Entwurf 2024-01-10
Erläuterungen
Allgemeiner Teil
I. Hintergrund des Gesetzespaketes
In den Schlussfolgerungen vom 19. und 20. März 2015 verpflichtete sich der Europäische Rat zum Aufbau einer Energieunion, die sich auf fünf Dimensionen erstreckt: Energieversorgungssicherheit – ein vollständig integrierter Energiebinnenmarkt – Energieeffizienz – Verringerung der CO2 Emissionen – Forschung, Innovation und Wettbewerbsfähigkeit.
Zur Umsetzung der Energieunion und der europäischen Klima- und Energieziele legte die Europäische Kommission im November 2016 das acht Legislativvorschläge umfassende Maßnahmenpaket „Saubere Energie für alle Europäer“ vor. Das Gesetzgebungsverfahren zu den Legislativakten konnte in der ersten Hälfte 2019 abgeschlossen werden. Maßgebliches Regelwerk für die Umgestaltung des EU-Energiemarktes bilden die Richtlinie (EU) 2019/944 (Elektrizitätsbinnenmarkt-RL), mit der die bisherige Richtlinie 2009/72/EG betreffend den Elektrizitätsbinnenmarkt neu gefasst wurde, und die Verordnung (EU) 2019/943 (Elektrizitätsbinnenmarkt-VO), eine Neufassung der Verordnung (EG) 714/2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel.
Der Elektrizitätsmarkt hat sich seit der Verabschiedung des 3. Energiebinnenmarktpaketes im Jahr 2009 stark gewandelt. Mit der fortschreitenden Dekarbonisierung des Energiesystems und der Entwicklung neuer Technologien vollzieht sich ein Prozess der zunehmenden Dezentralisierung der Energieerzeugung, der neue Marktakteure schafft.
Ziel der neuen Vorschriften ist es, die Marktregeln an diese Gegebenheiten anzupassen und so – durch die Herstellung der Kohärenz mit dem Fördersystem des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes (EAG) – zur Erreichung der europäischen und nationalen Energie- und Klimaziele, insbesondere dem Ziel, den Gesamtstromverbrauch ab dem Jahr 2030 zu 100 % national bilanziell aus erneuerbaren Energiequellen zu decken und die Klimaneutralität Österreichs bis 2040 zu erreichen, beizutragen.
In Umsetzung der Richtlinie (EU) 2019/944 werden die Rechte der Verbraucherinnen und Verbraucher gestärkt und ihre aktive Teilnahme am Energiemarkt gefördert. Die bereits im Zuge des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzespaketes geschaffene Möglichkeit, Energie in Energiegemeinschaften dezentral zu erzeugen, diese zu verbrauchen oder zu verkaufen, wird durch die Einführung des „Eigenversorgers“ erweitert, der zudem über Peer-to-Peer-Verträge eigenerzeugten Strom aus erneuerbaren Quellen an Endkundinnen und Endkunden verkaufen kann. Auch Lieferverträge mit dynamischen Stromtarifen sollen die aktive Teilnahme am Strommarkt fördern, indem der Verbrauch an Marktsignale angepasst werden kann.
Darüber hinaus sollen die neuen Bestimmungen in Umsetzung der Verordnung (EU) 2019/941 über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor auch zukünftig eine sichere und zuverlässige Versorgung mit Elektrizität gewährleisten.
Die neuen Vorschriften enthalten weiters Nachschärfungen bei Verfolgung, Verjährung und Zuständigkeit in Angelegenheiten der Verordnung (EU) 1227/2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarktes (REMIT), um deren vollständige Umsetzung sicherzustellen.
Durch die Schaffung der Grundlagen für die statistische Erfassung und Beobachtung von Energiearmut soll die Anzahl von Haushalten, die von Energiearmut betroffen sind (energiearme Haushalte), geschätzt werden können.
Die Novelle des E-Control-Gesetzes (E-ControlG) dient im Wesentlichen der Anpassung der Organzuständigkeiten, Verweise und der Terminologie an die neuen Vorschriften.
II. Eckpunkte und Inhalt des Gesetzespaketes
Mit dem Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzespaket wurden bereits Teile der Richtlinien (EU) 2019/944 umgesetzt. Das vorliegende Gesetzespaket enthält jene legistischen Maßnahmen, die erforderlich sind, um die Richtlinie (EU) 2019/944 vollständig umzusetzen und das nationale Elektrizitätsrecht an die unionsrechtlichen Entwicklungen anzupassen. Darüber hinaus sollen bestehende rechtliche Unklarheiten beseitigt werden und harmonisierte Regelungen durch die weitestgehende Vermeidung der doppelstöckigen Umsetzung über Grundsatz- und Ausführungsgesetze geschaffen werden.
Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG)
1. Regelblock/Regelzone und Bilanzgruppen
a. Festlegung von Regelzone, Regelblock und Regelzonenführer in Durchführung der Verordnung (EU) 2017/1485 (System Operation Guideline – SO GL);
b. Konsolidierung der Aufgaben des Bilanzgruppenkoordinators mit jenen des Regelzonenführers mit Möglichkeit der teilweisen oder vollständigen Übertragung der Aufgaben an einen Dritten in Durchführung von Art. 13 der Verordnung (EU) 2017/2195 (Electricity Balancing Guideline – GLEB);
2. Rechte von Endkundinnen und Endkunden
a. Umfassende Informations- und Mitteilungspflichten;
b. Recht auf Lieferverträge mit dynamischen Energiepreisen (Umsetzung von Art. 11 der Richtlinie (EU) 2019/944);
c. Recht auf Aggregierungsvertrag (Umsetzung von Art. 12 der Richtlinie (EU) 2019/944);
d. Recht auf Nutzung eines Vorauszahlungszählers;
e. Recht auf gutes Kundenservice und ordentliches Beschwerdemanagement (Umsetzung von Art. 10 Abs. 9 der Richtlinie (EU) 2019/944);
f. Vergleichsinstrumente für die Lieferung und Abnahme von Strom („Tarifkalkulator“) (Umsetzung von Art. 15 der Richtlinie (EU) 2019/944);
3. Intelligente Messgeräte („Smart Meter“)
a. Recht auf (vorzeitige) Ausstattung mit einem intelligenten Messgerät;
b. Verkürzung der Installations- und Aktivierungsfrist;
c. Viertelstundenauslesung als Standardeinstellung mit grundsätzlicher Möglichkeit des Opt-Outs für Speicherung und Übertragung von Viertelstundenwerten, Monats- und Tageswerten;
4. Dezentrale Versorgung
a. Eigenversorgung: Erzeugung, Verbrauch, Speicherung und Verkauf von Energie aus erneuerbaren Quellen sowie Teilnahme an Flexibilitätsdienstleistungen (gemeinsame Umsetzung von Art. 15 der Richtlinie (EU) 2019/944 und Art. 21 der Richtlinie (EU) 2018/2001);
b. Laststeuerung durch Aggregierung
c. Erweiterung des Anwendungsbereiches von Direktleitungen;
5. Bürgerenergie/Gemeinschaftliche Versorgung
a. Peer-to-Peer Verträge: Verträge zwischen Eigenversorger und Endkundinnen oder Endkunden über den Verkauf von eigenerzeugtem Strom aus erneuerbaren Quellen;
b. Ergänzung von gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen um die Möglichkeit der Speicherung von Energie;
c. Möglichkeit des Betriebs mehrerer lokaler oder regionaler Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften durch eine Trägergesellschaft bzw. einen Trägerverein;
6. Vollständige Umsetzung der Richtlinie (EU) 2019/944 betreffend Energiespeicherung
7. Netzbetrieb
a. systematische Trennung von Netzanschluss und –zugang;
b. Umsetzung neuer Aufgaben der Verteilernetzbetreiber;
c. Konsolidierung der Pflichtenkataloge der Netzbetreiber (z.B. in Bezug auf Datenverwaltung, Digitalisierung);
8. Systemnutzungsentgelte
a. Festlegung von Grundsätzen und Aufwertung der Rolle der Regulierungsbehörde in Umsetzung der Rechtsprechung des EuGH;
b. Zusammenführung des Netzzutrittsentgelts und des Netzbereitstellungsentgelts als Netzanschlussentgelt; Aufgehen des bisherigen Systemdienstleistungsentgelts im Regelleistungsentgelt und Ersatz der Clearinggebühr durch Bilanzgruppenkoordinationsentgelt;
9. Sicherheit und Zuverlässigkeit der Versorgung
a. Marktgestützte Beschaffung von Flexibilitätsleistungen im Verteilernetz (Umsetzung von Art. 32 Abs. 1 und 2 der RL (EU) 2019/944);
b. Beschaffung nicht frequenzgebundener Systemdienstleistungen (Umsetzung von Art. 31 Abs. 7 und Art. 40 Abs. 5 und 6 der RL (EU) 2019/944);
c. Anpassung der Beschaffung von Regelreserve an die Verordnung (EU) 2017/2195;
10. Nachschärfungen bei Verfolgung, Verjährung und Zuständigkeit in Angelegenheiten betreffend die Verordnung (EU) 1227/2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarktes (REMIT).
Energiearmuts-Definitions-Gesetz
1. Verankerung einer Definition von Energiearmut für die statistische Erfassung;
2. Festlegung von Indikatoren, die für die statistische Erfassung und Messung von Energiearmut heranzuziehen sind;
3. Festlegung von Zielgruppen (unterstützungswürdige Haushalte) für
a. Maßnahmen zur Bekämpfung von Energiearmut und
b. Förderungen im Bereich klimarelevanter Investitionen;
4. Regelung der Zuständigkeit und des Verfahren zur Feststellung der Unterstützungswürdigkeit;
5. Austausch und die Vernetzung relevanter Akteure im Bereich Energiearmutsbekämpfung.
Energie-Control-Gesetz (E-ControlG)
1. Anpassung von Organzuständigkeiten, Verweisen und Terminologie an das Elektrizitätswirtschaftsgesetz;
2. Klarstellung, dass auch die Regulierungsbehörde zur Amtshilfe verpflichtet ist;
3. Detaillierung der Verfahrensregeln durch Verpflichtung
a. Zur Erlassung von Bescheiden unter Auflagen, Bedingungen oder Befristungen, sofern für die Erfüllung der gesetzlichen Vorgaben erforderlich sowie
b. zur Durchführung von öffentlichen Begutachtungsverfahren vor Erlassung von Verordnungen.
III. Kompetenzrechtliche Grundlagen
Die im ElWG geregelte Materie ist über weite Teile dem Kompetenztatbestand des Art. 12 Abs. 1 Z 2 (Elektrizitätswesen) des Bundes-Verfassungsgesetzes (B-VG) zuzuordnen. Um diese Regelungen als unmittelbar anwendbares Bundesrecht zu erlassen, wird eine im Verfassungsrang stehende Kompetenzdeckungsklausel statuiert.
Besonderer Teil
Zu Artikel 1: Elektrizitätswirtschaftsgesetz
Durch dieses Bundesgesetz wird insbesondere die Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt. Aus Gründen der besseren Übersichtlichkeit und Rechtsbereinigung wird das Elektrizitätswirtschafts- und –organisationsgesetz 2010 aufgehoben und als Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) neu erlassen. Die Erläuterungen beziehen sich daher auf jene Änderungen, die in Bezug auf das bisherige ElWOG 2010 erfolgen.
Zu den Bestimmungen im Einzelnen:
Zu § 1 (Kompetenzgrundlage und Vollziehung):
Hier erfolgt eine Anpassung der Kompetenzdeckungsklausel an die Neuregelung bzw. Änderung, da es sich um Angelegenheiten handelt, die nicht vom Kompetenztatbestand „Elektrizitätswesen“ des Art. 12 Abs. 1 Z 2 B-VG oder anderen Kompetenztatbeständen des Bundes erfasst sind.
Zu § 4 (Bundes-Public Corporate Governance Kodex)
Die Leistungen der Elektrizitätswirtschaft sind für weite Teile der Bevölkerung und des Unternehmenssektors von Bedeutung. Die Corporate Governance der Elektrizitätsunternehmen entscheidet über deren positiven, fairen und transparenten Beitrag zur gesamtwirtschaftlichen Effizienz und Wettbewerbskraft Österreichs in einer Weise, die allgemein anerkannt, geschätzt und akzeptiert ist. Nach Beschluss der Bundesregierung stellen die Regelungen des Kodex eine Selbstbindung des Bundes dar, deren Beachtung den Organen des Bundes bei der Wahrnehmung von Anteilseigner- und Überwachungsfunktionen obliegt. In Bezug auf die von den obersten Verwaltungsorganen mit diesen Aufgaben betrauten Personen ist der Kodex rechtlich eine Weisung, die notwendigen Maßnahmen zu dessen Umsetzung vorzunehmen. Der Kodex gilt nicht für börsennotierte Aktiengesellschaften, da für diese gemäß § 243b UGB ein auf solche Gesellschaften abgestellter Kodex Anwendung findet.
Zu § 5 (Ziele und Grundsätze des Elektrizitätsmarktes)
Abs. 1 Z 1 stellt auf das Ziel des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes (EAG), bis 2030 100% (national bilanziell) Strom aus erneuerbaren Quellen zu erreichen, ab. In Z 6 sind unter Regeln insbesondere auch die auf Basis der Verordnung (EU) 2019/943 erlassenen und jeweils geltenden Netzkodizes und Leitlinien zu verstehen.
Das Ziel der erhöhten Transparenz für alle Marktteilnehmer gemäß Abs. 1 Z 14 kommt materiell insbesondere in den §§ 80, 82, 97, 98, und 103 zum Ausdruck.
Die Abs. 2 bis 5 dienen der Umsetzung von Art. 3 der Richtlinie (EU) 2019/943.
Mit Abs. 6 werden Art. 5 Abs. 1 und 2 der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt.
Zu § 6 (Begriffsbestimmungen)
Zu Z 5 (Aggregierung): Durch die Wortfolge „und bzw. oder“ soll zum Ausdruck gebracht werden, dass im Rahmen der Aggregierung eine gemeinsame Bündelung von Verbrauch und oder Erzeugung zulässig ist. Die Tätigkeit hat sich nicht auf entweder den Verbrauch oder die Erzeugung zu beschränken. Die spezifischen Auftragsinhalte zwischen Endkundin oder Endkunden und Aggregator sind Gegenstand des jeweils abgeschlossenen Aggregierungsvertrages.
Zu Z 7 (berechtigter Dritter): Die Rolle eines berechtigten Dritten kann z.B. Lieferanten, Aggregatoren, Netzbetreibern, Energiegemeinschaften oder Betreibern von gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen zukommen. Berechtigt ist eine Partei stets nur für jene Angelegenheiten, in denen die Endkundin oder der Endkunde ihre Dienstleistungen in Anspruch nimmt.
Zu Z 19 (Eigenversorger): Unter dem Begriff des Eigenversorgers sollen der aktive Kunde gemäß Art. 2 Z 8 der Richtlinie (EU) 2019/944 und der Eigenversorger [im Bereich erneuerbare Elektrizität] gemäß Art. 2 Z 14 der Richtlinie (EU) 2018/2001 umgesetzt werden. Aus systematischen Erwägungen soll eine gemeinsame Umsetzung dieser beiden Akteure unter dem einheitlichen Begriff des Eigenversorgers erfolgen. Die Begrenzung auf Energiemengen hinter dem Zählpunkt entspricht der Umsetzung der Wortfolge „an Ort und Stelle“ in den beiden unionsrechtlichen Begriffsbestimmungen.
Zu Z 25 (Endkunde): Der Bezug von Strom für Ladepunkte begründet die Eigenschaft als Endkunde, wodurch der Anwendungsbereich des Elektrizitätsrechts endet. Diese Klarstellung wird insbesondere in Hinblick auf die Entscheidung VwGH 18.9.19, Ro 2018/04/0010-7 vorgenommen.
Zu Z 30 (Energiespeicheranlage): Darunter fallen etwa Batterien, Pumpspeicher und Konversionsanlagen, zu denen auch Elektrolyseanlagen zählen. Auch E-Fahrzeuge können in Verbindung mit einer bidirektionalen Ladeinfrastruktur als Energiespeicheranlagen fungieren.
Zu Z 37 (Erneuerbare-Energie-Gemeinschaft): Die Begriffsbestimmung wurde im Vergleich zum ElWOG 2010 geringfügig adaptiert. Der Begriff des teilnehmenden Netzbenutzers soll überall dort zur Anwendung gelangen, wo es aufgrund des Regelungsinhalts auf die Eigenschaft als Netznutzer ankommt und nicht primär auf die Beziehung zur Gemeinschaft.
Zu Z 78 (Ladepunkt): Die Definition wurde aus § 2 Z 3 Bundesgesetz zur Festlegung einheitlicher Standards beim Infrastrukturaufbau für alternative Kraftstoffe übernommen.
Zu Z 83 (Liefervertrag): Der Begriff des Liefervertrages entspricht der Umsetzung des Elektrizitätsversorgungsvertrages gemäß Art. 2 Z 12 Richtlinie (EU) 2019/944. Die unionsrechtliche Terminologie wurde an jene des nationalen Elektrizitätsrechts angepasst.
