenen Zählpunkt verfügen muss, ist die Einspeisung von erzeugten und nicht verbrauchten Überschüssen in das öffentliche Netz möglich. Eine gemeinschaftliche Erzeugungsanlage wird demgemäß als Gemeinschaftsüberschussanlage betrieben, bei der jeder Netzbenutzer nach wie vor seine eigene Verbrauchsmessung hat.

Es muss sichergestellt werden, dass jeder Kunde in einem Gebäude mit gemeinschaftlicher Erzeugungsanlage die Auswahl hat, ob er sich an der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage beteiligt, sich der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage zuordnen lässt oder davon keinen Gebrauch macht. Die freie Lieferantenwahl jedes einzelnen Kunden für Energie, die über das öffentliche Netz geliefert wird, welche sich sowohl aus der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie als auch aus § 4 und § 75 Abs. 1 ElWOG 2010 ergibt, bleibt erhalten. Die teilnehmenden Berechtigten können sich beim Betrieb und der Aufteilung der erzeugten Energiemenge eines Dritten bedienen (Betreiber der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage; vgl. die Erläuterungen zu Abs. 3).

Andere Rechtsvorschriften (zivilrechtlich etwa das ABGB, MRG, WEG 2002 und WGG, öffentlich-rechtlich z.B. die Bauordnungen) bleiben unberührt.

Abs. 2:

Die gemeinschaftliche Erzeugungsanlage ist an die Hauptleitung (Steigleitung) anzuschließen. Diese steht im Eigentum und der Erhaltungspflicht des Hauseigentümers (bei Wohnungseigentum ist das die Gemeinschaft der Wohnungseigentümer), obwohl sie die Funktion einer Ortsnetzleitung erfüllt (Verteilung der Energie an mehrere Endkunden). Die Steigleitung entspricht der Hauptleitung gemäß ÖVE/ÖNORM E 8001‑1, das ist die „Verteilleitung einschließlich aller zugehörigen elektrischen Betriebsmittel ab dem Hausanschluss bis zu den Messeinrichtungen“.

In der Praxis endet auch bei Mehrfamilienhäusern das Eigentum des Netzbetreibers zumeist bei den Hausanschlusssicherungen. In Mehrfamilienhäusern sind daher die Netzbenutzer lediglich indirekt über die Steigleitung an das Netz angeschlossen.

Das durch § 16a ElWOG 2010 etablierte System ist auf den „Nahebereich“ des Gebäudes begrenzt. Unzulässig ist dadurch jedenfalls die Durchleitung von Energie der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage an teilnehmende Berechtigte durch Leitungsanlagen des öffentlichen Verteilernetzbetreibers. Auch müssen die gemeinschaftliche Erzeugungsanlage und alle Anlagen der teilnehmenden Berechtigten auf derselben Netzebene (idR Netzebene 7) einspeisen bzw. versorgt werden.

Die Zwischenspeicherung der in der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage erzeugten Strommenge ist zulässig.

Abs. 3:

Bestimmen die teilnehmenden Berechtigten einen Betreiber der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage, vertritt dieser die teilnehmenden Berechtigten gegenüber dem Netzbetreiber und gegebenenfalls weiteren Marktteilnehmern. Der Betreiber der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage hat dem Netzbetreiber den Modus zur Aufteilung der erzeugten Mengen auf die teilnehmenden Berechtigten mitzuteilen und im Falle einer flexiblen Zuordnung der erzeugten Mengen (etwa nach dem jeweiligen tatsächlichen Verbrauch der teilnehmenden Berechtigten) für einen finanziellen Ausgleich zwischen den teilnehmenden Berechtigten zu sorgen. Überdies koordiniert er die Einspeisung in die Bilanzgruppe des Stromhändlers und informiert den Netzbetreiber gegebenenfalls über das Ausscheiden von teilnehmenden Berechtigten.

Abs. 4:

Diese Bestimmung enthält die Mindestinhalte des Errichtungs- und Betriebsvertrags, der von den teilnehmenden Berechtigten und gegebenenfalls vom Betreiber der Anlage abzuschließen ist. Der einfachste Anwendungsfall ist die Lieferung/Zuordnung von Energie pro Viertelstunde zu starren ideellen Anteilen der teilnehmenden Berechtigten, entsprechend dem Anteil an der Erzeugungsanlage. Falls ein teilnehmender Berechtigter die ihm zustehende Energie in der Viertelstunde der Erzeugung nicht zur Gänze benötigt, kann bei Vereinbarung starrer Erzeugungsanteile nur der tatsächlich verbrauchte Anteil gut geschrieben werden. Der Rest würde (rechnerisch) in das Netz rückgespeist werden.

Ein über den ideellen Anteil hinausgehender Verbrauch von Energie ist möglich, muss jedoch ebenfalls vertraglich entsprechend geregelt werden. Eine flexible Zuordnungsregel im Errichtungs- und Betriebsvertrag kann dazu beitragen, den Eigenverbrauch insgesamt zu maximieren. Dabei werden Fragen der finanziellen Ausgestaltung zwischen den teilnehmenden Berechtigten und gegebenenfalls mit dem jeweiligen Betreiber der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage vertraglich zu regeln sein.