Zu Z 84 (Liefervertrag mit dynamischen Energiepreisen): Mit dieser Begriffsbestimmung wird Art. 2 Z 15 der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt, wobei die unionsrechtliche Terminologie an jene des nationalen Elektrizitätsrechts angepasst wurde.
Zu Z 90 (Netzanschlusspunkt): Die anzuschließende Anlage des Netzbenutzers kann eine Stromerzeugungsanlage, eine Verbrauchsanlage, eine Energiespeicheranlage, eine Verteilernetzanlage oder eine Kombination aus den genannten Anlagen sein.
Zu Z 103 (Primärregelreserve): Der Begriff werden an die Definitionen in der Verordnung (EU) 2017/2195 und Verordnung (EU) 2017/1485 angepasst.
Zu Z 113 (Sekundärregelreserve): Der Begriff werden an die Definitionen in der Verordnung (EU) 2017/2195 und Verordnung (EU) 2017/1485 angepasst.
Zu Z 116 (Sonstige Marktregeln): Sonstige Marktregeln sind gemäß § 22 Z 1 E-ControlG von der Regulierungsbehörde zu erstellen.
Zu Z 120 (Stromerzeugungseinheit): Bei einer Stromerzeugungseinheit kann es sich beispielsweise um einen Maschinensatz eines Wärme- oder Wasserkraftwerkes, eine Windturbine oder einen Wechselrichter mit dazugehörigem Photovoltaik-Generatorfeld handeln.
Zu Z 127 (Technische und organisatorische Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen): Technische und organisatorische Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen sind gemäß § 22 Z 2 E-ControlG von der Regulierungsbehörde zu erstellen.
Zu Z 137 (Verbrauchseinheit): Dabei kann es sich um verschiedene Typen von Lasten, beispielsweise eine Wärmepumpe, Ladepunkte oder einen Energiespeicher handeln.
Zu Z 140 (Verteilernetz): Durch die Klarstellung in Bezug auf geschlossene Verteilernetze wird Art. 38 Abs. 2 erster Satz der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt.
Zu Z 146 (vollständig integrierte Netzkomponente): Das Marktintervall, innerhalb dessen Bilanzgruppenabweichen abzurechnen sind, dauert gemäß Art. 35 Verordnung (EU) 2017/2195 fünfzehn Minuten. Im regulären Betrieb müssen die Lade- und Entladezeiten der betreffenden Netzkomponente innerhalb dieses Intervalls liegen, damit es sich dabei um eine vollständig integrierte Netzkomponente handeln kann, die eine Ausnahme vom grundsätzlichen Verbot des Betriebs von Energiespeicheranlagen durch den Netzbetreiber gemäß § 72 Abs. 1 Z 1 darstellt.
Zu § 8 (Einteilung des Regelblocks und der Regelzone)
Die Verordnung (EU) 2017/1485 zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb (System Operation Guideline – SO GL) regelt den regulären Betrieb der Übertragungsnetze. Wesentlicher Bestandteil der Verordnung sind die Betriebsvereinbarung für die europäischen Synchrongebiete. Österreich ist Teil der Continental Europa SA.
Im Zuge dieser Vereinbarungen mussten nach Art. 141 Abs. 2 der Verordnung auch Leistungs-Frequenz-Blöcke (Art. 3 Abs. 2 Z 18 der Verordnung) von den Übertragungsnetzbetreibern eines Synchrongebiets vereinbart und durch alle Regulierungsbehörden genehmigt werden. Im Zuge des in Abs. 1 genannten Verfahrens werden demnach die Regelblöcke sowie die darin enthaltenen Regelzonen festgelegt.
Zu Abs. 2: Der in der Betriebsvereinbarung gemäß Art. 119 und Art. 120 der Verordnung (EU) 2017/1485 benannten Übertragungsnetzbetreiber ist Regelzonenführer und somit Regelzonenführer im Sinne des Gesetzes.
Zu § 9 (Aufgaben des Regelzonenführers)
Zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit, zu der der Regelzonenführer gemäß Z 3 verpflichtet ist, soll auch der Einsatz von Flexibilitätsleistungen geprüft und diese im Bedarfsfall beschafft und eingesetzt werden.
Zu Z 11: Im Zuge der Neufassung sollen die Aufgaben des Regelzonenführers und des Bilanzgruppenkoordinators konsolidiert und den jeweiligen Marktrollen zugeordnet werden. Die Aufgaben der Bilanzgruppenkoordination sollen zunächst zu den Aufgaben des Regelzonenführers zählen. Durch § 13 ist weiterhin sichergestellt, dass eine Übertragung dieser Aufgaben möglich wäre, wobei die Leistung in einem wettbewerblichen Verfahren neu vergeben werden könnte. Dem Bilanzgruppenkoordinator obliegen im Wesentlichen Aufgaben im Zusammenhang mit der Ermittlung und Verrechnung der Ausgleichsenergie. Diese Aufgaben werden in den Mitgliedstaaten in der Regel von den Übertragungsnetzbetreibern übernommen. Die Preisbildung für Ausgleichsenergie wird mittlerweile unionsrechtlich durch die (EU) 2017/2195 zur Festlegung einer Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem (Electricity Balancing Guideline – GLEB) geregelt. Davon abweichende Bestimmungen des österreichischen Verrechnungsstellengesetzes waren aufgrund des Anwendungsvorrangs des Unionsrechts schon bislang nicht mehr anwendbar.
Zu § 10 (Neue Aufgaben aus Netzkodizes und Leitlinien)
Die Bestimmung soll eine klare Zuordnung künftiger Aufgaben aus entweder neuen oder überarbeiteten Netzkodizes und Leitlinien ermöglichen, die im sich laufend weiter entwickelnden europäischen Energiebinnenmarkt zu erwarten sind. Die Zuordnung erfolgt mittels Bescheid durch die Regulierungsbehörde, wobei unter Bedachtnahme auf das bestehende Aufgabenportfolio entweder der Regelzonenführer oder ein Übertragungsnetzbetreiber für zuständig zu erklären sind.
Zu § 11 (Zusammenfassung der Netzbenutzer in Bilanzgruppen)
§ 11 ist als Nachfolgeregelung zu § 85 ElWOG 2010 konzipiert. Netzbenutzer können sich auch mittelbar, etwa über ihren Lieferanten oder einen Aggregator, einer Bilanzgruppe anschließen.
Zu § 12 (Aufgaben des Bilanzgruppenkoordinators)
Z 3 bezieht sich auf die Vergabe von Energy Identifikation Codes (EIC) an Unternehmen mit Sitz in Österreich gemäß dem ENTSO-E EIC Reference Manual. Zur Erfüllung seiner Verpflichtung hat sich der Bilanzgruppenkoordinator bei ENTSO-E als Local Issuing Office (LIO) autorisieren zu lassen. Der Ernennung weiterer Stellen als LIO steht diese Verpflichtung nicht entgegen, sie stellt jedoch sicher, dass die Funktion innerhalb des Marktgebiets jedenfalls ausgeübt wird.
Die in Z 9 geregelte Einrichtung einer Plattform für Abmeldungen oder Kündigungen sowie der Mitarbeit bei der Ausarbeitung und Adaptierung von Regelungen im Bereich Kundenwechsel, Abwicklung und Abrechnung war in § 76 Abs. 4 ElWOG 2010 als Aufgabe der Verrechnungsstelle verankert und zählt nunmehr zu den Aufgaben des Bilanzgruppenkoordinators.
Zu § 13 (Übertragung der Aufgaben des Bilanzgruppenkoordinators)
Mit dieser Bestimmung wird Art. 13 der Verordnung (EU) 2017/2195 zur Festlegung einer Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem (Electricity Balancing Guideline – GLEB) durchgeführt. Als Grundregel werden die Aufgaben des Bilanzgruppenkoordinators dem Regelzonenführer zugewiesen. Abweichend davon kann dieser die Aufgaben des Bilanzgruppenkoordinators ganz oder teilweise auf einen Dritten übertragen. Der Dritte hat die Voraussetzungen des Art. 13 Abs. 1 Verordnung (EU) 2017/2195 zu erfüllen und ist im Rahmen eines offenen, transparenten, diskriminierungsfreien und marktgestützten Ausschreibungsverfahrens auszuwählen.
Zu § 14 (Anforderungen an und Registrierung von Bilanzgruppenverantwortlichen
Die Auflistung der Finanzvergehen für den Ausschluss von der Ausübung der Tätigkeit eines Bilanzgruppenverantwortlichen in Abs. 7 erfolgt in Anlehnung an § 93 Abs. 5 GWG 2011, der sich wiederum auf die Gewerbeausschlussgründe des § 13 GewO 1994 stützt.
Unter die Ausnahmebestimmung des Abs. 10 zählt insbesondere die Bilanzgruppe für die Ermittlung der Netzverluste, zu deren Einrichtung die Netzbetreiber gesetzlich verpflichtet werden.
Zu § 17 (Datenverwaltung):
Der bisherige § 19a ElWOG 2010 zur Umsetzung von Art. 23 und 24 der Richtlinie (EU) 2019/944 soll erweitert und angepasst werden. Durch die überarbeitete Bestimmung soll die Relevanz des standardisierten und gemeinsamen Vorgehens noch stärker zum Ausdruck gebracht werden. Abs. 1 enthält nunmehr einen konkreten Aufgabenkatalog und verweist in Bezug auf die Z 2, 3 und 4 auf das Erfordernis einer technischen Dokumentation. Abs. 6 stellt klar, dass die Verantwortung für die gesetzeskonforme Aufgabenerfüllung auch im Fall einer Übertragung bei den originär verpflichteten Netzbetreibern bleibt. Im Falle einer Aufgabenübertragung unterliegt der Dritte dem Auskunfts- und Einsichtsrecht der Regulierungsbehörde gemäß § 148.
Zum 3. Teil (Endkundinnen und Endkunden):
Die Vorreihung der Bestimmungen zu den Rechten von Endkundinnen und Endkunden, die sich im ElWOG 2010 erst im 9. Teil fanden, soll ihre hohe Wichtigkeit zum Ausdruck bringen. Durch die Bestimmungen des 3. Teils soll auch das in Art. 28 der Richtlinie (EU) 2019/944 geforderte hohe Schutzniveau, insbesondere bei der Transparenz der Lieferbedingungen, allgemeinen Informationen und Streitbeilegungsverfahren, gesichert werden.
Zu § 18 (Recht auf freie Lieferantenwahl):
Die freie Lieferantenwahl gemäß Abs. 1 folgt auf § 75 Abs. 1 ElWOG 2010.
In Umsetzung von Art. 4 der Richtlinie (EU) 2019/944 sieht Abs. 2 das Recht der Kundinnen und Kunden auf mehr als einen Stromliefervertrag zur selben Zeit vor, wobei je Zählpunkt nur ein Liefervertrag abgeschlossen werden kann. Im zählpunktbezogenen Liefersystem muss jeder Zählpunkt einer Bilanzgruppe zugeordnet werden können. Abs. 3 setzt das gleichlautende Recht für Abnahmeverträge um. Soweit in den Bestimmungen des 3. Teils nicht anders bestimmt, sind diese auf Abnahmeverträge nicht anwendbar.
Durch Abs. 4 wird Art. 15 Abs. 2 lit. c der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt. Die Möglichkeiten des sog. „Aktiven Kunden“ gemäß Art. 15 der Richtlinie sind nicht auf einen bestimmten Teil der Endkundinnen und Endkunden begrenzt, sondern stehen diesen grundsätzlich offen. Dies kommt auch an anderen Stellen des Gesetzesentwurfs (z.B. Abs. 2 dieser Bestimmung in Bezug auf Abnahmeverträge gemäß Art. 15 Abs. 2 lit. b der Richtlinie, das Recht auf einen Aggregierungsvertrag in Bezug auf Art. 15 Abs. 2 lit. a der Richtlinie) zum Ausdruck. Wie in Art. 15 Abs. 1 der Richtlinie vorgesehen, dürfen Endkundinnen und Endkunden in Ausübung ihrer diesbezüglichen Rechte keine diskriminierenden Anforderungen, Verfahren oder Entgelte auferlegt werden. Die Verrechnung von Kosten ist nur zulässig, wenn tatsächlich ein sachlich gerechtfertigter Aufwand dahintersteht. Auch zum Abschluss von sogenannten Power Purchase Agreements („PPAs“), Verträgen, in denen sich die Abnehmerin bzw. der Abnehmer dazu verpflichtet, Strom von einem Erzeuger auf Marktbasis zu kaufen, sind Endkundinnen und Endkunden unabhängig von einem bestehenden Stromliefervertrag und ohne Zustimmung des Lieferanten berechtigt.
Zu § 19 (Allgemeine Lieferbedingungen):
Die Regelung folgt auf § 80 Abs. 1 sowie Abs. 3-5 ElWOG 2010. Die Paragraphenüberschrift wurde – im Einklang mit der nunmehrigen Terminologie des ElWG – an die in der Praxis gebräuchliche Bezeichnung angepasst.
Abs. 2 Z 3 wird aufgrund von Art. 10 Abs. 3 lit. e der Richtlinie (EU) 2019/944 ergänzt.
Zu § 20 (Änderung der Allgemeinen Lieferbedingungen):
In dieser Bestimmung werden § 80 Abs. 2, 2a und 2b ElWOG 2010 zusammengeführt. Abs. 1 setzt Art. 18 Abs. 4 der Richtlinie (EU) 2019/944 um.
Die Information über die Änderung der vertraglich vereinbarten Entgelte gemäß Abs. 2 hat in Umsetzung von Art. 10 Abs. 4 der Richtlinie (EU) 2019/944 auch Angaben zu deren Anlass, Voraussetzung, Umfang und erstmaliger Wirksamkeit zu enthalten. Bei der Änderung bzw. bei einem diesbezüglichen Informationsschreiben an Haushaltskundinnen und Haushaltskundinnen sowie Kleinunternehmen handelt es sich nicht um anzeigepflichtige Änderung der Allgemeinen Lieferbedingungen im Sinne des Abs. 1. Für den Fall, dass die betroffenen Personen elektronisch informiert werden, ist die Information auf einem dauerhaften Datenträger zu übermitteln. Abs. 2 letzter Satz sieht eine gesetzliche Preisbindung für die Dauer von drei Monaten nach Lieferbeginn vor, sofern es sich nicht um Verträge für Produkte handelt, deren Wesen einer solchen Bindung entgegenstehen würde. Als Beispiel seien Lieferverträge mit dynamischen Energiepreisen genannt, bei denen sich der Preis laufend an Spotmarktentwicklungen anpasst. Die Auslegung der Vorgängerbestimmung des § 20 Abs. 2 (§ 80 Abs. 2a ElWOG 2010) war bereits mehrfach Gegenstand höchstgerichtlicher Judikatur. Zur Vermeidung von Rechtsunsicherheiten wurde der zumindest teilweise ausjudizierte Wortlaut des § 80 Abs. 2a ElWOG 2010 daher in § 20 Abs. 2 überführt. Bei den Ergänzungen, wonach die für die Entgeltänderung maßgebenden Umstände sachlich gerechtfertigt sein müssen und ihr Eintritt nicht ausschließlich vom Willen des Lieferanten abhängen darf, handelt es sich um Voraussetzungen, die in der Rechtsprechung hinreichend geklärt sind (vgl. OGH 28.9.2021, 5Ob103/21i).
Zu § 21 (Recht auf Lieferverträge mit dynamischen Energiepreisen):
Bei Lieferverträgen mit dynamischen Energiepreisen wird nicht wie üblich ein statischer Preis pro kWh verrechnet, sondern ein Preis, der Preisschwankungen auf Spotmärkten, einschließlich Day-Ahead- und Intraday-Märkte, widerspiegelt. Dies ermöglicht, den Verbrauch gemäß den Echtzeit-Preissignalen anzupassen, wodurch Endkundinnen und Endkundinnen unmittelbar am Markt partizipieren können. Durch die Bestimmung wird Art. 11 der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt.
Abs. 1 grenzt den Kreis der zum Angebot eines Liefervertrags mit dynamischen Energiepreisen verpflichteten Lieferanten ein. Die Abs. 2 bis 5 gelten für alle Lieferverträge mit dynamischen Energiepreisen, auch für solche, die von Lieferanten angeboten werden, die gemäß Abs. 1 nicht zum Angebot eines solchen Produkts verpflichtet wären.
Abs. 2 statuiert erhöhte Informationspflichten für Lieferanten, die Lieferverträge mit dynamischen Energiepreisen im Produktportfolio haben. Die Information über Chancen sowie Kosten und Risiken sind leicht verständlich und transparent zu formulieren, als Beispiel kann eine Vergleichsrechnung dienen (Vergleich eines Liefervertrages mit dynamischen Energiepreisen im Vergleich zum bisherigen Produkt anhand des letzten Jahresverbrauchs). Hierbei hat jedenfalls eine transparente und überprüfbare Darstellung der relevanten Produktparameter und deren finanzielle Auswirkungen anhand von repräsentativen Beispielen und Berechnungen aus dem vorangegangenen Kalenderjahr zu erfolgen. Ziel ist, dass Endkundinnen und Endkunden für die hohe Volatilität solcher Produkte sensibilisiert werden und sie eine bewusste Entscheidung für oder gegen ein solches Produkt treffen können. Abs. 2 letzter Satz ermöglicht eine jederzeitige Kündigung – Bindungsfristen sind für derartige Lieferverträge nicht zulässig, eine Kündigung muss auch im ersten Vertragsjahr möglich sein.
Durch eine entsprechende Informationspflicht in einer Verordnung der Regulierungsbehörde gemäß Abs. 3 wäre es beispielsweise denkbar, dass die Lieferanten den Endkundinnen und Endkunden, die einen Liefervertrag mit dynamischen Energiepreisen abgeschlossen haben, das Erreichen oder Überschreiten einer gewissen Preisgrenze automatisiert melden müssen.
Die gemäß Abs. 1 verpflichteten Lieferanten, bei denen es sich aufgrund der Anzahl an belieferten Zählpunkten um Unternehmen in einer Größe handelt, denen ein solches Produktangebot zumutbar ist, werden in Abs. 4 verpflichtet, jedenfalls auch Lieferverträge ohne Echtzeit-Preissignale („Lieferverträge mit nicht dynamischen Energiepreisen“) anzubieten.
In der Überwachung und Berichtslegung gemäß Abs. 5 ist primär auf die Entwicklung der Energiekosten abzustellen, unter Umständen können auch Netzkosten, Abgaben und Steuern in die Betrachtung miteinbezogen werden, solange diese das Ergebnis im Hinblick auf die Auswirkungen der Lieferverträge mit dynamischen Energiepreisen nicht verwässern.
Zu § 22 (Recht auf einen Aggregierungsvertrag):
Die Bestimmung setzt Art. 13 der Richtlinie (EU) 2019/944 um. Der Überbegriff des Aggregators umfasst sowohl Lieferanten, die die Tätigkeit der Aggregierung ausüben als auch unabhängige Aggregatoren, die in keiner Verbindung mit dem Lieferanten der Kundin oder des Kunden stehen. Nur wenn, wie im Fall von Abs. 2 und 5, spezifisch auf den unabhängigen Aggregator Bezug genommen wird, ist nur einer dieser beiden Aggregatorentypen gemeint. Die Abs. 3, 4 und 6 sind demnach unterschiedslos auf den unabhängigen Aggregator und den Lieferanten-Aggregator anwendbar.
Zu § 24 (Recht auf Wechsel des Lieferanten und des Aggregators):
Die Bestimmung folgt auf § 76 Abs. 1 und 2 ElWOG 2010, wobei neben dem Wechsel des Lieferanten nunmehr auch der Wechsel des Aggregators geregelt wird.
Abs. 1 zweiter Satz wird zur Umsetzung von Art. 12 Abs. 4 der Richtlinie (EU) 2019/944 ergänzt.
Gemäß Abs. 2 gilt weiterhin, dass der Vorgang des Wechsels maximal drei Wochen in Anspruch nehmen darf. Ab 2026 muss der technische Vorgang des Wechsels (worunter „der Wechsel im eigentlichen Sinn“ zu verstehen ist) in Umsetzung von Art. 12 der Richtlinie (EU) 2019/944 binnen 24 Stunden abgeschlossen und an jedem Werktag möglich sein. In Umsetzung dieser Vorgabe wird ab 2026 eine vierundzwanzigstündige Frist ab dem Zeitpunkt der Kenntnisnahme des Lieferantenwechsels durch den Netzbetreiber verankert.
Durch Abs. 4 und 5 sollen Haushaltskundinnen, Haushaltskunden sowie Kleinunternehmen wie bisher in § 76a ElWOG 2010 einmal jährlich auf die Möglichkeit des Wechsels und das Vergleichsinstrument der Regulierungsbehörde hingewiesen und animiert und dabei unterstützt werden, das passende, günstigste Standardangebot zu finden. Indem Lieferanten zugleich mit dem Informationsschreiben ein günstigeres Standardangebot aus ihrem Produktportfolio anbieten müssen, sofern ein solches verfügbar ist, ist zudem gewährleistet, dass auch jenen Kundengruppen, die das Vergleichsinstrument nicht nutzen (können), eine einfache Möglichkeit aufgezeigt wird, anstelle der automatischen Vertragsverlängerung zu den bisherigen Bedingungen ein für sie günstigeres Angebot wahrzunehmen. „Günstiger“ bedeutet finanziell vorteilig und stellt auf eine den Energieverbrauch des letzten Vertragsjahres berücksichtigende Analyse unter Heranziehung der Ergebnisse im Vergleichsinstrument der Regulierungsbehörde ab.
Zu § 25 (Verfahrensbestimmungen für Lieferanten- und Aggregatoren):
In dieser Bestimmung werden § 76 Abs. 3 bis 7 ElWOG 2010 neu zusammengeführt und das Verfahren für den Wechsel von Lieferant oder Aggregator gesammelt geregelt.
Anfragen auf Vertragsabschluss, die gemäß Abs. 1 fristgerecht zu beantworten sind, können sich auf einen Liefer-, Abnahme- oder Aggregierungsvertrag beziehen.
Die Details des Verfahrens können gemäß Abs. 6 durch die Regulierungsbehörde mit Verordnung geregelt werden.
Zu § 26 (Instrument für den Vergleich von Angeboten für die Lieferung und Abnahme von Strom):
Mit der Bestimmung wird Art. 15 der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt. Dabei macht Österreich von Art. 14 Abs. 6 der Richtlinie Gebrauch und sieht von der Vergabe von Vertrauenszeichen an Vergleichsinstrumente ab, da die Regulierungsbehörde verpflichtet wird, ein Vergleichsinstrument, das die Voraussetzungen des Art. 14 Abs. 1 der Richtlinie erfüllt, zur Verfügung zu stellen. Somit kann die Überwachung der Verfügbarkeit von Vergleichsinstrumenten gemäß Art. 59 Abs. 1 lit. y der Richtlinie entfallen – die Regulierungsbehörde stellt durch das eigene Angebot die Verfügbarkeit sicher.
Zu Abs. 4: Standardprodukte im Sinne von Z 1 dieses Absatzes sind insbesondere jene Produkte, die anhand allgemeiner Vertragsbestimmungen, Preisgestaltung und dergleichen an einen unbestimmten Personenkreis gerichtet sind, worunter auch Tarife für die Grundversorgung gemäß § 29 fallen. Die Meldepflicht gemäß Z 2 und 3 soll gewährleisten, dass die Endkundinnen und Endkundinnen die Preise für ihre in der Vergangenheit abgeschlossenen Standardprodukte mit aktuellen Angeboten nach Z 1 vergleichen und somit Preisvorteile erkennen können. Durch die Meldepflicht wird die Regulierungsbehörde in die Lage versetzt, diese Daten im Vergleichsinstrument zur Verfügung stellen zu können. Die Meldeschwelle von 5% der Haushaltskundinnen und Kleinunternehmenskunden soll dabei die Administrierbarkeit für die Lieferanten sowie die Regulierungsbehörde sicherstellen.
Zu § 27 (Recht auf Ratenzahlung):
Der bisherige § 82 Abs. 2a ElWOG 2010 wird in eine eigene Bestimmung überführt.
Der Begriff „Abrechnung“ in Abs. 1 umfasst sowohl Jahresabrechnungen als auch Abschlussrechnungen im Falle eines Aus- bzw. Umzugs. Auch für Monatsrechnungen wird nunmehr eine spezifische Ratenzahlungsfrist festgelegt.
Da in der Praxis aufgrund der besseren Planbarkeit 12 Monate bevorzugt in Anspruch genommen werden, soll die Laufzeit entsprechend verkürzt werden. Eine Laufzeit von bis zu 18 Monaten soll nur in Härtefällen zur Anwendung kommen, beispielsweise im Falle sehr hoher Zahlungsrückstände (s. Ratenzahlungs-Verordnung der E‑Control, BGBl. II Nr. 180/2022). Die Regulierungsbehörde kann wie bisher grundsätzliche Regelungen zur Ratenzahlung mittels Verordnung festlegen. Haushaltskundinnen und Haushaltskunden haben das Recht im gesetzlich zulässigen Rahmen eine individuelle Laufzeit zu bestimmen.
Zu § 29 (Grundversorgung):
Die Bestimmung entspricht materiell dem bisherigen § 77 ElWOG 2010. Die rein sprachlichen Änderungen sind der Anpassung der Terminologie an das ElWG geschuldet. Ergänzt wurde lediglich eine Pflicht der Lieferanten, den jeweiligen Preis für die Grundversorgung der Regulierungsbehörde zu melden.
Neben dem Kontrahierungszwang statuiert die Bestimmung auch ein Diskriminierungsverbot. Sie intendiert jedoch keine kostenlose Belieferung.
Eine „Sicherheitsleistung“ im Sinne des Abs. 2 wäre beispielsweise eine Barsicherheit, eine Bankgarantie oder die Hinterlegung von nicht vinkulierten Sparbüchern. Ist der Kundin oder dem Kunden eine solche Sicherheitsleistung bzw. Vorauszahlung nicht möglich, kann die Grundversorgung nicht in Anspruch genommen werden. Sofern es im Rahmen des Grundversorgungsvertrages zu einem Zahlungsverzug kommt, kann ein Vorauszahlungszähler verlangt und dadurch die Abschaltung verhindert werden.
Zu § 30 (Abschaltung der Netzverbindung):
Abs. 1 folgt auf § 82 Abs. 3 ElWOG 2010. Wird vom Recht auf Ratenzahlung gemäß § 29 Gebrauch gemacht, liegt keine Vertragsverletzung vor. Ein qualifiziertes Mahnverfahren kann im Fall einer vereinbarten Ratenzahlung frühestens mit Ablauf der Ratenzahlungsfrist eingeleitet werden.
Abs. 2 entspricht § 82 Abs. 4 ElWOG 2010, Abs. 3 dem bisherigen § 82 Abs. 8 ElWOG 2010 und Abs. 4 folgt auf § 82 Abs. 4a ElWOG 2010.
Zu § 31 (Anlauf- und Beratungsstellen):
Die Anlauf- und Beratungsstellen wurden aus § 82 Abs. 7 ElWOG 2010 und in einer eigenen Bestimmung umfassend geregelt.
Abs. 3 setzt Art. 10 Abs. 9 der Richtlinie (EU) 2019/944 um. Ein gutes Kundenservice zeichnet sich insbesondere durch die gute Erreichbarkeit von Kundenberaterinnen und Kundenberatern, kompetente Auskunftserteilung sowie leichte Auffindbarkeit von Informationen aus. Die Einhaltung von Abs. 3 ist gemäß § 148 Abs. 1 Z 5 von der Regulierungsbehörde zu überwachen.
Zu § 32 (Ersatzversorgung):
Die Bestimmung folgt auf § 77a ElWOG 2010. Das Verfahren zur Ermittlung des Ersatzlieferanten wird an jenes der Versorgung nach Marktaustritt eines Lieferanten angeglichen. Ersatzlieferant ist somit jener Lieferant, der zum 31. Dezember des Vorjahres über die größte Anzahl an Endkundinnen und Endkunden im Netzbereich verfügt.
Die von der Ersatzversorgung betroffenen Endkundinnen und Endkunden sind gemäß Abs. 4 schriftlich zu informieren, wobei dies auf elektronischem oder postalischen Wege möglich ist. Wesentliche Inhalte des Vertragsverhältnisses im Sinne von Abs. 4 sind insbesondere die Dauer der Ersatzversorgung und der Preis, zu dem die Endkundinnen und Endkunden versorgt werden.
Zu § 33 (Versorgung nach [teilweisem]Marktaustritt eines Lieferanten):
Durch diese Bestimmung soll der bisherige § 77b ElWOG 2010, der gemäß § 109 Abs. 8 ElWOG 2010 tritt mit Ablauf des 31. Dezembers 2024 außer Kraft treten hätte sollen, in den Dauerrechtsbestand überführt werden. Ergänzt wird die Anwendbarkeit auf Fälle, in denen ein Lieferant mindestens die Hälfte seiner Verträge mit Haushaltskundinnen und Haushaltskunden kündigt.
Haushaltsprodukte im Sinne von Abs. 4 sind Produkte für die Belieferung mit Strom, die Haushaltskundinnen und Haushaltskunden gewöhnlich angeboten werden.
Zu § 33a (Zuweisung eines Lieferanten durch die Regulierungsbehörde):
Wie die jüngere Vergangenheit gezeigt hat, haben Unternehmen aufgrund der Unsicherheiten auf den Energiemärkten keinen Stromlieferanten gefunden bzw. neue Verträge nur zu „prohibitiven“ Konditionen (im Hinblick auf den Preis) angeboten bekommen. Ziel der vorgeschlagenen Regelung ist daher, die Stromversorgung von Unternehmen auch in volatilen Energiemarktsituationen sicherzustellen.
Auf die Kontrahierungspflicht sollen sich Endkundinnen und Endkunden mit einem Stromverbrauch bis zu 1 GWh berufen können, die weder Haushaltskundinnen und Haushaltskunden noch Kleinunternehmen sind und nachweisen können, dass sie von drei Lieferanten binnen zwei Wochen kein Angebot oder ein Angebot zu nicht angemessenen Preisen erhalten haben oder vom Lieferanten abgelehnt wurden.
Auf Antrag der Endkundin oder des Endkunden weist die Regulierungsbehörde nach sachlichen, objektiven, nichtdiskriminierenden und transparenten Kriterien und unter Bedachtnahme auf Marktgleichgewicht, Leistungsfähigkeit des Lieferanten und netzinfrastrukturelle Voraussetzungen einen Lieferanten zu.
Mit der Bezugnahme auf das Versorgungsgebiet in Abs. 3 soll zum Ausdruck gebracht werden, dass das Versorgungsgebiet auf den Netzbereich des jeweils zugewiesenen Lieferanten eingeschränkt ist.
Der zugewiesene Stromlieferant ist verpflichtet, für die Laufzeit von mindestens sechs Monaten einen Stromliefervertrag zu angemessenen Bedingungen und angemessenem Preis abzuschließen.
Von der Kontrahierungspflicht ausgenommen sind Lieferanten, die ausschließlich Haushaltskundinnen und Haushaltskunden sowie Kleinunternehmen beliefern.
Zu § 33b (Ablehnung des Abschlusses eines Stromliefervertrags durch den zugewiesenen Lieferanten):
Der zugewiesene Lieferant kann aus den in dieser Bestimmung genannten Gründen den Abschluss eines Stromliefervertrages ablehnen.
Zu § 34 (Mindestanforderungen an Rechnungen):
Der bisherige § 81 ElWOG 2010 wird um Vorgaben des Anhangs I der Richtlinie (EU) 2019/944 ergänzt. Abs. 1 sieht in Umsetzung der Richtlinie beispielsweise nunmehr vor, dass der zu zahlende Rechnungsbetrag und das Datum der Fälligkeit auf der Rechnung klar und deutlich ersichtlich sein müssen.
Abs. 1 Satz 6, wonach vorliegende gemessene Energiewerte jedenfalls der Abrechnung zugrunde zu legen sind, bedeutet, dass Messdaten aus Intelligenten Messgeräten auch für Abgrenzungen bei Energiepreisänderungen oder Produktwechseln) für die Abrechnung heranzuziehen sind.
Abs. 2 legt die elektronische Übermittlung von Rechnungen als Standard fest. Das Recht der Endkundin oder des Endkunden, die Rechnung auf Wunsch in Papierform zu erhalten, besteht jedenfalls und kann vertraglich nicht ausgeschlossen werden. Sowohl die elektronische Übermittlung als auch die Übermittlung in Papierform hat gemäß Art. 18 Abs. 2 der Richtlinie (EU) 2019/944 kostenfrei zu sein.
Abs. 3 Z 10 wird aufgrund von Anhang I Pkt. 1.3. lit. a und c ergänzt. Der Vergleich mit dem Verbrauch einer Durchschnittsendkundin bzw. eines Durchschnittsendkunden einer vergleichbaren Kundengruppe soll unter Rückgriff auf das gemäß § 91 Abs. 5 je nach vorliegender Netzbenutzerkategorie zugewiesene standardisierte Lastprofil hergestellt werden.
Die Informationen zur Kunden-Hotline gemäß Abs. 3 Z 11 hat sich jedenfalls auf die Kontaktdaten und die Zeiten der Erreichbarkeit zu beziehen. Von der Regulierungsbehörde zur Verfügung gestellte Musterformulierungen sollen die Informationen für Endkundinnen und Endkunden leichter nachvollziehbar machen.
Das Informationsblatt kann auch als Hyperlink auf der Rechnung zur Verfügung gestellt werden, wobei unter Hyperlink auch ein Barcode oder QR-Code zu verstehen sind.