Abs. 5:

Die Erfassung, Lieferung und Verrechnung der erzeugten Energie erfolgt viertelstundenweise, da das österreichische Bilanzgruppensystem als „Zeitscheibe“ die Viertelstunde vorsieht. Auf Basis des jeweiligen 15‑Minuten‑Zeitfensters erfolgt eine genaue Erfassung der Leistungs- und Energiewerte. Saldierungen zwischen Saisonen oder Tageszeiten sind ausgeschlossen. Ist dem Netzbetreiber die (rechtzeitige) Installation intelligenter Messgeräte an den Verbrauchsanlagen nicht möglich, ist die Erzeugungsmenge gemäß der Vereinbarung zwischen den teilnehmenden Berechtigten auf die Zählpunkte der teilnehmenden Berechtigten aufzuteilen und der jeweilige Anteil im Rahmen der jährlichen Abrechnung der teilnehmenden Berechtigten, erforderlichenfalls auch unterjährig (vgl. etwa § 81 Abs. 2, § 81b), zu berücksichtigen.

Abs. 7:

Der Netzbetreiber ermittelt die Viertelstundenwerte (Zeitreihen) der Erzeugungsanlage und der Anlagen der teilnehmenden Berechtigten, berechnet die Zuweisung der erzeugten Energie und nimmt die Aufteilung auf die einzelnen Zählpunkte vor. Sodann ermittelt der Netzbetreiber für jeden Zählpunkt die saldierten Werte (Verbrauch minus zugewiesener Erzeugungsanteil und Überschusseinspeisemenge der Erzeugungsanlage) pro Viertelstunde, damit diese der Netzrechnung zugrunde gelegt bzw. an den Energielieferanten weitergemeldet werden können.

Das dem § 16a zugrunde liegende Modell ist nur auf Gemeinschaftserzeugungsanlagen anwendbar, die an dieselbe Privatanlage (Hauptleitung) angeschlossen sind. Sobald ein Energietransport über das öffentliche Netz erfolgt, ist das Modell nicht mehr anwendbar, und es sind die verordneten Netzentgelte zu bezahlen.

Zu § 18a:

Mit der neuen Regelung über die allgemeinen technischen Anforderungen werden Vorgaben der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 und der auf ihrer Grundlage als delegierte Rechtsakte erlassenen Leitlinien und Netzkodizes innerstaatlich entsprechend umgesetzt (siehe etwa die Anforderungen gemäß Artikel 7 der Verordnung (EU) 2016/631 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger).

Abs. 3 normiert, dass die Regulierungsbehörde den von den Netzbetreibern – unter verpflichtender Berücksichtigung der Stellungnahmen der betroffenen Marktteilnehmer – erarbeiteten Vorschlag in Form einer Verordnung zu erlassen hat. Die Regulierungsbehörde hat dabei für einen angemessenen Interessensausgleich zwischen den Netzbetreibern und Marktteilnehmern zu sorgen sowie die einschlägigen nationalen und unionsrechtlichen Vorgaben zu berücksichtigen.

Die Verordnung soll befristet erlassen werden. Damit soll sichergestellt werden, dass praxisrelevante oder sonst technisch und/oder rechtlich notwendige Anpassungen nach dem in Abs. 1 und 2 vorgesehenen Verfahren – in für die Betroffenen vorhersehbarer Zeit – vorgenommen werden.

Zu § 19 Abs. 3:

Da die Qualitätsstandards für die Netzdienstleistung ohnehin in der Verordnung gemäß § 19 Abs. 1 festgelegt sind, erübrigt sich eine zusätzliche verpflichtende Aufnahme in die Allgemeinen Verteilernetzbedingungen; diese Verpflichtung kann daher zugunsten eines bloßen Verweises in den Allgemeinen Bedingungen entfallen.

Zu § 23 Abs. 2 Z 5:

Mit den Änderungen werden Präzisierungen in der Aufgabe des Regelzonenführers, zum Zweck des Engpassmanagements die erforderlichen – gegebenenfalls auch mehrjährigen – Verträge mit Betreibern von Erzeugungsanlagen abzuschließen, vorgenommen. Die auf diesem Weg kontrahierten Leistungen können auch für grenzüberschreitendes Engpassmanagement eingesetzt werden.

Zu § 28 Abs. 4:

Die Europäische Kommission leitete im September 2014 ein EU‑Pilotverfahren, Ref.-Nr. 688/14/ENER, und in weiterer Folge mit Aufforderungsschreiben vom 18. Juni 2015 ein Vertragsverletzungsverfahren, Nr. 2015/2075 gegen die Republik Österreich wegen Nichteinhaltung der Richtlinien 2009/72/EG und 2009/73/EG (drittes Binnenmarktpaket) ein.

Im Rahmen dieses Verfahrens und des Aufforderungsschreibens monierte die Europäische Kommission unter anderem, dass gemäß Art. 17 Abs. 4 der Richtlinie 2009/73/EG Fernleitungsnetzbetreiber in ihren Kommunikationstätigkeiten und ihrer Markenpolitik dafür Sorge tragen müssen, dass eine Verwechslung in Bezug auf die eigene Identität des vertikal integrierten Erdgasunternehmens oder irgend eines Teils davon ausgeschlossen ist. Dennoch führe ein Fernleitungsnetzbetreiber in seiner offiziellen Kommunikation und in seinem allgemeinen Erscheinungsbild bei seiner Corporate Identity stets einen Verweis auf die Konzernzugehörigkeit zum vertikal integrierten Unternehmen (Zusatz „ein […] Unternehmen“).

Trotz umfangreicher Stellungnahme der Republik Österreich zur seitens der Europäischen Kommission inkriminierten Unvereinbarkeit der einschlägigen österreichischen Bestimmungen mit dem EU-Recht, hielt die Europäische Kommission an ihrer Rechtsansicht fest und übermittelte am 25. Februar 2016 eine mit Gründen versehene Stellungnahme. Dies stellt nunmehr die letzte Stufe vor einer Klage der Europäischen Kommission vor dem Europäischen Gerichtshof dar.

Um auch im Elektrizitätsbereich sicherzustellen, dass die gesamte Corporate Identity des Übertragungsnetzbetreibers von der Identität des vertikal integrierten Elektrizitätsunternehmens oder irgendeines Teils davon komplett entkoppelt sein muss und sich der Übertragungsnetzbetreiber keiner Unternehmensgruppe zuordnen darf, wird mit der gegenständlichen Regelung eine Klarstellung vorgenommen. Der Verweis auf die Konzernmutter im Firmenlogo (z.B. „ein Unternehmen der Muster-Energie-Gruppe“) ist daher nicht zulässig.

Zu § 30 Abs. 1 Z 2:

Im Rahmen des oben genannten gegen die Republik Österreich eingeleiteten Vertragsverletzungsverfahrens Nr. 2015/2075 moniert die Europäische Kommission unter anderem, dass die in § 30 Abs. 1 Z 2 ElWOG 2010 vorgesehene Einschränkung, dass die Unabhängigkeitsanforderungen nur für Ernennungen gelten, die nach dem 3. März 2012 erfolgten, mit Artikel 19 Absatz 3 der Richtlinie 2009/72/EG unvereinbar sei.

Da es sich bei dem in § 30 Abs. 1 Z 2 ElWOG 2010 genannten Satz „Diese Frist kommt für Bestellungen zur Anwendung, die nach dem 3. März 2012 erfolgen.“, seit dem 3. März 2012 um totes Recht handelt und dieser Satz bei der Bestellung der Geschäftsführung des ITO in Österreich ohnehin nie zur Anwendung gelangte (bzw. gelangen musste), wird dieser nunmehr gestrichen.

Zu § 31 Abs. 2:

In dem genannten von der Europäischen Kommission gegen die Republik Österreich eingeleiteten Vertragsverletzungsverfahren Nr. 2015/2075 wurde die bisherige Regelung, derzufolge Arbeitnehmervertreter im Sinne des Arbeitsverfassungsgesetzes im Aufsichtsorgan der Muttergesellschaft des Übertragungsnetzbetreibers automatisch die Unabhängigkeitsanforderungen erfüllen, als nicht mit Artikel 20 Absatz 3 iVm Artikel 19 der Richtlinie 2009/72/EG kompatibel qualifiziert. Dieser Satz wird zur Abwendung des Vertragsverletzungsverfahrens Nr. 2015/2075 daher gestrichen.

Zu § 66 Abs. 2a:

Mit der Einführung einer verpflichtenden Mitteilung über eine geplante vorläufige oder endgültige Stilllegung durch den Betreiber einer Erzeugungsanlage soll der Regelzonenführer frühzeitig Informationen über den verfügbaren Kraftwerkspark insbesondere für die Zwecke des Engpassmanagements gemäß § 23 Abs. 2 Z 5 erhalten; ebenso soll die Regulierungsbehörde über mögliche künftige Stilllegungen informiert werden.

Zu § 66a:

Kleinsterzeugungsanlagen zielen darauf ab, dass der durch sie erzeugte Strom überwiegend in der Anlage des Netzbenutzers auch wieder verbraucht wird. Eine Einspeisung in das Verteilernetz wird nicht bezweckt und findet angesichts der geringen Erzeugungsleistung und des Grundverbrauchs eines typischen Haushalts nur in eingeschränktem Ausmaß statt. Daher erübrigt es sich auch, einen Zählpunkt für Kleinsterzeugungsanlagen zu vergeben. Allfällige Erzeugungsmengen, die nicht verbraucht werden und daher ins Netz eingespeist werden, sind hinsichtlich der Menge vernachlässigbar gering, weshalb es vertretbar ist, diese Mengen nicht zu erfassen.

Jedenfalls ist durch technische Maßnahmen sicherzustellen, dass durch die Rückspeisung keine Minderung der tatsächlich erfolgten Netznutzung erfolgt. Sollte ein Messgerät insbesondere über keine Rücklaufsperre verfügen, ist ein geeignetes Messgerät auf Kosten des Netzbenutzers zu installieren.

Sollte der Netzbenutzer Energie in das öffentliche Verteilernetz einspeisen wollen, um Entgelt für die erfolgte Einspeisung zu erhalten, kann er die Vergabe eines Zählpunktes begehren.

Da der Netzbenutzer auch auf die Vergabe eines Zählpunktes verzichtet hat, ist er, wie in Abs. 2 ausgeführt, von den Verpflichtungen für Erzeuger gemäß § 66 Abs. 1 auszunehmen. Auch die Verpflichtung gemäß § 85 Abs. 1, sich einer Bilanzgruppe anzuschließen oder eine eigene Bilanzgruppe zu bilden, gilt für ihn nicht.