Abs. 5 folgt auf § 81 Abs. 5 ElWOG 2010. Unter „aktuell gültigen Energiepreisen“ sind jene zu verstehen, die dem Preis der Teilbetragsrechnung zugrunde gelegt werden. Im Fall von Preisänderungen während der Abrechnungsperiode sind Teilzahlungsbeträge grundsätzlich anzupassen, wobei Haushaltskundinnen und Haushaltskundinnen im Falle der Ankündigung einer Erhöhung des Teilzahlungsbetrages von ihrem Recht auf Beibehaltung des bisherigen Betrages Gebrauch machen können. Diese Möglichkeit soll die betroffenen Kundinnen und Kunden in die Lage versetzen, bis zum Ende des Abrechnungszeitraumes die zusätzlich notwendigen finanziellen Mittel bereitzustellen. Die Information über das Recht auf Beibehaltung des Teilzahlungsbetrages hat stets mit einer Aufklärung darüber einherzugehen, dass sich dadurch der zu zahlende Preis dadurch nicht verringert.
Zu § 37 (Verbrauchs- und Abrechnungsinformation):
Die Bestimmung führt die bisherigen §§ 81a und 81b ElWOG 2010 zusammen. Da bei Endkundinnen und Endkunden, deren Verbrauch mithilfe eines intelligenten Messgeräts gemessen wird, die Monatsrechnung zum Standardfall wird, konsumiert diese die monatliche Verbrauchs- und Abrechnungsinformation. Abs. 1 legt demnach fest, dass eine solche nur für Endkundinnen und Endkundinnen, deren Verbrauch zwar mithilfe eines intelligenten Messgeräts gemessen, jedoch nur jährlich abgerechnet wird, zu übermitteln ist.
Standardmäßig ist die Verbrauchs- und Abrechnungsinformation elektronisch zu übermitteln, nur auf Wunsch der Endkundin bzw. des Endkunden ist die Übermittlung gemäß Abs. 3 postalisch vorzunehmen.
Mindestinhalte gemäß Abs. 4 sind der monatliche Verbrauch, der vereinbarte Preis für die Stromlieferung sowie die geschätzten monatlichen Kosten für die Stromlieferung und Netznutzung. Die zu diesem Zweck näherungsweise geschätzten Kosten müssen nicht zwingend mit den gemäß § 34 Abs. 5 verrechneten Teilzahlungsbeträgen übereinstimmen.
Zu § 38 (Sonstige Informationen):
Abs. 1 folgt auf § 82 Abs. 1 ElWOG 2010. Ergänzungen bei den Informationen sind dem Anhang I der Richtlinie (EU) 2019/944 geschuldet.
Durch Abs. 2 Satz 2 wird zum Ausdruck gebracht, dass bei Bezug und Abnahme durch denselben Lieferanten und gleichzeitiger Rechnungslegung nur ein Informationsblatt ausgestellt werden muss, aber die Informationen gemäß Abs. 1 derart aufgeschlüsselt sein müssen, dass klar ist, ob sich die Information auf Abnahme oder Bezug bezieht.
Abs. 3 folgt auf den bisherigen § 82 Abs. 2 ElWOG 2010.
Zu § 39 (Ausstattung mit einem intelligenten Messgerät):
Für die Äußerung gemäß Abs. 2 gibt es keine Vorgaben für die Formerfordernisse. Abs. 2 lässt die Projektpläne zur verpflichtenden Ausrollung von intelligenten Messgeräten unberührt und greift in jenen Fällen, in denen Endkundinnen und Endkunden rascher mit einem intelligenten Messgerät ausgestattet werden wollen als dies im Projektplan des jeweils zuständigen Netzbetreibers vorgesehen wäre.
Zu § 40 (Anforderungen an intelligente Messgeräte):
Die in Abs. 4 Satz 1 genannte Sichtanzeige dient der Transparenz und Information der Kundin oder des Kunden über den aktuellen Zählerstand. Bei der Sichtanzeige handelt es sich um eine Echtzeitangabe des Zählerstands, die nicht zwangsweise zur Verrechnung herangezogen wird. Die abzurechnenden Werten sind von dem der Abrechnungsperiode zugrundeliegenden Verbrauch abhängig und können sich je nach Versorgungskonstellation (bspw. durch die Teilnahme an einer gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage oder Energiegemeinschaft) entsprechend ändern.
Durch Abs. 2 Z 1 (iVm § 42) wird Art. 20 lit. d der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt, da die einschlägigen Bestimmungen auch auf eigenerzeugte Energiemengen von Eigenversorgern anwendbar sind.
Zu § 42 (Messdatenerhebung und Verarbeitungszwecke):
Abs. 2 regelt die Möglichkeit des Widerspruchs der Speicherung und Übertragung von Viertelstundenenergiewerten aus dem intelligenten Messgerät (Opt-Out). Die Möglichkeit eines Opt-Outs besteht, sofern keines der genannten Betriebsmittel am jeweiligen Zählpunkt angeschlossen ist und keine gemeinschaftliche Erzeugungsanlage betrieben bzw. an einer Energiegemeinschaft teilgenommen wird. In den aufgezählten Fällen überwiegt die Notwendigkeit der Datenverfügbarkeit für den Netzbetreiber. Bei Inanspruchnahme des Opt-Outs muss ein monatlicher Leistungswert auslesbar und speicherbar sein. Einmal im Jahr werden die 12 Werte übertragen. Für die Berechnung des Netznutzungsentgelts ist der Durchschnittsleistungswertwert eines Jahres heranzuziehen. Für den Fall, dass das installierte Gerät die monatlich höchsten Leistungswerte nicht feststellen kann, bedarf es eines Gerätetauschs.
Zur Aufrechthaltung eines sicheren und effizienten Netzbetriebs gemäß Abs. 4 sollen viertelstündliche Energiewerte für Zwecke des Netzmonitorings eingesetzt werden.
Zu Abs. 7: Auf unionsrechtlicher Ebene sind detaillierte Daten der Haushalte und der Unternehmen unterteilt nach Wirtschaftssektoren auf Basis der VO (EG) Nr. 1099/2008 in der Version der Kommissions-Verordnung (EU) 2022/132 an Eurostat zu melden. Um bereits bei den Energieversorgern vorhandene Daten nicht mittels Erhebungen bei den Unternehmen und Haushalten ein zweites Mal erheben zu müssen, ist im Sinne der Respondentenentlastung eine Übermittlung der Energiewerte aus intelligenten Messgeräten an die Bundesanstalt „Statistik Österreich“ vorgesehen.
Zu § 43 (Zugang zu Messdaten von intelligenten Messgeräten für Endkundinnen und Endkunden):
Die Bestimmung folgt auf § 84 ElWOG 2010. Abs. 1 setzt eine Frist für die Aktivierung des intelligenten Messgeräts ab dem Zeitpunkt der Installation.
Durch Abs. 2 wird Art. 23 Abs. 5 der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt, wonach Endkundinnen und Endkunden weder für den Zugang zu ihren Daten noch für die Anträge auf Bereitstellung ihrer Daten zusätzliche Kosten in Rechnung gestellt werden dürfen.
Die Frist in Abs. 3 orientiert sich an den Prozessen, die in den von der Datenschutzbehörde genehmigten Verhaltensregeln nach Art. 40 DSGVO beschrieben werden. Die Verhaltensregeln gelten für Netzbetreiber bei der Verarbeitung von mit intelligenten Messgeräten erhobenen personenbezogenen Daten. Demzufolge werden die Daten nach Ablauf von 36 Monaten vom Netzbetreiber zumindest einmal im Kalenderjahr (nach technischer Möglichkeit) in allen Systemen einer Löschung oder Anonymisierung zugeführt, es sei denn, der Netzbetreiber ist von Gesetzes wegen oder aufgrund sonstiger regulatorischer Bestimmungen zu einer längeren Aufbewahrung dieser Daten verpflichtet oder ermächtigt (s. Punkt 6.1.1. der Verhaltensregeln).
Durch Abs. 5 kommt die Regulierungsbehörde ihrer Aufgabe gemäß Art. 59 Abs. 1 lit. t der Richtlinie (EU) 2019/944 nach.
Zu § 44 (Verfügbarkeit von nicht-validierten Fast-Echtzeit-Daten):
Der bisherige § 84 Abs. 5 ElWOG 2010 wird in eine eigene Bestimmung überführt. Die Anforderung, dass Endkundinnen und Endkunden nicht validierte Fast-Echtzeit-Daten zugänglich gemacht werden müssen, ergibt sich aus Art. 20 lit. a der Richtlinie (EU) 2019/944.
Zu § 45 (Ersatzwertbildung):
Die Bestimmung zur Ersatzwertbildung ist neu und regelt klar, wie im Fall von vereinzelt fehlenden Viertelstundenenergiewerten umzugehen ist. Damit soll ein österreichweit einheitliches Vorgehen gewährleistet werden.
Zu § 46 (Auslesung der Zähleinrichtung):
Die Bestimmung folgt auf § 57 Abs. 4 ElWOG 2010 und wurde aus systematischen Erwägungen im Hauptstück Messgeräte und Datenverwaltung aufgenommen.
Zu § 47 (Rechnerische Ermittlung des Verbrauchs):
Die Bestimmung folgt auf § 52 Abs. 4 und § 53 Abs. 3 ElWOG 2010 und wurde aus systematischen Erwägungen im Hauptstück Messgeräte und Datenverwaltung aufgenommen.
Zu § 48 (Eigenversorger):
Die Richtlinien (EU) 2018/2001 und (EU) 2019/944 sehen neue Möglichkeiten für Endkundinnen und Endkunden vor, um an den Elektrizitätsmärkten zu partizipieren. Dabei weisen der „Eigenversorger im Bereich erneuerbare Elektrizität“ gemäß Art. 21 der Richtlinie (EU) 2018/2001 und der „Aktive Kunde“ gemäß Art. 15 der Richtlinie (EU) 2019/944 zahlreiche Parallelen auf, weswegen sie gemeinsam in dieser Bestimmung und jenen 3. Teils umgesetzt werden sollen.
Die in Abs. 1 vorgesehene Möglichkeit des Eigenversorgers, eigenerzeugten Strom zu verkaufen kann z.B. über Abnahmeverträge gemäß § 18 Abs. 3 oder Peer-to-Peer-Verträge gemäß § 51 realisiert werden.
Durch Abs. 2 werden Art. 21 Abs. 5 der Richtlinie (EU) 2018/2001 und Art. 15 Abs. 2 lit. d der Richtlinie (EU 2019/944 umgesetzt. Das in der Praxis bereits übliche „Pachtcontracting“ soll dadurch elektrizitätsrechtlich abgesichert werden.
Bei Tätigkeiten des Eigenversorgers hinter dem Zählpunkt („an Ort und Stelle“) fallen mangels Netznutzung keine Systemnutzungsentgelte an. Daher kommt Abs. 3 in Umsetzung von Art. 15 Abs. 5 lit. c der Richtlinie (EU) 2019/944 lediglich klarstellende Bedeutung zu.
Zu § 49 (Laststeuerung durch Aggregierung):
Die Bestimmung setzt Art.17 der Richtlinie (EU) 2019/944 um.
Der in Art. 17 Abs. 4 der Richtlinie optional vorgesehene Kompensationsmechanismus für Lieferanten in den Fällen, denen während der Aktivierung der Laststeuerung ein unmittelbarer finanzieller Nachteil entsteht, wird in Abs. 4 und 5 umgesetzt. Die Methode für die Berechnung der Höhe des finanziellen Nachteils ist durch Verordnung der Regulierungsbehörde festzusetzen.
Zu § 50 (Direktleitungen):
Durch die zunehmende Dezentralisierung von Stromerzeugungslagen gewinnen Direktversorgungskonzepte an Attraktivität. Die Direktleitung als Ausnahme vom Primat des (strengen) Verteilernetzbetriebs ist Teil des geltenden Rechtsbestands. Die Judikatur des VwGH (vgl. VwGH 4.3.2008, 2007/05/0243) forderte für die Qualifikation als Direktleitung den Ausschluss eines unmittelbaren und direkten Stromaustauschs zwischen der Direktleitung und dem öffentlichen Netz. In der Praxis führte diese restriktive Auslegung zu erheblichen Hürden, die der Realisierung von Direktleitungen in der Vergangenheit häufig verhinderten. Eine Erweiterung des Anwendungsbereiches im Rahmen der unionsrechtlichen Vorgaben soll nun dazu führen, dass das erhebliche Potenzial, das Direktleitungen für die Energiewende bringen können, gehoben werden kann.
Abs. 2 legt fest, dass der Anschluss an das öffentliche Netz für die Qualifikation als Direktleitung nicht schädlich ist, sofern notwenige Maßnahmen getroffen werden, um Ringflüsse zu verhindern. Dabei ist jedenfalls sicherzustellen, dass für den aus dem Netz entnommenen und in das Netz eingespeisten Strom die mit dem Transport über das öffentliche Netz verbundene Systemnutzungsentgelte sowie mit der Netznutzung verbundene Abgaben ordnungsgemäß entrichtet werden.
Abs. 3 zielt auf eine Erleichterung der Überschusseinspeisung durch Dritte ab. Bislang war die Einspeisung über den Zählpunkt eines Dritten unzulässig (vgl. REK-Entscheidung vom 4.3.2020, R STR 05/19). Lösungen ließen sich ausschließlich über zivilrechtliche Konstruktionen finden, da der Dritte mangels eigenem Netzanschluss nicht einspeisen konnte und ein indirekter Anschluss über einen bestehenden Netzanschluss das Anschlussmonopol des Verteilernetzbetreibers unterlaufen hätte. Durch die Ausweitung des Anwendungsbereichs der Direktleitung in Verbindung mit der Möglichkeit der Zuordnung des Zählpunkts für die Einspeisung an einen Dritten soll die Überschusseinspeisung durch Dritte elektrizitätsrechtlich abgesichert werden.
Klarstellend ist festgehalten, dass zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieses Bundesgesetzes in Kraft stehende bescheidmäßige Erledigungen betreffend Direktleitungen, die auf Basis des § 70 ElWOG 2010 und den diesen ausführenden Landesgesetzen ergingen, mangels gegenteiliger Festlegung aufrecht bleiben. § 68 AVG gilt. Dies insbesondere, nachdem keine wesentliche, die Erlassung eines inhaltlich anderslautenden Bescheides ermöglichende oder gebietende rechtliche Modifikation eingetreten ist (VwGH 12. 9. 2006, 2003/03/0279; 21. 6. 2007, 2006/10/0093; 29. 4. 2015, 2012/05/0152). Der Umstand, dass der Vollzug des § 50 ElWG Bundessache ist, spricht nicht gegen die Identität der Rechtslage.
Zu § 51 (Peer-to-Peer-Verträge):
Zu Abs. 1: Peer-to-Peer-Verträge dürfen immer nur zusätzlich zu einem regulären Liefervertrag abgeschlossen werden, da im Wege der regulären Lieferverträge die erforderliche Bilanzgruppenzugehörigkeit sichergestellt wird (§ 11 Abs. 1).
Im Vertrag kann als Preis „null“ vereinbart werden, da im Rahmen von Peer-to-Peer-Verträgen auch das Verschenken von Strom zulässig ist.
Zu Abs. 2 Z 2: Mit Verbrauchsanlage ist jene Anlage gemeint, der die Energie zugeordnet werden soll.
Abs. 2 Z 3: stellt auf jene Menge ab, die dem Vertragsgegenüber zugeteilt werden soll, wobei einem Vertragspartner maximal 100 % der erzeugten Energiemenge zugeordnet werden können.
Klarstellend wird festgehalten, dass Lieferanten keine Peer-to-Peer-Verträge abschließen dürfen.
Zu § 52 (Gemeinschaftliche Erzeugungsanlage):
Die Bestimmung entspricht im Wesentlichen dem bisherigen § 16a ElWOG 2010. Die Änderungen stellen klar, dass Energiespeicheranlagen gemeinsam mit gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen betrieben werden können.
Zu Abs. 3: Die Energiespeicheranlage ist in diesem Fall Teil der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage.
Zu § 54 (Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften):
Zu Abs. 2: Sofern es betrieblich möglich ist, mehrere Zuleitungen zur Mittelspannungsebene direkt über die Mittelspannungs-Sammelschiene ohne den Umweg über die höheren Netzebenen (Netzebenen 1 bis 4) zu verbinden, liegen die Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen der teilnehmenden Netzbenutzer im selben Regionalbereich. Dabei ist es unerheblich, wie oft die Schaltzustände im Umspannwerk aus betrieblichen Gründen wechseln. Die technische Möglichkeit der Verschaltung der Mittelspannungs-Sammelschienen ohne Notwendigkeit zur Nutzung der Netzebenen 1 bis 4 ist ausreichend, damit die Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen im selben Regionalbereich angesiedelt sind.
Zu Abs. 3: Die Bestimmung greift Erfahrungen aus der Praxis auf und dient der Vereinfachung der Gründung und Verwaltung von Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften. Eine Gemeinde oder eine Kommune soll nicht für jede lokale oder regionale EEG eine eigene Gesellschaft oder einen eigenen Verein gründen müssen.
Die Einschränkung der Trägerorganisation von mehreren EEG auf den politischen Bezirk sollen dem aus dem Unionsrecht erfließenden regionalen Wesen der EEG Rechnung tragen.
Zu § 55 (Gemeinsame Bestimmungen für Energiegemeinschaften):
Diese Bestimmung enthält im Vergleich zum bisherigen § 16d ElWOG 2010 einige Änderungen, die den Erfahrungen aus der Praxis Rechnung tragen.
Zu Abs. 3: Die von jedem Mitglied einer Energiegemeinschaft durchzuführenden Registrierungs- und Meldeprozesse haben sich als sehr aufwendig herausgestellt. Die vorgeschlagene Regelung ist jener Regelung, die für Wechselprozesse gilt, nachgebildet. Sie zielt darauf ab, bürokratische Hürden im Gründungs- und Errichtungsprozess von Energiegemeinschaften abzubauen, indem die Energiegemeinschaften die gebündelte Registrierung ihrer Mitglieder durchführen. Die Bestimmung stellt daher klar, dass Energiegemeinschaften durch ihre Mitglieder zur Abgabe von Willenserklärungen bevollmächtigt werden können und die Bevollmächtigung gegenüber dem Netzbetreiber glaubhaft zu machen ist. Die Rechtmäßigkeit der Verarbeitung der dafür notwendigen Daten durch die Netzbetreiber gründet sich auf Art. 6 Abs. 1 lit. a) (Einwilligung) und lit. c) (Erfüllung einer rechtlichen Verpflichtung) DSGVO.
Zu Abs. 6: Es wird klargestellt, dass bei Anlagen, die von Eigenversorgern betrieben werden (Überschusseinspeiser), die Betriebs- und Verfügungsgewalt nicht auf die Gemeinschaft übertragen werden muss. Dies gilt auch für den Fall, dass ein Eigenversorger mit seiner Stromerzeugungsanlage an mehreren Gemeinschaften teilnimmt (§ 56 Abs. 5): die Betriebs- und Verfügungsgewalt muss auch in diesem Fall nicht übertragen werden. Bei Volleinspeisern liegt die Betriebs- und Verfügungsgewalt bei jener Energiegemeinschaft, die die Anlage tatsächlich betreibt und darüber verfügt. Das kann bspw. jene Energiegemeinschaft sein, bei der die Betriebs- und Verfügungsgewalt bereits vor Teilnahme an einer oder mehreren weiteren Energiegemeinschaften gelegen ist. Die Betriebs- und Verfügungsgewalt an einer Stromerzeugungsanlage darf jedenfalls nur bei einer Energiegemeinschaft liegen.
Zu § 56 (Messung und Verrechnung):
Es gibt eine gemeinsame Bestimmung zur Messung der Energiewerte und Verrechnung der Verbrauchsmengen für alle im 2. Hauptstück des 4. Teils geregelten „Bürgerenergie“‑Modelle.
Abs. 5 entspricht dem bisherigen § 111 Abs. 8 ElWOG 2010, der die Möglichkeit der Mehrfachteilnahme ab 1. Jänner 2024 vorsah. Demnach soll es möglich sein, dass von jeder Verbrauchsanlage und Stromerzeugungsanlage Anteile des jeweiligen Verbrauchs bzw. der jeweiligen Erzeugung unterschiedlichen Gemeinschaften zugewiesen werden können. Innerhalb der Gemeinschaft bleibt das vereinbarte Verteilmodell (statisch oder dynamisch) aufrecht.
Zu § 57 (Diskriminierungsverbot für Lieferanten):
Das Diskriminierungsverbot für Lieferanten stellt sicher, dass Endkundinnen und Endkunden die unterschiedlichen „Bürgerenergie“-Modelle ohne Nachteile nutzen können. Die Lieferanten dürfen jedoch solche Kosten an ihre Kundinnen und Kunden weitergeben, die aufgrund der Nutzung des jeweiligen Modells tatsächlich bei ihm angefallen sind. Zum Beispiel könnte ein erhöhter Aufwand bei der Rechnungslegung durch die Teilnahme an einer Energiegemeinschaft zu Kosten führen, die im tatsächlich angefallenen Ausmaß weiterverrechnet werden könnten.
Zu § 59 (Pflichten der Erzeuger)
Maßgebliche gesetzliche Bestimmungen im Sinne des Abs. 1 Z 9 sind insbesondere Art. 40 Abs. 5 der Verordnung (EU) 2014/1485 sowie die Datenformat- und VerbrauchsinformationsdarstellungsVO 2012 (DAVID-VO 2012) der Regulierungsbehörde.
Zu § 60 (Kleinsterzeugungsanlagen)
Dabei handelt es sich um die Nachfolgerbestimmung zu § 66a ElWOG 2010. Die Bestimmung stellt nunmehr klar, dass den Kleinsterzeugungsanlagen grundsätzlich kein Zählpunkt zugeordnet werden darf; ein solcher ist für Anlagen in dieser Größenklasse im Standardfall weder erforderlich noch sinnvoll. Abs. 2 hält als Folge fest, dass sich Kleinsterzeugungsanlagen ohne Zählpunkt demnach auch keiner Bilanzgruppe anzuschließen haben und die Pflichten der Erzeuger auf sie nicht anzuwenden sind. Abweichend von dieser Grundregel ist Kleinsterzeugungsanlagen auf Antrag gemäß Abs. 3 ein eigener Zählpunkt zuzuordnen, wobei in diesen Fällen die in Abs. 2 geregelte Befreiung von den genannten Verpflichtungen nicht zum Tragen kommt.
Zu § 63 (Besondere Bestimmungen über Herkunftsnachweise für Strom aus hocheffizienter KWK):
Die Bestimmung folgt auf den bisherigen § 71 Abs. 3 ElWOG 2010. Die bisherigen § 71 Abs. 1 und 2 ElWOG 2010 entfallen, da die harmonisierten KWK-Wirkungsgrad-Referenzwerte von der Europäischen Kommission festgelegt werden und nicht mehr von den Mitgliedstaaten nach der vorgegebenen Berechnungsmethode zu berechnen sind.
Zu § 69 (Verpflichtende Stromkennzeichnung):
Die Nachfolgebestimmung von § 78 ElWOG 2010 wurde sprachlich vereinfacht und an die aktualisierte Terminologie angepasst. In Abs. 3 wurde der Energieträger Kohle ergänzt, der im bisherigen § 78 ElWOG 2010 fehlte.
Zu § 71 (Energiespeicheranlagen):
Zur Einordnung der Energiespeicheranlagen soll eine eigene (deklarative) Bestimmung dienen, die der wichtigen Rolle der Energiespeicheranlagen für das Gelingen der Energiewende Ausdruck verleiht und verdeutlicht, wie sie sich in das bestehende Geflecht der unterschiedlichen Akteure einfügen.
Die in Abs. 1 genannten Tätigkeiten sind nicht alternativ ausschließend zu verstehen, mehrere davon können auch parallel durch den Netzbetreiber ausgeübt werden, wenn einer der Ausnahmegründe gemäß Z 1 oder 2 gegeben ist.
Die Regulierungsbehörde hat die Genehmigung für das Vorliegen einer vollständig integrierten Netzkomponente gemäß Abs. 1 Z 1 zu erteilen, wenn die Tatbestandselemente gemäß Begriffsbestimmung (§ 6 Abs. 1 Z 146) erfüllt sind.
Der Netzbetreiber darf den Zuschlag nur dann im Sinne des Abs. 2 Z 3 verwehren, wenn die Zuschlagskriterien nicht erfüllt wurden. Das Kriterium der Rechtzeitigkeit darf jedenfalls nicht so interpretiert werden, dass es sich dabei um ein de facto Ausschlusskriterium für Dritte handelt. Das Kriterium der Rechtzeitigkeit darf jedenfalls nicht so interpretiert werden, dass es sich dabei um ein de facto Ausschlusskriterium für Dritte handelt.
Die in Abs. 4 angesprochene Errichtungsbereitschaft ist nur dann im Zuge der öffentlichen Konsultation zu erheben, wenn zwar ein Ausschreibungsverfahren durchgeführt und auch ein Zuschlag erteilt werden konnte, die Anlage aber zum Zeitpunkt der Konsultation noch immer nicht errichtet wurde.
Zu § 74 (Diskriminierungsverbot für Netzbetreiber)
Die Bestimmung folgt auf § 9 ElWOG 2010 und stellt nun auf die gesetzlich definierten Begriffe des Netzbenutzers und Netzzugangsberechtigten ab. Damit werden Art. 31 Abs. 2 der Richtlinie in Bezug auf die Verteilernetzbetreiber und Art. 12 Abs. 1 lit. f der Richtlinie in Bezug auf die Übertragungsnetzbetreiber umgesetzt. Unter sonstige Marktteilnehmer im Sinne der Bestimmung sind beispielsweise Aggregatoren zu verstehen, die als Dienstleister für Erzeugungs- oder Verbrauchskapazitäten ihrer Vertragspartner keine Netzbenutzer sind, für die jedoch in Art. 17 Abs. 2 der Richtlinie (EU) 2019/944 ein Diskriminierungsverbot verankert ist.
Zu § 75 (Allgemeine Netzbedingungen)
Die Bedingungen des Netzzuganges waren bislang in § 17 ElWOG 2010 geregelt. Die Pflicht zur Festlegung angemessener Fristen gemäß Z 9 bezieht sich sowohl auf Fristen für den Netzanschluss als auch den Netzzugang, wobei die der Fristbeginn für die Prüfung des Netzzugangs mitunter an eine Entscheidung in der Frage des Netzanschlusses gekoppelt werden kann. Sinnvollerweise soll die Entscheidungsfrist auf die Komplexität des jeweiligen Netzanschlusskonzeptes Rücksicht nehmen.
Zu § 76 (Festlegung der Allgemeinen Netzbedingungen für das Verteilernetz)
§ 47 ElWOG 2010 enthielt das Verfahren für die Allgemeinen Netzbedingungen für das Verteilernetz, die bislang von den Verteilernetzbetreibern individuell zu erstellen und von der Regulierungsbehörde zu genehmigen waren. Die Grundsatzbestimmung des § 17 Abs. 2 erster Satz ElWOG 2010 sah vor, dass die Allgemeinen Bedingungen der Netzbetreiber einer Regelzone aufeinander abzustimmen waren. Schon dem ElWOG 2010 lag demnach der Gedanke zugrunde, dass eine Abstimmung der einzelnen Allgemeinen Bedingungen erforderlich ist. Diese Bestrebungen sollen durch die Neuregelung des Festlegungsverfahrens fortgeführt und im notwendigen Ausmaß weiterentwickelt werden.
Die Festlegung der Allgemeinen Netzbedingungen für das Verteilernetz durch Verordnung der Regulierungsbehörde soll das erforderliche Ausmaß an Harmonisierung sicherstellen. Ergänzende Bestimmungen, die im Einklang mit den durch Verordnung festgelegten Allgemeinen Bedingungen stehen, können in Bereichen, in denen die Regulierungsbehörde die Möglichkeit dafür eingeräumt hat, zur Genehmigung eingereicht werden. Dadurch sollen individuell notwendige Festlegungen – die allerdings nicht von den per Verordnung festgelegten Allgemeinen Netzbedingungen abweichen dürfen – weiterhin möglich sein.
Die auf Wunsch der Netzbenutzer vorgesehene Zusendung der Allgemeinen Netzbedingungen gemäß Abs. 3 und Abs. 4 hat – je nach diesbezüglich geäußertem Wunsch – elektronisch oder postalisch zu erfolgen. Sofern sich der Netzbenutzer nicht explizit für ein Wunschformat ausgesprochen hat, kann von der elektronischen Zusendung als Standardversandvariante ausgegangen werden.
Zu § 77 (Genehmigung der Allgemeinen Netzbedingungen für das Übertragungsnetz)
Die auf Wunsch der Netzbenutzer vorgesehene Zusendung der Allgemeinen Netzbedingungen gemäß Abs. 2 hat – je nach diesbezüglich geäußertem Wunsch – elektronisch oder postalisch zu erfolgen. Sofern sich der Netzbenutzer nicht explizit für ein Wunschformat ausgesprochen hat, kann von der elektronischen Zusendung als Standardversandvariante ausgegangen werden.
Zu § 78 (Allgemeine Anschlusspflicht der Verteilernetzbetreiber)
Die Bestimmung folgt auf § 46 ElWOG 2010. Die Anschlusspflicht wird auf Betreiber von Energiespeicheranlagen ausgeweitet und erstreckt sich nunmehr auch explizit auf (nachgelagerte) Netzbetreiber.
Unter Berücksichtigung der tatsächlichen Gegebenheiten ist das Wort „unverzüglich“ in Abs. 2 als „schnellstmöglich“ und „ohne unnötigen Aufschub“ zu verstehen. Klargestellt wird, dass sich die Optimierung, Verstärkung und der Ausbau der Netze insbesondere an den Zielen des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes (EAG) zu orientieren haben.
Die in Abs. 3 vorgesehenen Ausnahmen sind von der Regulierungsbehörde in der Verordnung über die Allgemeinen Netzbedingungen für das Verteilernetz gemäß § 76 näher zu konkretisieren.
Zu § 79 (Vereinfachter Netzanschluss für kleine Anlagen auf Basis erneuerbarer Energieträger und hocheffiziente KWK-Anlagen)
Die Regelung des bisherigen § 17a ElWOG 2010 soll im Wesentlichen beibehalten werden. Ergänzt wird sie um ein Verfahren für den vereinfachten Netzanschluss für hocheffiziente KWK-Anlagen, wodurch Anhang XII lit. c der Richtlinie 2012/27/EU (Energieeffizienz-Richtlinie) umgesetzt wird. Durch das Abstellen auf die netzwirksame Leistung sollen die Gesamtanordnung der Anlage sowie das vom Netzbenutzer vorgesehenen Regel- und Betriebskonzept berücksichtigt werden. Als Betriebsart im Sinne des Abs. 2 Z 6 ist beispielsweise die Angabe zu verstehen, ob es sich um eine Photovoltaikanlage, ein Kleinwasserkraftwerk oder eine KWK-Anlage handelt, ob die Voll- oder Überschusseinspeisung geplant ist und ob eine Teilnahme an einer gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage, einer Energiegemeinschaft oder einem Peer-to-Peer-Vertrag angedacht wird.
Abs. 6 erweitert den durch das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzespaket eingeführten bisherigen § 17a Abs. 6 ElWOG 2010: Neben Photovoltaikanlagen sollen auch andere Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energieträger mit einer netzwirksamen Leistung bis max. 20 kW, die über bestehende Netzanschlüsse für Entnahme auf den Netzebenen 5 bis 7 angeschlossen werden, von einem vereinfachten Netzanschluss profitieren, indem der bestehende Anschluss auch in Einspeiserichtung im vollen Ausmaß des bisherigen Entnahmeausmaßes genutzt werden kann.
Die Klarstellung, wonach in diesen Fällen kein zusätzliches Netzanschlussentgelt fällig wird, bringt die Grundregel gemäß § 111 zum Ausdruck, wonach nur im Falle einer Erhöhung der netzwirksamen Leistung ein zusätzliches Netzanschlussentgelt zu verrechnen ist.
Zu § 80 (Netzanschlusspunkt und Netzebenenzuordnung)
§ 55 Abs. 7 ElWOG 2010 enthielt bereits bislang Mindestleistungswerte für die Zuordnung zu einer bestimmten Netzebene. Nunmehr sollen die Vorgaben zur Festlegung des Netzanschlusspunktes und der Netzebenenzuordnung auf Basis von Größenklassen bzgl. der netzwirksamen Leistung der jeweiligen Anlage (erfasst sind Stromerzeugungs-, Verbrauchs- und Energiespeicheranlagen) konkretisiert und detaillierter gesetzlich geregelt werden. Ziel der Bestimmung ist eine verstärkte Transparenz für Netzbenutzer.
Gleichzeitig ermöglicht Abs. 3 (ausschließlich) im Fall von zwingenden technischen Gründen ein Abweichen von den Vorgaben des Abs. 1 oder 2. Diese zwingenden technischen Gründe müssen gegenüber dem jeweiligen Anschlusswerber transparent und nachvollziehbar dargelegt werden.
Abs. 4 räumt den Anschlusswerbern die Möglichkeit ein, auf eigene Kosten von den Vorgaben des Abs. 2 abzuweichen.
Abs. 5 setzt Art. 42 Abs. 2 1. Unterabsatz sowie 3 der Richtlinie (EU) 2019/944 um.
Zu § 81 (Anzeige neuer Betriebsmittel)
Die Bestimmung soll als Auffangklausel für die Installation jener Betriebsmittel ohne eigenen Zählpunkt dienen, die dem Netzbetreiber nicht aufgrund anderer gesetzlicher oder behördlicher Bestimmungen bekannt sein muss. Dahinter steht die Überlegung, dass die Verfügbarkeit vollständiger und korrekter Daten für den sicheren und effizienten Netzbetrieb sowie eine gute Netzplanung erforderlich sind. Demnach soll sich die Meldepflicht (nur) auf jene Anlagen erstrecken, die aufgrund ihrer technischen Eigenschaften bzw. ihrer netzwirksamen Leistung Relevanz für die Gewährleistung eines sicheren und effizienten Netzbetriebs sowie eine gute Netzplanung haben. Um sicherzustellen, dass die anzeigepflichtigen Betriebsmittel dem jeweils aktuellen Stand der Technik und dem aktuellen Bedarf entsprechen, sollen sie durch Verordnung der Regulierungsbehörde bestimmt werden. Als anzeigepflichtige Informationen kommen beispielsweise die Netzebene, die netzwirksame Leistung und die die Maximal- bzw. Speicherkapazität in Frage.