Zu § 88:

Nach geltender Rechtslage (§ 88 Abs. 1) fallen die Überwachungsaufgaben in Bezug auf den Strommarkt den Landesregierungen zu. Zur Wahrnehmung dieser Aufgaben legt Abs. 2 jene Daten fest, die jedenfalls von den Netzbetreibern, Verteilnetzbetreibern und Lieferanten zu melden sind. Die Konkretisierung der Datenabfrage obliegt der Ausführungsgesetzgebung. Gleichzeitig hat die Regulierungsbehörde gemäß Abs. 8 die Aufgabe, das Format der – auf Landesebene konkretisierten Datenabfrage – zu definieren. Die Daten sind von den Meldepflichtigen sowohl an die jeweilige Landesregierung als auch an die Regulierungsbehörde zu übermitteln. Faktisch bestehen damit derzeit zur Erfüllung der Überwachungsaufgaben neun Erhebungssysteme auf Länderebene. Um den Erhebungsaufwand insbesondere für jene Unternehmen, die in mehreren Bundesländern tätig sind, zu reduzieren und die Datenerhebung insgesamt zu vereinheitlichen, sollen der Meldeprozess, die Qualitätsprüfung und Analyse der Daten, die zur Erfüllung der Überwachungsaufgaben der Landesregierungen notwendig sind, vereinfacht und dabei die Erhebungs- und Analyseerfahrung der Regulierungsbehörde besser genutzt werden. Die Überwachungskompetenz an sich verbleibt weiterhin bei den Bundesländern.

Die nunmehr in Abs. 2 vorgesehene Konkretisierung erlaubt eine Vereinheitlichung der Dateninhalte und des gesamten Meldeprozesses, der gebündelt von der Regulierungsbehörde durchgeführt werden kann. Gleichzeitig können bereits für andere Zwecke erhobene Daten auch für den Zweck der Überwachung verwendet werden. Ein Meldepflichtiger meldet somit dieselben Daten lediglich einmal für mehrere Zwecke. Die Regulierungsbehörde dient dabei als Meldestelle und als zentrale Ansprechperson bei Rückfragen der Meldepflichtigen. Aufgrund der Ermächtigung der Regulierungsbehörde wird Abs. 2 als unmittelbar anwendbares Bundesrecht ausgestaltet und daher auch in den Katalog der Kompetenzdeckungsklausel des § 1 aufgenommen.

Gemäß Abs. 8 erhalten die Landesregierungen von der Regulierungsbehörde jeweils für ihr Bundesland einen jährlichen, standardisierten Bericht. Bei Bedarf können die Ämter der Landesregierungen auf Anfrage jederzeit auch einzelne Datenmeldungen für ihr Bundesland erhalten.

Zu § 92 Abs. 1:

Im Sinne einer Vereinheitlichung sollen statistische Erhebungen sowohl im Elektrizitäts- als auch im Erdgasbereich künftig vom Bundesminister für Wissenschaft, Forschung und Wirtschaft auf Grundlage eines Vorschlags der Regulierungsbehörde durchgeführt werden (vgl. auch die Erläuterungen zu § 147 Abs. 1, 3 und 6 GWG 2011).

Zu § 99 Abs. 2 und Abs. 3 sowie § 104 Abs. 1:

Art. 37 Abs. 4 lit. d der Richtlinie 2009/72/EG verpflichtet die Mitgliedstaaten zur Verhängung wirksamer, verhältnismäßiger und abschreckender Sanktionen gegen Elektrizitätsunternehmen bei Verstößen der ihnen aus der Richtlinie oder allen einschlägigen rechtsverbindlichen Entscheidungen der Regulierungsbehörde oder der Agentur erwachsenden Verpflichtungen. Als Sanktion ist von den Mitgliedstaaten die Verhängung in Höhe von bis zu 10 % des Jahresumsatzes des Übertragungsnetzbetreibers bzw. des vertikal integrierten Unternehmens zu verhängen. Im Rahmen des oben genannten Vertragsverletzungsverfahrens Nr. 2015/2075 monierte die Europäische Kommission unter anderem, dass die österreichischen Gesetze die Verhängung von Sanktionen in Höhe von bis zu 10 % Jahresumsatz auf die Fälle von Verstößen gegen das Verbot der Diskriminierung beschränkten. Wörtlich führt die Kommission in ihrer mit Gründen versehen Stellungnahme aus (Rz 56):

„Vielmehr beanstandet die Kommission, dass die NRB nicht befugt ist, gegen den ÜNB/FNB bzw. das VIU eine Sanktion in Höhe von bis zu 10 % seines Jahresumsatzes zu verhängen oder einem Gericht die Verhängung einer solchen Strafe vorzuschlagen. Würde der NRB im Einklang mit den Richtlinien diese Befugnis übertragen, so würde dies nicht bedeuten, dass die NRB in jedem Fall eine Sanktion in Höhe von 10 % verhängen oder vorschlagen müsste. Vielmehr könnte die NRB auf der Grundlage des Sachverhalts entscheiden, welche Höhe der Strafe (von bis zu 10 %) angesichts des jeweiligen Verstoßes im Einzelfall als „verhältnismäßig“ und „abschreckend“ anzusehen wäre. […] Nach den Richtlinien können die Mitgliedstaaten bei der Umsetzung somit nicht entscheiden, hinsichtlich welcher Verpflichtungen der FNB/ÜNB und VIU diese Befugnis zur Verhängung von Sanktionen gewährt werden sollte. Vielmehr bezieht sich die EU-Vorschrift auf alle aus den Richtlinien erwachsenden Verpflichtungen dieser Unternehmen. Ebenso sehen die Richtlinien auch keinen Entscheidungsspielraum der Mitgliedstaaten vor, bei der Umsetzung der Richtlinien die Befugnis der NRB durch Festsetzung einer niedrigeren Schwelle als 10 % zu beschränken.“

Mit der Neufassung der Bestimmungen betreffend Verwaltungsstrafen und Geldbußen wird der Tatbestand der Geldbuße auf weitere Verstöße gegen tragende Prinzipien des dritten EU-Binnenmarktpaketes durch Übertragungsnetzbetreiber und vertikal integrierte Unternehmen ausgedehnt (Strafrahmen bis zu 10 % des Jahresumsatzes). Die bisher dafür vorgesehenen Verwaltungsstrafbestimmungen sollen im Gegenzug entfallen.