Abs. 3 stellt klar, dass jene Betriebsmittel, bei denen kein Opt-Out der Funktionalitäten des intelligenten Messgeräts möglich ist, jedenfalls anzeigepflichtig sind.
Die gemäß Abs. 4 an die Regulierungsbehörde übermittelten Daten sollen die Erfüllung ihrer Überwachungsaufgabe nach § 149 Abs. 1 Z 15 ermöglichen.
Zu § 82 (Transparenz über verfügbare Netzanschlusskapazitäten)
Bereits bislang sah § 20 ElWOG 2010 eine verpflichtende Veröffentlichung von verfügbaren Netzanschlusskapazitäten vor. So schnell als möglich und längstens binnen zwei Jahren ab Inkrafttreten sollen die Veröffentlichungspflicht auf Netzebene 6 ausgeweitet werden. Die Veröffentlichung auf der gemeinsamen Internetplattform gemäß § 97 soll zu einer vereinfachten Auffindbarkeit für (potenzielle) Netzbenutzer führen.
In der Verordnung nach Abs. 3 ist insbesondere ein einheitliches Format für die Veröffentlichung auf der gemeinsamen Internetplattform gemäß § 97 festzulegen.
Zu § 83 (Geregeltes Netzzugangssystem)
Die korrespondierenden Verpflichtungen der bisherigen §§ 15 und 16 Abs. 1 ElWOG 2010 werden nunmehr in einer Bestimmung zusammengeführt. Sprachliche Klarstellungen in den Abs. 1 und 3 sollen den Vorgang der Gewährung des Netzzugangs, der im Abschluss eines privatrechtlichen Vertrages zwischen Netzbetreiber und Netzbenutzer besteht, transparenter darstellen ohne materielle Änderungen zur bisherigen Rechtslage zu bewirken.
Abs. 2 folgt auf den bisherigen § 75 Abs. 2 ElWOG 2010, der aus systematischen Erwägungen in den Netzteil überführt wurde.
Ebenso aus systematischen Gründen wurde Abs. 4, bisher § 46 Abs. 4 ElWOG 2010, in die Bestimmung zum geregelten Netzzugang eingegliedert. Für KWK-Anlagen soll durch die zweijährige Frist für die Netzebenen 4 und 3 Anhang XII lit. b iii der Richtlinie 2012/27/EU (Energieeffizienz-Richtlinie) umgesetzt werden. In Umsetzung dieser Bestimmung der Energieeffizienz-Richtlinie wird weiterhin die Zumutbarkeit der Einhaltung der vorgegebenen Fristen berücksichtigt. Zu diesem Zweck sind notwendige Genehmigungsverfahren nicht in die Fristen einzurechnen. Zudem ist eine um zwölf Monate längere Frist vorgesehen, sofern etwa notwendige Netzausbauten aus nicht vom Verteilernetzbetreiber beeinflussbaren Gründen (wie etwa Lieferengpässe) nicht binnen zwei Jahren durchgeführt werden können. Dies ist gegenüber Netzzugangsberechtigten rechtzeitig, transparent und nachvollziehbar zu begründen. Dem Netzzugangsberechtigten steht es frei, diese Begründung im Rahmen eines Verfahrens gemäß § 87 anzuzweifeln.
Zu § 84 (Verweigerung des Netzzuganges)
Vorgänger dieser Bestimmung war § 46 ElWOG 2010. Sie dient der Umsetzung von Art. 6 der Richtlinie (EU) 2019/944.
Die Verpflichtung zur alternativen Prüfung eines flexiblen Netzzugangs gemäß Abs. 2 soll dazu beitragen, Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien schneller ans Netz zu bringen. Nur weil das ursprünglich beantragte Ausmaß bzw. der ursprünglich beantragte Zeitpunkt für den Netzzugang nicht gewährt werden kann, soll die mögliche Netznutzung nicht gänzlich unterbleiben.
Durch die Anknüpfung an die Verteilernetzpläne für das Verteiler- und Übertragungsnetz in Abs. 4 soll die Datengrundlage für den bedarfsgerechten Netzausbau zur Erreichung der EAG-Ziele verbessert werden.
Zu § 85 (Möglichkeit des flexiblen Netzzuganges)
Die Bestimmung ermöglicht erneuerbare Energien schneller ans Netz zu bringen. Sofern das ursprünglich beantragte Ausmaß für den Netzzugang nicht gewährt werden kann, kann der Netzbetreiber mit einspeisenden Netzbenutzern vereinbaren, dass er die maximale netzwirksame Leistung vorgibt, wodurch die mögliche Netznutzung nicht gänzlich unterbleibt. Die Festlegung der maximalen netzwirksamen Leistung kann dabei statisch, oder dynamisch (etwa eine spannungsabhängige Leistungsbegrenzung [P(U)-Regelung], höhere maximale netzwirksame Leistung von Montag bis Freitag und niedrigere maximale netzwirksame Leistung an Samstagen und Sonntagen) so vereinbart werden, dass eine maximale Einspeiseleistung dennoch ermöglicht wird.
Abs. 2 bringt den Charakter der Bestimmung als temporäre Möglichkeit, Anlagen früher Netzzugang zu gewähren, zum Ausdruck. Vorübergehende flexible Netzzugänge liefern keinesfalls einen Grund, um notwendige Netzausbaumaßnahmen hintanzustellen. Die differenzierte Fristdauer je nach Netzebene soll die unterschiedliche Komplexität der jeweiligen Anschlusskonstellationen zum Ausdruck bringen.
Abs. 4 statuiert eine Sonderbestimmung für Photovoltaik- und Windkraftanlagen, einschließlich Kraftwerkparks, auf den Netzebenen 4 bis 7 und zielt darauf ab, möglichst vielen dieser Anlagen zeitnah Netzzugang gewähren zu können. Durch die Grenzwerte für die vorgegebene netzwirksame Leistung sollen im Schnitt 97 % der Jahresenergiemenge, die mit dem ursprünglich begehrten Ausmaß des Netzzugangs erzielt werden hätte können, erreicht werden. Die Regelung soll insgesamt zu einer substantiellen, mit den allgemeinen Zielen im Einklang stehenden Erhöhung der installierten erneuerbaren Erzeugungsleistungen führen.
Abs. 5 bis 7 ermöglichen eine Verlängerung des flexiblen Netzzugangs durch Genehmigung der Regulierungsbehörde.
Zu § 86 (Möglichkeit des begrenzten oder beschränkten Netzzuganges an das Übertragungsnetz)
Mit dieser Bestimmung wird Art. 42 Abs. 2 2. Unterabsatz der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt. Mögliche künftige Einschränkungen der verfügbaren Netzkapazität können beispielsweise in Engpässen in entlegenen Teilen des Übertragungsnetzes bestehen. Die vorgesehenen Beschränkungen können dabei sowohl die Anschlusskapazität an sich begrenzen, als auch die die maximale Anschlusskapazität durch technische Vorkehrungen beschränken.
Zu § 87 (Streitbeilegungsverfahren)
Der bisherige § 22 ElWOG 2010 soll übernommen werden. Durch Abs. 2 Z 4 wird unter anderem Art. 17 Abs. 3 lit. f der Richtlinie (EU) 2019/944, wonach ein Mechanismus für die Beilegung von Streitigkeiten im Zusammenhang mit der Ausgleichsenergieverantwortung von Aggregatoren einzurichten ist, umgesetzt.
Zu § 91 (Zählpunkte)
Durch die Bestimmung sollen die an einzelnen Stellen bereits untergesetzlich festgelegten Regelungen zur Vergabe und Zuordnung von Zählpunkten systematisch zusammengeführt und einer gesetzlichen Grundlage zugeführt werden.
Abs. 3 folgt auf § 16 Abs. 2 ElWOG 2010 und ist Grundlage für die Netzbenutzerkategorien-Verordnung, in der die Regulierungsbehörde weitere Netzbenutzerkategorien (z.B. Haushalt, Nicht-Haushalt, Haushalt mit Erzeugung etc.) festzulegen hat.
Abs. 4 entspricht der bisherigen Regelung in der Begriffsbestimmung des § 7 Abs. 1 Z 83 ElWOG 2010, die aus systematischen Erwägungen in den materiellen Teil überführt wurde.
Die Verordnung gemäß Abs. 3 ist Grundlage für die gemäß Abs. 5 zu erstellenden standardisierten Lastprofile. Diese haben sich an den festgelegten Kategorien zu orientieren. Die Pflicht zur Veröffentlichung und Zuweisung standardisierter Lastprofile war vormals in § 17 Abs. 2 ElWOG 2010 geregelt. Die Neuregelung soll zu einer besseren Datenqualität führen und die Netzbetreiber in die Lage versetzen, das Einspeise- und Verbrauchsverhalten ihrer Netzkundinnen und –kunden noch besser vorhersagen zu können. Die gemäß Abs. 5 zugewiesenen standardisierten Lastprofilen sind aufgrund der geltenden Marktkommunikationsprozessen auch den jeweiligen Lieferanten bekannt, weswegen sie von diesen für die Information über den Verbrauch einer Durchschnittskundin bzw. eines Durchschnittskunden gemäß § 34 Abs. 3 Z 6 herangezogen werden können.
Zu § 92 (Virtuelle Zählpunkte zur Erfassung für Erzeugungsmengen)
Da sich virtuelle Zählpunkte in der Praxis etabliert haben, sollen sie nunmehr auch gesetzlich geregelt werden.
Zu § 95 (Pflichten der Verteilernetzbetreiber)
Förderbeiträge im Sinne der Z 6 sind die Erneuerbaren-Förderpauschale (§ 73 EAG), der Erneuerbaren-Förderbeitrag (§ 75 EAG) und der Grüngas-Förderbeitrag (§ 76 EAG).
Die Berücksichtigung der geltenden Bestimmungen zur kritischen Infrastruktur bezieht sich insbesondere auf das Netz- und Informationssystemsicherheitsgesetz (NISG) und den europäischen NIS2, Network Code on Cybersecurity.
Die Pflicht gemäß Z 16 wird von der Regulierungsbehörde im Rahmen ihrer Überwachungsaufgabe gemäß § 149 Abs. 1 Z 2 überwacht.
Z 22 setzt Art. 31 Abs. 9 der Richtlinie (EU) 2019/944 um.
Durch Z 24 wird die Umsetzung von Art. 17 Abs. 2 der Richtlinie und durch Z 25 die Umsetzung von Art. 33 Abs. 1 der Richtlinie sichergestellt.
Zu § 98 (Netzentwicklungsplan für das Verteilernetz)
Die in Art. 32 Abs. 2 bis 5 der Richtlinie (EU) 2019/944 vorgesehenen Netzentwicklungspläne für das Verteilernetz sollen in geraden Kalenderjahren zu veröffentlichen sein, um einen alternierenden Rhythmus mit den bereits existenten Netzentwicklungsplänen für das Übertragungsnetz zu erreichen.
Die Planungsgenauigkeit der Netzentwicklungspläne soll in angemessener Relation zum Zeithorizont stehen. Naturgemäß ist eine Vorschau auf Entwicklungen in zwei Jahren detaillierter möglich als eine Vorschau auf Entwicklungen in zehn Jahren. Dieselbe angemessene Abstufung der Planungsgenauigkeit ist in Hinblick auf die einzelnen Netzebenen vorzunehmen.
Zu § 99 (Genehmigungsverfahren)
In der Verordnung nach Abs. 2 ist insbesondere ein einheitliches Format für die Veröffentlichung auf der gemeinsamen Internetplattform gemäß § 97 festzulegen.
Sollte der zur Genehmigung eingereichte Netzentwicklungsplan für das Verteilernetz die notwendigen Voraussetzungen nicht erfüllen, ermöglicht Abs. 3 es der Regulierungsbehörde, die Verteilernetzbetreiber verbindlich zur Änderung des Netzentwicklungsplans aufzufordern.
Zu § 100 (Voraussetzungen für den Betrieb von Ladepunkten durch Netzbetreiber)
Durch die Bestimmung soll von der Ausnahmemöglichkeit gemäß Art. 33 Abs. 3 der Richtlinie (EU) 2019/944 Gebraucht gemacht werden.
Die in Abs. 1 genannten Tätigkeiten sind nicht alternativ ausschließend zu verstehen, mehrere davon können auch parallel durch den Netzbetreiber ausgeübt werden, wenn einer der Ausnahmegründe gemäß Z 1 oder 2 gegeben ist.
Bevor ein Ausschreibungsverfahren durchgeführt wird, hat gemäß Abs. 2 Z 1 eine Prüfung des Bedarfs in der Ausschreibungsregion zu erfolgen. Die Ergebnisse dieser Überprüfung sind der Regulierungsbehörde mitzuteilen
Der Netzbetreiber darf den Zuschlag nur dann im Sinne des Abs. 2 Z 2 verwehren, wenn die Zuschlagskriterien nicht erfüllt wurden. Das Kriterium der Rechtzeitigkeit darf jedenfalls nicht so interpretiert werden, dass es sich dabei um ein de facto Ausschlusskriterium für Dritte handelt.
Die Regulierungsbehörde führt die öffentliche Konsultation gemäß Abs. 3 auf Basis der Daten zu den vorhandenen Ladepunkten durch. Die in Abs. 3 angesprochene Errichtungsbereitschaft ist nur dann im Zuge der öffentlichen Konsultation zu erheben, dass zwar ein Ausschreibungsverfahren durchgeführt und auch ein Zuschlag erteilt werden konnte, die Anlage aber zum Zeitpunkt der Konsultation noch immer nicht errichtet wurde.
Zu § 101 (Geschlossene Verteilernetze)
Bislang machte Österreich von der in den Elektrizitätsbinnenmarkt-Richtlinien vorgesehenen Möglichkeit, geschlossene Verteilernetze als Unterkategorie der Verteilernetze umzusetzen, keinen Gebrauch. Nun soll Art. 38 der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt und die geschlossenen Verteilernetze als Unterkategorie der Verteilernetze in den Elektrizitätsrechtsbestand eingeführt werden. Bei der Bestimmung handelt es sich um eine Ausnahmeregelung, die in engen Grenzen netzregulatorische Erleichterungen ermöglicht.
Anders als ein reguläres Verteilernetz dient das geschlossene Verteilernetz einer geschlossenen Benutzergruppe und nicht der öffentlichen Versorgung.
Eine technische Verknüpfung gemäß Abs. 1 Z 1 ist jedenfalls beim Vorliegen einer Wertschöpfungskette gegeben. Eine sicherheitstechnische Verknüpfung im Sinne des Abs. 1 Z 2 liegt vor, wenn die betroffenen Nutzer des Netzes vergleichbare Anforderungen an die technische Qualität des Netzes haben, die von jener des öffentlichen Netzes abweichen. Festzuhalten ist, dass ein gemeinsamer Energiebezug allein für das Vorliegen der erforderlichen Verknüpfung jedenfalls nicht ausreicht.
Unterbleibt ein Antrag gemäß Abs. 1 obwohl die materiellen Voraussetzungen für das Vorliegen eines geschlossenen Verteilernetzes erfüllt sind und erlangt die Regulierungsbehörde von diesem Umstand Kenntnis, kann sie gemäß § 24 E-ControlG mit Bescheid die Herstellung des rechtmäßigen Zustandes auftragen.
Die Anordnung der vorläufigen Einstufung als geschlossenes Verteilernetz ab Antragstellung gemäß Abs. 2 letzter Satz stellt eine Übergangslösung bis zur Entscheidung der Regulierungsbehörde dar. Dadurch sollen allfällige Verwaltungsstrafen, die – da für den antragstellenden Betreiber (noch) keine netzregulatorischen Erleichterungen gewährt wurden – theoretisch verhängt werden könnten, zumindest vorläufig hintangehalten werden.
Abs. 4 stellt klar, dass die Belieferung von Haushaltskundinnen und Haushaltskundinnen einer Einstufung als geschlossenem Verteilernetz grundsätzlich entgegensteht. Lediglich bei einer geringen Anzahl an Haushaltskundinnen und Haushaltskundinnen der genannten Kategorie ist die Einstufung des Netzes als geschlossenes Verteilernetzes dennoch möglich, wobei auf die Anzahl der angeschlossenen Haushalte abzustellen ist und nicht auf die Relation der verteilten Energie zwischen Haushaltskundinnen und Haushaltskunden und den übrigen Netzbenutzern.
Zu § 102 (Pflichten der Übertragungsnetzbetreiber)
Zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2019/944: Z 7 setzt Art. 40 Abs. 1 lit. h, Z 8 setzt Art. 40 Abs. 1 lit. i, Z 9 Art. 40 Abs. 1 lit. d erster Satz und Z 14 setzt Art. 40 Abs. 1 lit. j um.