Zu Artikel 3 – Novelle des GWG 2011

Die Bestimmungen des Gaswirtschaftsgesetzes basieren auf den Kompetenztatbeständen “Zivilrechtswesen”, und “Angelegenheiten des Gewerbes” (Art. 10 Abs. 1 Z 6 und 8 B-VG).

Zum Inhaltsverzeichnis:

Es erfolgen Anpassungen des Inhaltsverzeichnisses aufgrund der Änderungen bei der Konzession (künftig: Ernennung) des Bilanzgruppenkoordinators (vgl. die Erläuterungen zu § 85, § 86 und § 170).

Zu § 30 Abs. 3:

Da die Qualitätsstandards für die Netzdienstleistung ohnehin in der Verordnung gemäß § 30 Abs. 1 festgelegt sind, erübrigt sich eine zusätzliche verpflichtende Aufnahme in die Allgemeinen Verteilernetzbedingungen; diese Verpflichtung kann daher zugunsten eines bloßen Verweises in den Allgemeinen Bedingungen entfallen.

Zu § 85, § 86 und § 170a Abs. 2:

Die Europäische Kommission hat im Vertragsverletzungsverfahren Nr. 2015/2075 die Erteilung einer Konzession an den Bilanzgruppenkoordinator durch den Mitgliedstaat als unvereinbar mit Art. 41 Abs. 6 lit. b der Richtlinie 2009/73/EG erkannt, wonach es der Regulierungsbehörde obliegt, „zumindest die Methoden zur Berechnung oder Festlegung“ der „Bedingungen für die Erbringung von Ausgleichsleistungen“ zu genehmigen. Wörtlich führt die Kommission dazu in ihrer mit Gründen versehenen Stellungnahme aus (Rz 41, 46):

„In §§ 69 bis 84 GWG wird jedoch ein detaillierter Rahmen festgelegt, der von der NRB hinsichtlich der Bedingungen für die Erbringung von Ausgleichsleistungen in Gasnetzen zu beachten ist. Diese Bestimmungen enthalten die Aufgaben und Verantwortlichkeiten für die Erbringung von Ausgleichsleistungen in Gasnetzen im Detail (z. B. Betrieb einer Clearing- und Abrechnungsstelle für Transaktionen und die Preisbildung für Ausgleichsenergie im Verteilernetz, Festlegung ihrer Aufgaben und der Bedingungen für den Erhalt einer Konzession des Wirtschaftsministeriums, Regeln für die Zusammenfassung von Systemnutzern zu Bilanzgruppen sowie Aufgaben und Pflichten von Bilanzgruppenverantwortlichen, Festlegung von Elementen, die in den Allgemeinen Geschäftsbedingungen von Bilanzgruppenverantwortlichen enthalten sein müssen, usw.). […] Nach Ansicht der Kommission werden die der NRB übertragenen Befugnisse hinsichtlich der Festlegung von Bedingungen für die Erbringung von Ausgleichsleistungen im Gasnetz jedoch durch die detaillierten Bestimmungen in §§ 69 bis 84 GWG beschränkt, die wesentliche Aspekte der Bedingungen für Ausgleichsleistungen einschließlich der zugrunde liegenden Methodik betreffen. Der Ermessens- und Entscheidungsspielraum der NRB wird somit durch die Verpflichtung zur Einhaltung dieser Vorschriften begrenzt.“

Vor diesem Hintergrund soll nunmehr eine an § 23 Abs. 2 Z 12 ElWOG 2010 angelehnte Ernennungslösung eingeführt werden: Die Regulierungsbehörde ernennt die Bilanzgruppenkoordinatoren nach Durchführung eines transparenten und wettbewerblichen Auswahlverfahrens. Das Auswahlverfahren unterliegt nicht dem Bundesvergabegesetz 2006; es ist aber die Gleichbehandlung aller Bewerber (insbesondere hinsichtlich zur Verfügung gestellter Informationen) und die Wahrung von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen sicherzustellen. Mit der Übernahme der Aufgaben durch das ernannte Unternehmen erlöschen die nach früherer Rechtslage erteilten bestehenden Konzessionen. Die Ernennung nach diesem Bundesgesetz hat im Zeitraum von 1. Oktober 2018 bis 1. Oktober 2021 wirksam zu werden. Im Hinblick auf den mit dem Erlöschen verbundenen Eingriff in grundrechtlich geschützte Positionen (Gleichheitssatz, Freiheit der Erwerbsbetätigung) ist festzuhalten, dass mit der neuerlichen Bestimmung des Bilanzgruppenkoordinators die seit dem Jahr 2002 bestehenden Konzessionen durch ein Regime abgelöst werden sollen, mit dem insbesondere die Ziele des Wettbewerbs, der Kosteneffizienz, der Gewährleistung der Unabhängigkeit der Verrechnungsstelle und der Harmonisierung der Ausgleichsregeln in Fernleitungs- und Verteilernetz verwirklicht werden und das den Anforderungen des geltenden nationalen und europäischen Rechtsrahmens entspricht. Mit der Festlegung eines zeitlichen Korridors für die Ernennung wird die Verhältnismäßigkeit des Eingriffs im Sinne der Rechtsprechung des Verfassungsgerichtshofes (vgl. etwa VfGH 12.3.2015, G205/2014 ua) sichergestellt.

Zu § 112 Abs. 4:

Im Rahmen des oben genannten Vertragsverletzungsverfahrens monierte die Europäische Kommission unter anderem, dass gemäß Art. 17 Abs. 4 der Richtlinie 2009/73/EG Fernleitungsnetzbetreiber in ihren Kommunikationstätigkeiten und ihrer Markenpolitik dafür Sorge tragen müssen, dass eine Verwechslung in Bezug auf die eigene Identität des vertikal integrierten Erdgasunternehmens oder irgend eines Teils davon ausgeschlossen ist. Dennoch führe ein Fernleitungsnetzbetreiber in seiner offiziellen Kommunikation und in seinem allgemeinen Erscheinungsbild bei seiner Corporate Identity stets einen Verweis auf die Konzernzugehörigkeit zum vertikal integrierten Unternehmen (Zusatz „ein […] Unternehmen“).

Mit der gegenständlichen Regelung wird nunmehr klargestellt, dass die gesamte Corporate Identity des Fernleitungsnetzbetreibers von der Identität des vertikal integrierten Erdgasunternehmens oder irgendeines Teils davon komplett entkoppelt sein muss und sich der Fernleitungsnetzbetreiber keiner Unternehmensgruppe zuordnen darf. Der Verweis auf die Konzernmutter im Firmenlogo (z.B. „ein Unternehmen der Muster-Energie-Gruppe“) ist daher nicht zulässig.

Zu § 114 Abs. 1 Z 2:

Im Rahmen des oben genannten von der Europäischen Kommission gegen die Republik Österreich eingeleiteten Vertragsverletzungsverfahrens Nr. 2015/2075 monierte die Europäische Kommission unter anderem, dass die in § 114 Abs. 1 Z 2 GWG 2011 vorgesehene Einschränkung, dass die Unabhängigkeitsanforderungen nur für Ernennungen gelten, die nach dem 3. März 2012 erfolgten, mit Art. 19 Abs. 3 der Richtlinie 2009/73/EG unvereinbar sei.

Da es sich bei dem in § 114 Abs. 1 Z 2 GWG 2011 genannten Satz „Diese Frist kommt für Bestellungen zur Anwendung, die nach dem 3. März 2012 erfolgen.“, seit dem 3. März 2012 um totes Recht handelt und dieser Satz bei der Bestellung der Geschäftsführung des ITO in Österreich ohnehin nie zur Anwendung gelangte (bzw. gelangen musste), wird dieser gestrichen.

Zu § 115 Abs. 2:

In dem genannten von der Europäischen Kommission gegen die Republik Österreich eingeleiteten Vertragsverletzungsverfahren Nr. 2015/2075 wurde die bisherige Regelung, derzufolge Arbeitnehmervertreter im Sinne des Arbeitsverfassungsgesetzes im Aufsichtsorgan der Muttergesellschaft des Übertragungsnetzbetreibers automatisch die Unabhängigkeitsanforderungen erfüllen, als nicht mit Artikel 20 Absatz 3 iVm Artikel 19 der Richtlinie 2009/73/EG kompatibel qualifiziert. Dieser Satz wird zur Abwendung des Vertragsverletzungsverfahrens Nr. 2015/2075 daher gestrichen.

Zu § 147 Abs. 1, 3 und 6:

Zu § 159 Abs. 2 und Abs. 3 sowie § 164 Abs. 1:

Art. 41 Abs. 4 lit. d der Richtlinie 2009/73/EG verpflichtet die Mitgliedstaaten zur Verhängung wirksamer, verhältnismäßiger und abschreckender Sanktionen gegen Erdgasunternehmen bei Verstößen der ihnen aus der Richtlinie oder allen einschlägigen rechtsverbindlichen Entscheidungen der Regulierungsbehörde oder der Agentur erwachsenden Verpflichtungen. Als Sanktion ist von den Mitgliedstaaten die Verhängung in Höhe von bis zu 10 % des Jahresumsatzes des Fernleitungsnetzbetreibers bzw. des vertikal integrierten Unternehmens zu verhängen. Im Rahmen des oben genannten Vertragsverletzungsverfahrens Nr. 2015/2075 monierte die Europäische Kommission unter anderem, dass die österreichischen Gesetze die Verhängung von Sanktionen in Höhe von bis zu 10 % Jahresumsatz auf die Fälle von Verstößen gegen das Verbot der Diskriminierung beschränkten (vgl. hierzu die Erläuterungen zu § 99 Abs. 2 und Abs. 3 sowie § 104 Abs. 1 ElWOG 2010).

Mit der Neufassung der Bestimmungen betreffend Verwaltungsstrafen und Geldbußen wird der Tatbestand der Geldbuße auf weitere Verstöße gegen tragende Prinzipien des dritten EU-Binnenmarktpaketes durch Fernleitungsnetzbetreiber und vertikal integrierte Unternehmen ausgedehnt (Strafrahmen bis zu 10 % des Jahresumsatzes). Die bisher dafür vorgesehenen Verwaltungsstrafbestimmungen sollen im Gegenzug entfallen.