Die Berücksichtigung der geltenden Bestimmungen zur kritischen Infrastruktur gemäß Z 11 bezieht sich insbesondere auf das Netz- und Informationssystemsicherheitsgesetz (NISG) und den europäischen NIS2, Network Code on Cybersecurity
Zu Z 17: Der Bericht zu Transparenzverpflichtungen hat insbesondere eine Spezifikation der veröffentlichten Informationen, die Art der Veröffentlichung (z.B. Internetadressen, Zeitpunkte und Häufigkeit der Veröffentlichung sowie qualitative oder quantitative Beurteilung der Datenzuverlässigkeit der Veröffentlichung) zu enthalten. Der Bericht zur technischen Zusammenarbeit mit Übertragungsnetzbetreibern anderer Mitgliedstaaten oder aus Drittländern hat insbesondere auf die mit den Übertragungsnetzbetreibern vereinbarten Prozesse und Maßnahmen hinsichtlich länderübergreifender Netzplanung und betrieb sowie auf vereinbarte Daten für die Überwachung dieser Prozesse und Maßnahmen einzugehen.
Abs. 2 dient der Umsetzung von Art. 40 Abs. 2 der Richtlinie (EU) 2019/944.
Zu § 103 (Netzentwicklungsplan für das Übertragungsnetz)
Die Bestimmung folgt auf § 37 ElWOG 2010. Der neu eingeführte Abs. 6 soll eine Stärkung des NOVA-Prinzips (Netz-Optimierung vor Netz-Verstärkung vor Netz-Ausbau) in der Netzplanung zum Ausdruck bringen. Der Umsetzungszeitplan soll für den Fall, dass absehbar ist, dass nicht alle Projekte gleich schnell umgesetzt werden können, zu einer Priorisierung führen.
Zu § 107 (Witterungsabhängiger Freileitungsbetrieb)
Durch die Bestimmung soll eine weitere Möglichkeit zur Optimierung der bestehenden Netzinfrastruktur geschaffen werden, die parallel zum notwendigen Netzausbau die Integration der Energie aus Anlagen auf Basis erneuerbarer Energieträger beschleunigen und unterstützen soll. Die Strombelastbarkeit (und damit auch die Transportkapazität) von Freileitungen richtet sich in der Regel nach einer normierten Strombelastbarkeit, die sich auf Basis einer Hochsommerwetterlage berechnet und bezogen auf die Kühleffekte den „ungünstigen“ Fall darstellt („Normbedingungen“: 35°C Lufttemperatur, beinahe Windstille mit 0,6 m/s Windgeschwindigkeit, hohe Sonneneinstrahlung mit 900 W/m²). Im witterungsabhängigen Freileitungsbetrieb wird jedoch die jeweils vorherrschende Umgebungs- bzw. Wettersituation berücksichtigt. Dadurch kann bei geringeren Außentemperaturen und insbesondere bei höheren Windgeschwindigkeiten durch „Kühleffekte“ die Strombelastbarkeit der Leiterseile von Freileitungen um bis zu 80% angehoben werden (sofern im Bereich der Umspannwerke keine Restriktionen vorliegen). Dies bietet nutzbares Potential für die Strombelastbarkeit und vor allem höhere Betriebsreserven (z.B. im [n-1]-Fall) und resultiert damit insgesamt auch in höheren Übertragungskapazitäten.
Zum 10. Teil (Systemnutzungsentgelte):
Der EuGH hat in seinem Urteil vom 2.9.2021 (Rs C-718/18, Europäische Kommission gegen Bundesrepublik Deutschland, ECLI:EU:C:2021:662) zusammengefasst ausgesprochen, dass aufgrund des detaillierten normativen Rahmens auf Unionsebene kein Bedarf für nationale gesetzgeberische Festlegungen zur Berechnung von Netzentgelten bestehe, um die Richtlinien 2009/72 und 2009/73 umzusetzen. Vielmehr sei die Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde auch gegenüber dem nationalen Gesetzgeber zu gewährleisten; diesem sei es nicht gestattet, der Regulierungsbehörde Befugnisse zu entziehen und sie anderen öffentlichen Stellen zuzuweisen. Hervorzuheben ist, dass sich der unionsrechtliche Rahmen seither insbesondere durch die in Art. 18 der Verordnung (EU) 2019/943 festgelegten Grundsätze für die Festsetzung von Netzentgelten durch die Regulierungsbehörden weiter verdichtet hat.
Vor diesem Hintergrund soll die Rolle der Regulierungsbehörde in der Vollziehung des einschlägigen (unionalen) Rechtsrahmens aufgewertet werden, während sich der Gesetzgeber im Wesentlichen auf die Festlegung von Grundsätzen, Verfahren und Ermächtigungen zurückzieht. Die generelle Systematik der Systemnutzungsentgelte, insbesondere die Zweiteilung in eine Kosten- und Mengenermittlung einerseits und eine daran anknüpfende Entgeltermittlung andererseits soll dabei erhalten bleiben.
Zu § 108 (Bestimmung der Systemnutzungsentgelte):
Zu den Komponenten des Systemnutzungsentgelts sollen weiterhin das Netznutzungsentgelt und das Netzverlustentgelt sowie das Entgelt für sonstige Leistungen zählen. Das bisherige Netzzutrittsentgelt und das Netzbereitstellungsentgelt sollen zu einem neuen Netzanschlussentgelt zusammengeführt werden. Im Regelleistungsentgelt soll insbesondere das bisherige Systemdienstleistungsentgelt aufgehen; die bisherige Clearinggebühr soll durch ein neues Bilanzgruppenkoordinationsentgelt ersetzt werden.
Abs. 1 letzter Satz stellt klar, dass die Saldierung des Systemnutzungsentgelts für die Einspeisung und Entnahme ausgeschlossen ist (kein sog. „Net-Metering“). Die Voraussetzung dafür wird u.a. durch die getrennte Messung der Viertelstundenenergiewerte für Einspeisung und Entnahme in § 42 Abs. 1 geschaffen. Der Ausschluss der Saldierung dient weiters der Umsetzung von Art. 15 Abs. 2 lit. e und Art. 16 Abs. 3 lit. d der Richtlinie (EU) 2019/944, die eine solche jedenfalls für Aktive Kunden und Bürgerenergiegemeinschaften ausschließen.
Zu § 109 (Netznutzungsentgelt):
Auf Basis der Ermächtigung gemäß Abs. 3 sollen bisher im ElWOG 2010 getroffene Festlegungen in eine Verordnung der Regulierungsbehörde überführt und wo erforderlich weiterentwickelt werden können. Diese Ermächtigung umfasst unter anderem Pauschalierungen, die jedenfalls dort erforderlich sind, wo eine Leistungsmessung noch nicht möglich ist. Die Vorgabe von Mindestbezugswerten soll dazu dienen, den laufenden Aufwand für die Leistungsvorhaltung und die Wartung des Netzes durch den Netzbetreiber angemessen vergüten zu können, insbesondere, wenn ein Entnehmer nur gelegentlich vom Netz Gebrauch macht. Im Falle von unterbrechbarer bzw. regelbarer Leistung kann die Verordnung nähere Vorgaben zu Unterbrechungssignalen, der Unterbrechungsdauer und eine Verpflichtung zur Vorabankündigung durch die Netzbetreiber umfassen.
Unter den in Abs. 4 genannten Netzebenen, die von Teilnehmern einer Erneuerbare-Energie-Gemeinschaft in Anspruch genommen werden, sind der Lokalbereich (Netzebene 7) bzw. der Regionalbereich (Netzebenen 5, 6 und 7) gemäß § 54 zu verstehen.
Zu § 111 (Netzanschlussentgelt):
Mit der in Abs. 1 vorgesehenen Verpflichtung der Netzbetreiber, Anschlusskosten transparent und nachvollziehbar darzulegen, sollen Netzbenutzer in die Lage versetzt werden, die Zusammensetzung der Kosten prüfen und gegebenenfalls auch beanstanden zu können. Klargestellt wird überdies, dass das Netzanschlussentgelt im Falle einer Erhöhung der netzwirksamen Leistung nur im Ausmaß der Erhöhung anfällt. Wie in § 6 Abs. 1 Z 97 klargestellt, ist die „netzwirksame Leistung“ dabei die im Vertrag über Netzanschluss und Netzzugang vereinbarte maximale Leistung in Einspeise- oder Bezugsrichtung am Netzanschlusspunkt, welche die Gesamtanordnung der Anlage des Netzbenutzers, die aus Kombinationen von Stromerzeugungseinheiten, Verbrauchseinheiten und Energiespeicheranlagen bestehen kann, sowie das vom Netzbenutzer vorgesehene Regel- und Betriebskonzept berücksichtigt.
Die Verordnungsermächtigung in Abs. 2 soll der Regulierungsbehörde die Möglichkeit einräumen, eine Methodik für die Bestimmung eines aufwandsbezogenen Anteils im Netzanschlussentgelt festzulegen, dieses bis zum Netzanschlusspunkt vorzusehen und davon anteilige Kosten des bereits erfolgten und notwendigen Netzausbaus (vgl. bisheriges Netzbereitstellungsentgelt gemäß § 55 ElWOG 2010) abzugrenzen.
Da mit dem Netzanschlussentgelt Kosten in Form von langjährigen Investitionen abgegolten werden sollen, war für vereinnahmte Netzbereitstellungsentgelte in § 59 Abs. 6 ElWOG 2010 eine Auflösung über 20 Jahre vorgesehen. Für das Netzanschlussentgelt soll nunmehr in Abs. 3 eine Bilanzierungsregel verankert werden, wonach diese Entgelte im Rahmen des Jahresabschlusses der Netzbetreiber – entsprechend der Rechnungslegungsvorschriften – zu aktivieren bzw. zu passivieren sind, um den Investitionen der Netzbetreiber eine entsprechende Position gegenüberzustellen.
Hervorzuheben ist, dass damit das Ermessen der Regulierungsbehörde bei der Festlegung der Netzanschlussentgelte bzw. deren Berücksichtigung im Rahmen der Kostenfeststellung (bspw. durch Festlegung einer Abschreibungs- bzw. Auflösungsdauer) nicht einschränkt wird.
Zu § 112 (Regelleistungsentgelt):
Das Regelleistungsentgelt ersetzt das Systemdienstleistungsentgelt gemäß § 56 ElWOG 2010. Über das Regelleistungsentgelt werden dem Regelzonenführer nur mehr die Beschaffungskosten für die Primär-, Sekundär-, und Tertiärregelleistung abgegolten, nicht mehr nur für die Sekundärregelleistung. Künftig werden über das Regelleistungsentgelt auch keine Regelenergiekosten abgedeckt. Diese sind vielmehr über den Preis für die Ausgleichsenergie (§ 12 Abs. 3) zu verrechnen.
Zu § 113 (Bilanzgruppenkoordinationsentgelt):
Die bisherige Clearinggebühr (§ 12 Verrechnungsstellengesetz) soll in eine Entgeltkomponente überführt werden, mit der die Kosten des Bilanzgruppenkoordinators abgedeckt werden. Das Bilanzgruppenkoordinationsentgelt soll die bisher geläufige Differenzierung nach Handelsumsatz und Verbrauchsumsatz einer Bilanzgruppe widerspiegeln können. Zu den in Abs. 2 genannten Sonderbilanzgruppen können etwa die von Netzbetreibern eingerichteten Bilanzgruppen für Netzverluste zählen.
Zu § 114 (Entgelt für sonstige Leistungen):
Die Bestimmung entspricht weitgehend § 58 ElWOG 2010. Unter sonstige Leistungen können beispielsweise Mahnspesen, vom Netzbenutzer veranlasste Änderungen der Messeinrichtung oder die Abschaltung und Wiederherstellung des Netzzugangs fallen. Wie bisher sollen Leistungen von Netzbetreibern im Zusammenhang mit Energiegemeinschaften nicht Gegenstand gesonderter Entgelte sein. Die Ermächtigung zur Bedachtnahme auf die soziale Verträglichkeit gründet sich auf Art. 15 Abs. 3 der Richtlinie 2012/27/EU. So ist etwa bei Mahnspesen und Netztrennungen der Aspekt der Kostenorientierung oft nachrangig gegenüber der sozialen Verträglichkeit und kann nicht einfach durch öffentliche Zuwendungen, Förderungen oder allgemeine sozialpolitische Maßnahmen kompensiert werden.
Zu § 115 (Ausnahmen von Systemnutzungsentgelten für Forschungs- und Demonstrationsprojekte):
Die mit dem EAG-Paket in § 58a ElWOG 2010 eingeführte Möglichkeit der Ausnahme von Netzentgelten für bestimmte innovative Forschungs- und Demonstrationsprojekte soll dem Grunde nach erhalten bleiben; die nähere Ausgestaltung soll jedoch der Regulierungsbehörde überlassen werden. Diese soll mit Verordnung Ziele und Anforderungen für eine solche Ausnahme festlegen können (Abs. 2).
Weiterhin soll ein Ausnahmebescheid ausschließlich auf Antrag gewährt werden (Abs. 3). In der Praxis bewährt hat sich die Einstufung als innovativ und förderwürdig im Rahmen vorgelagerten Auswahlverfahren gemäß § 16 Forschungs- und Technologieförderungsgesetz (FTFG) oder im Rahmen eines äquivalenten europäischen Förderprogramms, wobei die beantragte Ausnahme stets einen in Bezug auf Systemnutzungsentgelte aufgestellte Hypothese bzw. Forschungsfrage aufweisen musste. Aus dem Antrag und den beigelegten Unterlagen muss sich ergeben, welche Art und welcher Umfang an Ausnahme angestrebt wird und warum diese beantragt wird.
Die Pflicht zur Erlassung eines Ausnahmebescheids gemäß Abs. 3 besteht nur bei Vorliegen der – gegebenenfalls mit Verordnung spezifizierten – Voraussetzungen, ansonsten müsste innerhalb dieser Entscheidungsfrist ein abweisender Bescheid erlassen werden.
Der Ausnahmebescheid ist gemäß Abs. 4 den vom Forschungs- und Demonstrationsprojekt betroffenen Netzbetreibern (einschließlich Regelzonenführer in Bezug auf Projekte, die Regelleistungsentgelte zu entrichten hätten) zu Kenntnis zu bringen; den Netzbetreibern kommen keine Partei- oder Beteiligtenrechte gemäß § 8 AVG zu.
Soweit es sich bei den Ausnahmen um staatliche Beihilfen handelt, werden diese als De-minimis-Beihilfen gewährt und als solche im Ausnahmebescheid (unter Verweis auf Verordnung (EU) Nr. 1407/2013 über die Anwendung der Artikel 107 und 108 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union auf De-minimis-Beihilfen) ausgewiesen.
Zu § 116 (Verfahren zur Feststellung der Kostenbasis):
Das bisher in § 48 ElWOG 2010 verankerte Bescheidverfahren zur Kostenermittlung soll mit geringfügigen Anpassungen fortgeführt werden. Die Rolle der Sozialpartner als Legalparteien soll dabei ebenso erhalten bleiben wie die Möglichkeit eines Kostenfeststellungsantrags für Netzbetreiber, die keinem Bescheidverfahren gemäß Abs. 1 unterliegen.
Die Pflicht zur vertraulichen Behandlung wirtschaftlich sensibler Informationen (Abs. 2) ergibt sich auch aus Art. 55 Abs. 2 der Richtlinie (EU) 2019/944.
Bei der Feststellung der Kosten ist die Regulierungssystematik, die die Regulierungsbehörde gemäß § 119 festlegt, anzuwenden.
Zu § 117 (Verfahren zur Festsetzung der Systemnutzungsentgelte):
Bei der Festsetzung der Systemnutzungsentgelte soll die Regulierungsbehörde in Umsetzung von Art. 59 Abs. 1 lit. a der Richtlinie (EU) 2019/944 künftig allgemeine Grundsätze einerseits und die jährliche Höhe der einzelnen Entgelte andererseits in separaten Verordnungen festlegen. Dementsprechend könnten die in Abs. 1 aufgelisteten grundsätzlichen Inhalte für mehrere Jahre (beispielsweise für die Dauer einer Regulierungsperiode oder darüber hinaus) verordnet werden, während die aus der jährlichen Kosten- und Mengenermittlung resultierenden Entgelte jährlich mit einer eigenen Verordnung bestimmt werden, in der auch die Kostenwälzung und allfällige Ausgleichszahlungen festgelegt werden.
Bei Abs. 2 handelt es sich um eine eigenständige Ermächtigung. Zwischen einer Verordnung gemäß Abs. 1 (Festlegungen „dem Grunde nach“) und einer Verordnung gemäß Abs. 2 (Festlegungen „der Höhe nach“) besteht ein inhaltlicher Konnex, jedoch keine formalrechtliche Bindung.