Zu Artikel 4 – Novelle des E-ControlG

Zu § 1:

Die im E-ControlG geregelte Materie ist über weite Teile dem Kompetenztatbestand des Art. 12 Abs. 1 Z 5 B-VG (Elektrizitätswesen) zuzuordnen, weshalb die im E-ControlG enthaltenen Regelungen nur unter Schaffung einer Kompetenzdeckungsklausel als unmittelbar anwendbares Bundesrecht beschlossen werden können. Ohne eine solche Regelung wären sonst nur die als Verfassungsbestimmungen bezeichneten Vorschriften in diesem Bundesgesetz unmittelbar anwendbares Bundesrecht. Die Bestimmung in Abs. 1 enthält somit eine Kompetenzdeckungsklausel für die Erlassung, Aufhebung sowie Vollziehung von einfachgesetzlichen Vorschriften, damit diese auch in den Belangen Bundessache sind, hinsichtlich derer das B-VG etwas anderes bestimmt. Die Neuerlassung der im gegenständlichen Entwurf vorgesehenen Bestimmungen, erfordert daher die verfassungsrechtliche Absicherung dieser Kompetenzergänzung.

In Abs. 2 ist der Katalog der durch das E-ControlG umgesetzten EU-rechtlichen Vorgaben um die Verordnung (EU) Nr. 347/2013 (TEN-E-VO) und die Richtlinie 2014/94/EU über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe zu ergänzen.

Zu § 3 Z 1a und 9, § 5 Abs. 4 und § 22a:

Mit diesen Bestimmungen wird die Verpflichtung zur Einrichtung eines Registers für öffentlich zugängliche Ladepunkte gemäß der Richtlinie 2014/94/EU über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe umgesetzt. Das Register soll von der Regulierungsbehörde geführt werden. Für die Kostentragung im Zusammenhang mit dem Register gilt § 32 Abs. 6.

Zu § 3 Z 8:

Die TEN-E-VO wird den Begriffsbestimmungen hinzugefügt.

Zu § 5:

Der Verwaltungsgerichtshof hat in seinem Erkenntnis vom 15.12.2014, 2013/04/0108, die Vereinbarkeit des in Abs. 3 normierten Unterrichtungsrechts mit den EU-rechtlich vorgegebenen Anforderungen an die Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde in Zweifel gezogen. Dem folgend qualifizierte das BVwG in einer Entscheidung vom 16.3.2016, W219 2017000-1/11E, das Informationsrecht als unzulässigen Eingriff in die Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde. Im Erkenntnis vom 23.11.2016, Ro 2016/04/0013, hielt der VwGH zwar fest, dass die gesetzliche Normierung des Unterrichtungsrechts für sich genommen aufgrund des unionsrechtlichen Anwendungsvorrangs nicht zur Unzuständigkeit der Regulierungsbehörde führt, dies allerdings den Mitgliedstaat nicht von der Pflicht zur Herbeiführung einer unionsrechtskonformen Rechtslage entbindet. Mit der Anpassung nach dem Vorbild des § 37 Abs. 3 Datenschutzgesetz 2000 erfolgt daher eine Klarstellung dahin, dass das Informationsrecht im Einklang mit den Unabhängigkeitsbestimmungen des dritten Binnenmarktpakets auszuüben ist.

In der Auflistung der nicht-regulatorischen Tätigkeiten in Abs. 4, bei denen die E-Control dem Weisungsrecht des Bundesministers für Wissenschaft, Forschung und Wirtschaft unterliegt, sind das inzwischen erlassene Bundes-Energieeffizienzgesetz (EEffG), BGBl. I Nr. 72/2014, und die Führung des Ladepunkteregisters gemäß § 22a hinzuzufügen.

Zu § 15 Abs. 3:

Mit dieser Anpassung wird ein Verweisfehler korrigiert.

Zu § 21:

In den Z 7 und 8 des Abs. 1 ist klarzustellen, dass auch jene Aufgaben, die der E-Control durch auf Basis der Verordnungen (EG) Nr. 714/2009 und Nr. 715/2009 erlassene Netzkodizes übertragen sind, zur Besorgung zugewiesen sind.

Überdies wird der Katalog der der E-ControlG zugewiesenen Aufgaben um die TEN-E-VO (Abs. 1 Z 13 neu) ergänzt.

Mit der in Abs. 1a (neu) getroffenen Regelung wird dem Umstand Rechnung getragen, dass einige auf Grundlage der Verordnung (EG) 714/2009 erlassenen Netzkodizes in einer Reihe von Regelungen keine eindeutige und hinreichend bestimmte Regelung hinsichtlich der behördlichen Vollzugszuständigkeit treffen und den Mitgliedstaaten regelmäßig die Benennung einer anderen Stelle neben der Regulierungsbehörde offen lassen. Derartige Bestimmungen stehen in einem Spannungsverhältnis mit dem Legalitätsprinzip des Art 18 Abs. 1 B-VG und dem sich aus dieser Bestimmung iVm Art. 83 Abs. 2 B‑VG ergebenden Grundsatz der strikten Zuständigkeitsgrenzen. Für die in der Verordnung (EU) 2016/631 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger („RfG Network Code“) und der Verordnung (EU) 2016/1388 zur Festlegung eines Netzkodex für den Lastanschluss („DCC Network Code“) enthaltenen unklaren Bestimmungen soll nunmehr eine Zuständigkeit der Regulierungsbehörde geschaffen werden, die nach Befassung des Bundesministers für Wissenschaft, Forschung und Wirtschaft auszuüben ist.

Mit Abs. 7 werden verfahrensrechtliche Festlegungen für die in Artikel 12 TEN-E-VO vorgesehenen Entscheidungen der Regulierungsbehörde über Investitionsanträge getroffen. Gemäß Artikel 12 Abs. 3 TEN-E-VO ist der Investitionsantrag von den Vorhabenträgern allen betroffenen nationalen Regulierungsbehörden zu übermitteln; diese haben in weiterer Folge nach Möglichkeit Einvernehmen herzustellen und darauf basierende Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung zu erlassen. Wird darin ein österreichischer Übertragungsnetz- oder Fernleitungsnetzbetreiber zu einer Zahlung verpflichtet oder erhält dieser eine Zahlung, so sind deren Auswirkungen im jeweiligen Kostenermittlungsverfahren zu berücksichtigen; gleiches gilt auch im Falle einer Entscheidung durch die Agentur gemäß Artikel 12 Abs. 6 TEN-E-VO.

Zu § 44 Abs. 2:

Im Rahmen des oben erwähnten Vertragsverletzungsverfahrens wegen Nichteinhaltung der Richtlinien 2009/72/EG und 2009/73/EG (drittes Binnenmarktpaket) monierte die Europäische Kommission unter anderem das Fehlen eine Rotationsregelung für die Mitglieder des Leitungsgremiums gemäß den Vorgaben in Art. 35 Abs. 5 UAbs. 2 der Richtlinie 2009/72/EG und in Art. 39 Abs. 5 UAbs. 2 der Richtlinie 2009/73/EG keine angemessene Rotation sichergestellt.

Trotz umfangreicher Stellungnahme der Republik Österreich zur seitens der Europäischen Kommission inkriminierten Unvereinbarkeit der österreichischen Bestimmungen mit dem EU-Recht, hielt die Europäische Kommission an ihrer Rechtsansicht fest und übermittelte am 25. Februar 2016 eine mit Gründen versehene Stellungnahme. In Bezug auf § 6 Abs. 1 und Abs. 2 E-ControlG sieht die Europäische Kommission nach wie vor einen Verstoß gegen das EU-Recht.

Mit der Ergänzung in § 44 Abs. 2 E-ControlG soll die von der Europäischen Kommission geforderte Rotation bei der dem Inkrafttreten dieses Bundesgesetzes folgenden Bestellung in Gang gesetzt werden. Im Ergebnis soll mit der einmaligen Verlängerung der Funktionsperiode der Regulierungskommission die Bestellung der Regulierungskommission von der Bestellung des Vorstands zeitlich getrennt werden. Die Verlängerung soll nach dem Auslaufen der derzeitigen Funktionsperiode der Regulierungskommission im Jahr 2021 zur Anwendung gelangen. Für den Fall, dass zwischenzeitig die Funktionsperiode einzelner Mitglieder ausläuft, wäre eine Neubestellung bis zum Ende der aktuell geltenden Funktionsperiode vorzunehmen.

Zudem tritt mit der Neuregelung § 44 Abs. 2 idF BGBl. I Nr. 107/2011 außer Kraft, da die in dieser Bestimmung genannten Systemnutzungsentgelten gemäß § 72 GWG 2011 mittlerweile in Kraft traten und daher § 44 Abs. 2 idF BGBl. I Nr. 107/2011 keinen Anwendungsbereich mehr hatte.

Zu Artikel 5 – Änderung des KWK-Punkte-Gesetzes

Zu § 6 Abs. 2, § 7, § 20 Abs. 2:

Die vorgeschlagenen Änderungen dienen der Rechtsbereinigung.

Zu Artikel 6 – Bundesgesetz, mit dem zusätzliche Mittel aus dem von der Energie-Control Austria verwalteten Sondervermögen bereitgestellt werden

Zu § 1:

Die Energie-Control Austria verwaltet derzeit treuhändig folgende Mittel als Sondervermögen:

1. den Restbetrag der gemäß § 8 Abs. 10 KWK-Gesetz, BGBl. I Nr. 111/2008 (vormals § 13 Abs. 10 Ökostromgesetz, BGBl. I Nr. 149/2002), bis Ende 2010 für den Kostenersatz für bestehende und modernisierte KWK-Anlagen aufgebrachten Mittel und

2. den Restbetrag der gemäß § 69 ElWOG, BGBl. I Nr. 143/1998, in der Fassung des Bundesgesetzes BGBl. I Nr. 112/2008, zur Abdeckung von Erlösminderungen, die infolge der Marktöffnung entstanden sind („stranded costs“), aufgebrachten Mittel.

Mit Ende 2015 weist der Jahresabschluss der Energie-Control Austria hierzu Beträge in Höhe von 29,4 Millionen Euro (KWK-Förderungen) und 5,4 Millionen Euro („stranded costs“), zusammen 34,8 Millionen Euro aus. Diese Mittel sollen umgewidmet werden. Die Überweisungsfristen leiten sich aus der Laufzeit der Veranlagung der Mittel ab.

Zu § 2:

Von dem genannten Sondervermögen sind 23 Millionen Euro für Förderungen auf Grund des Wärme- und Kälteleitungsausbaugesetzes, 5 Millionen Euro auf Grund des KMU-Förderungsgesetzes und 5 Millionen Euro auf Grund des Forschungs- und Technologieförderungsgesetzes zur Verfügung zu stellen. Der Restbetrag dient der Abdeckung künftiger Aufwendungen aus nicht-regulatorischen Aufgaben der Energie-Control Austria gemäß § 5 Abs. 4 E-ControlG.

Der Betrag gemäß Z 2 soll insbesondere für die Förderung von Energiemanagement in Unternehmen mit weniger als 250 Mitarbeitern verwendet werden.