Mit Abs. 3 und 6 wird Art. 59 Abs. 9 der Richtlinie (EU) 2019/944 in Bezug auf die Entgelte umgesetzt. Die Veröffentlichung entspricht der bestehenden Praxis der Regulierungsbehörde zu der, entsprechend der expliziten Vorgabe der Richtlinie, die Kosten (der jeweiligen Netzebene im jeweiligen Netzbereich) hinzutreten. Eine zahlenmäßige Aufstellung der zugrundeliegenden Kosten wird in der Regel erst mit der Konsultation der Entgelte möglich sein, weil die Kosten (insbesondere aufgrund von Rechtsmittelfristen) erst dann weitgehend feststehen.
Die in Abs. 7 vorgesehene Regelung zur vorläufigen Bestimmung der Entgelte stützt sich auf Art. 60 Abs. 1 der Richtlinie (EU) 2019/944, der die Festlegung vorläufiger Entgelte im Falle einer Verzögerung ermöglicht.
Zu § 118 (Regulierungskonto):
Mit dem Regulierungskonto wurde bereits in § 50 ElWOG 2010 ein Instrument des Differenzausgleichs und der Glättung eingerichtet, dessen Funktion nunmehr weitergeführt wird. Wie bisher soll Abs. 1 im Wesentlichen einen Plan-Ist-Abgleich von Kosten bzw. Erlösen samt anschließender Aufrollung in nachfolgenden Verfahren ermöglichen. Abs. 2 dient dazu, durch Verteilung von Erlösen oder Aufwendungen im Zeitverlauf sprunghafte Erhöhungen oder Reduktionen von Entgelten zu vermeiden.
Abs. 3 zielt auf den Ausgleich von Mehr- bzw. Mindererlösen, die bei der Abrechnung von Regelenergie und Ausgleichsenergie entstehen, ab.
Die Regelungen in Abs. 4 bis 6 stellen sicher, dass Änderungen und Aufhebungen von Kostenbescheiden (insbesondere im Zuge von Rechtsmittelverfahren) oder von Verordnungen in jeweils nachfolgenden Verfahren berücksichtigt werden und sich deren Auswirkungen damit letztlich in den Entgelten niederschlagen.
Abs. 7 stellt eine besondere Bilanzierungsregel dar: § 198 Abs. 8 Z 1 UGB sieht eine Verpflichtung zur Bildung von Rückstellungen für ungewisse Verbindlichkeiten und drohende Verluste aus schwebenden Geschäften, die am Abschlussstichtag wahrscheinlich oder sicher, aber hinsichtlich ihrer Höhe oder des Zeitpunkts ihres Eintritts unbestimmt sind, zwingend vor. Daher sind für gerichtliche Auseinandersetzungen mit Handelspartnern typischerweise Rückstellungen zu bilden. Eine niedrigere Kostenfeststellung hat gemäß Abs. 3 und 4 zur Folge, dass vom Netzbetreiber Erlöseinbußen in der Zukunft hinzunehmen sind. Wird von einer Verfahrenspartei ein Rechtmittel eingelegt, das wahrscheinlich zu einer niedrigeren Kostenfeststellung führt, ist dies somit mit einer gerichtlichen Auseinandersetzung eines Unternehmens mit seinen Kunden vergleichbar. In der Praxis werden derartige Rückstellungen unter Verweis auf den Wortlaut in § 198 Abs. 8 UGB dennoch oft nicht gebildet. Um zu verhindern, dass die auf Basis überhöhter Netzkosten erzielten Netzerlöse vorzeitig ausgeschüttet werden, soll daher eine einheitliche Regelung vorgesehen werden.
Zu § 119 (Grundsätze der Kosten- und Mengenermittlung):
Für die Kosten- und Mengenermittlung hatte der Gesetzgeber bisher in den §§ 59 bis 61 ElWOG 2010 zum Teil detaillierte Regelungen vorgesehen. Diese Vorgaben sollen im Hinblick auf Art. 18 der Verordnung (EU) 2019/943 sowie die oben erwähnte Rechtsprechung des EuGH reduziert werden. Die Festlegung über die nähere Regulierungssystematik der Kosten- und Mengenermittlung dient (neben § 116) der Umsetzung von Art. 59 Abs. 1 lit. a der Richtlinie (EU) 2019/944.
Indem die Regulierungsbehörde gemäß Abs. 1 sicherstellt, dass Quersubventionierungen verhindert werden, wird Art. 59 Abs. 1 lit. j der Richtlinie (EU) 2019/944 um.
Die in Abs. 2 Z 2 genannten Anreize sollen insbesondere auch zur Erreichung der Klima- und Energieziele einschließlich der Steigerung der Energieeffizienz beitragen (vgl. den Zielkatalog des § 5 und den Anhang XI zur Richtlinie 2012/27/EU). Unter die in Z 3 genannten Kosten fallen unter anderem Kosten für die Ausrollung von intelligenten Messgeräten (siehe Art. 19 Abs. 4 der Richtlinie (EU) 2019/944).
Mit Abs. 3 wird Art. 59 Abs.9 der Richtlinie (EU) 2019/944 in Bezug auf die Regulierungssystematik umgesetzt. Die Veröffentlichung entspricht der bestehenden Praxis der Regulierungsbehörde. Die Veröffentlichung der umfassenden Beschreibung der Regulierungssystematik erscheint im Hinblick auf das Transparenzgebot und die breite Vorgabe zur Veröffentlichung in Art. 59 Abs. 9 der Richtlinie (EU) 2019/944 erforderlich, zumal die unionsrechtlichen Vorgaben hier keine klare Trennung zwischen Kosten- und Tarifmethode ziehen.
Zu §§ 120-123 (11. Teil, 1. Hauptstück Flexibilitätsleistungen):
In diesem Hauptstück sollen die Bestimmungen zu Flexibilitätsleistungen im Verteiler- und Übertragungsnetz systematisch gesammelt werden.
Zu § 120 (Marktgestützte Beschaffung von Flexibilitätsleistungen)
Mit der Bestimmung sollen Art. 31 Abs. 6 und Art. 32 Abs. 1-2 der Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt werden. Die gemäß Abs. 2 festzulegenden Spezifikationen können sich insbesondere auf die Höhe der Leistungsveränderung, die Dauer, die Veränderungsrate, die Reaktionszeit oder den Ort beziehen
Zu § 121 (Engpassmanagement im Übertragungsnetz)
Der bisherige § 23 Abs. 2 Z 5 ElWOG 2010 soll herausgelöst und als selbstständige Bestimmung konzipiert werden. Die Abstimmung des Regelzonenführers mit Verteilernetzbetreibern ist als Abstimmung im Sinne einer Koordinierung zu verstehen. Neben Verträgen mit Erzeugern und Einspeisern können auch Verträge über Engpassmanagement mit Aggregatoren abgeschlossen werden.
Abs. 2 entspricht dem bisherigen § 23 Abs. 9 ElWOG 2010.
Zu § 122 (Nicht frequenzgebundene Systemdienstleistungen)
Die Beschaffung von nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen durch Netzbetreiber in Umsetzung von Art. 31 Abs. 7 und Art. 40 Abs. 5 und 6 der Richtlinie (EU) 2019/944 soll nur erfolgen, soweit dies für einen sicheren, zuverlässigen und effizienten Netzbetrieb erforderlich ist. Der Informationsaustausch und die Abstimmung zwischen dem Regelzonenführer und den Verteilernetzbetreibern sind erforderlich, um die Ressourcen optimal zu nutzen, die Netze sicher und effizient zu betreiben sowie die Marktentwicklung zu erleichtern.
Abs. 1 setzt Art. 40 Abs. 5 der Richtlinie (EU) 2019/944 um.
Bezüglich der Trägheit der lokalen Netzstabilität, der Schwarzstarfähigkeit sowie der Inselbetriebsfähigkeit ist von einer Beschaffung durch den Übertragungsnetzbetreiber auszugehen, da diese nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen seinem Aufgabenbereich zuzuordnen sind
Zu Abs. 3: Vollständig integrierte Netzkomponenten sind eigene Betriebsmittel des Netzbetreibers und daher in Umsetzung von Art. 40 Abs. 7 der Richtlinie (EU) 2019/944 von der Beschaffung ausgenommen.
Abs. 4 dient der Umsetzung von Art. 40 Abs. 6 der Richtlinie (EU) 2019/944.
Abs. 5 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. d der Richtlinie (EU) 2019/944 um.
Zu § 129 (Versorgungssicherheitsstrategie)
Die Bestimmung folgt auf den bisherigen § 88a ElWOG 2010 und regelt die Aktualisierung der darauf basierenden Versorgungssicherheitsstrategie, die erstmalig bis zum 30. Juni 2023 zu erstellen war.
Zu § 130 (Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene)
Die Verankerung der periodischen Durchführung einer Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene soll die unionsrechtkonforme Durchführung der Vorgaben der Verordnung (EU) 2019/943 unterstützen. Die Frist wurde mit 30. April so gewählt, dass – wie in § 129 Abs. 2 Z 11 vorgesehen – allfällige wesentliche Änderungen, die sich aus der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene ergeben haben, bei der Aktualisierung der Versorgungssicherheitsstrategie berücksichtigt werden können.
Zu § 132 (Vertraulichkeit)
Der bisherige § 11 ElWOG 2010 ist systematisch eine Entflechtungsbestimmung und soll deswegen systematisch in den Entflechtungsteil überführt werden.
Zu § 135 ([ISO]Voraussetzungen)
In Abs. 2 Z 5 wird nunmehr klargestellt, dass sämtliche Vereinbarungen bereits im Entwurfsstadium der Regulierungsbehörde vorzulegen sind.
Zu § 137 (Unabhängigkeit des Eigentümers des Übertragungsnetzes):
Zu Abs. 2 Z 3: Der Kündigungsschutz der Sicherheitsfachkraft ist insbesondere in § 9 Arbeitsvertragsrechts-Anpassungsgesetz – AVRAG, BGBl. Nr. 459/1993 normiert.
Zu § 138 (Vermögenswerte, Unabhängigkeit, Dienstleistungen, Verwechslungsgefahr):
Die in der Vorgängerbestimmung § 28 Abs. 2 Z 1 ElWOG 2010 noch vorgesehenen Kraftwerksleitungen sollen zur Herstellung der Unionsrechtskonformität entfallen.
Zu § 140 (Unabhängigkeit der Unternehmensleitung und der Beschäftigten):
Von Abs. 1 Z 4 sind Beteiligungen am und Zuwendungen vom Übertragungsnetzbetreiber ausgenommen.
Die Ergänzung von Abs. 5 Z 4 wird in Hinblick auf das Urteil des EuGH vom 2.9.2021 (Rs C-718/18, Europäische Kommission gegen Bundesrepublik Deutschland, ECLI:EU:C:2021:662) vorgenommen. Das Verbot des Haltens von Beteiligungen am vertikal integrierten Unternehmen impliziert eine Veräußerungspflicht für solche vor dem 03.03.2012 bereits erworbenen Beteiligungen und gilt für Personen der Unternehmensleitung und übrige Beschäftigte des Übertragungsnetzbetreibers gleichermaßen. Weder Unternehmensleitung noch Beschäftigte dürfen Beteiligungen oder finanzielle Zuwendungen vom vertikal integrierten Unternehmen erhalten.
Zu § 142 (Gleichbehandlungsprogramm):
Zu Abs. 12: Der Kündigungsschutz der Sicherheitsfachkraft ist insbesondere in § 9 AVRAG normiert.
Zu § 145 (Verfahren zur Zertifizierung von Übertragungsnetzbetreibern in Bezug auf Drittländer):
Die Stellungnahme gemäß Abs. 5 (siehe Art. 53 der Richtlinie [EU] 2019/944) soll von der Regulierungsbehörde, die für die die Prüfung der Entflechtungsvoraussetzungen zuständig ist, einzuholen sein.
Zu § 146 (Entflechtung von Verteilernetzbetreibern):
Zu Abs. 6: Der Kündigungsschutz der Sicherheitsfachkraft ist insbesondere in § 9 AVRAG normiert.
Zu § 148 (Auskunfts- und Einsichtsrechte)
Die Unternehmens- bzw. Konzernstruktur am Energiemarkt wurde in den letzten Jahren teils grundlegend umgestellt. Inzwischen gibt es Konstellationen, in denen die Konzernmutter selbst keine Funktionen eines Elektrizitätsunternehmens ausübt, aber solche selbstredend weiter kontrolliert und diesen gegenüber zT wichtige Dienste erbringt oder diese Dienste durch andere Unternehmen (z.B. Servicegesellschaften für IT und Telekommunikation) erbringen lässt die zwar Teil der Gruppe des vertikal integrierten Elektrizitätsunternehmens sind aber selbst keine Elektrizitätsunternehmen sein müssen.
Ein vertikal integriertes Elektrizitätsunternehmen war nicht vom Wortlaut des bisherigen § 10 ElWOG 2010 erfasst, den Behörden kommen jedoch auch hinsichtlich dieser Unternehmen Überwachungs- und Aufsichtsfunktionen zu (vgl. § 25 Abs. 1 Z 2 E-ControlG), welche es erforderlich machen, hier Auskunfts- und Einsichtspflichten vorzusehen.
Eine ähnliche Konstellation besteht auch hinsichtlich der von den Netzbetreibern beauftragten Stelle zur gemeinsamen Datenverwaltung (bisher nach § 19a ElWOG 2010, nunmehr § 17). Da deren Kosten maßgeblich von den Netzbetreibern getragen werden, ist erforderlich, auch diese gegenüber den Behörden zur Auskunft zu verpflichten, damit die Angemessenheit der Kostenbeteiligung der Netzkunden überprüft werden kann. Selbiges gilt für eine von den Netzbetreibern beauftragte Stelle zur Betreibung der gemeinsamen Internetplattform gemäß § 97.
Zu § 149 (Überwachungsaufgaben):
Zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2019/944: Abs. 1 Z 1 und 5 in Verbindung mit Abs. 5 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. m, Abs. 1 Z 2 in Verbindung mit Abs. 4 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. l, Abs. 1 Z 3 in Verbindung mit Abs. 2 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. n, Abs. 1 Z 4 in Verbindung mit Abs. 2 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. o, Abs. 1 Z 6 in Verbindung mit Abs. 2 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. p, Abs. 1 Z 7 in Verbindung mit Abs. 8 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. q, Abs. 1 Z 8 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. b und lit. q, Abs. 1 Z 9 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. v, Abs. 1 Z 10 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. z (wobei der Begriff „Beseitigung“ nicht übernommen wurde, da erst die Beobachtung von Hemmnissen deren Beseitigung ermöglichen soll), Abs. 1 Z 12 setzt Art. 59 Abs. 10, Abs. 1 Z 13 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. w und Abs. 5 setzt Art. 59 Abs. 1 lit. s um.
Abs. 1 Z 2 in Verbindung mit Abs. 4 kann, solange es diesen gibt, im Rahmen des Berichts gemäß § 41 Abs. 4 miterledigt werden. Umgekehrt ist es auch denkbar, dass der Bericht gemäß § 41 Abs. 4 im Bericht gemäß Abs. 4 aufgeht.
Bei Abs. 2 handelt es sich um eine demonstrative Aufzählung. Weitere Erhebungsinhalte sowie die Bestimmung des meldepflichtigen Personenkreises können von der Regulierungsbehörde im Rahmen der Elektrizitäts-Monitoring-Verordnung festgelegt werden.
In Abs. 6 wurden der bisherige § 88 Abs. 1 und Abs. 3 ElWOG 2010 zusammengeführt. Der Landesregierung soll weiterhin ein privilegiertes Informationsrecht zukommen.
Gemäß Abs. 7 soll die Überwachungstätigkeit der Landesregierung sich auf die Einhaltung der Konzessionsvoraussetzungen erstrecken. Die Überwachung der Entflechtungsbestimmung ist nunmehr Teil der Aufgaben der Regulierungsbehörde.
Der neue Abs. 9 soll dem Umstand Rechnung tragen, dass es gerade ein Hauptzweck der Monitoring-Tätigkeit ist, die Basis für weitere Untersuchungen und Ermittlungen im Rahmen des behördlichen Aufgabenspektrums zu schaffen.
Nachdem die Regulierungsbehörde berechtigt ist, die entsprechenden Daten sonst von den Unternehmen anzufordern und die Weiterverwendung auf erforderliche Zwecke im Rahmen der Befugnisse und Aufgaben der Regulierungsbehörde im öffentlichen Interesse beschränkt ist, sollte diese Bestimmung zur Sicherstellung einer effizienten Verwaltungstätigkeit keinen verfassungsrechtlichen Bedenken begegnen.
Zu den §§ 157 bis 169 (Behörden, Strafbestimmungen und Geldbußen)
Gemäß Art. 18 der Verordnung (EU) 1227/2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarktes (REMIT) haben Sanktionen wirksam, abschreckend und verhältnismäßig zu sein. Aufgrund der Wechselwirkungen zwischen dem Handel mit Strom- und Erdgasderivaten und dem Handel mit echtem Strom und Erdgas sollen die Sanktionen bei Verstößen gegen REMIT zudem mit den in den finanzmarktrechtlichen Vorschriften vorgesehenen Sanktionen im Einklang stehen (vgl. Erwägungsgrund 31 REMIT). Dies ist seit der Umsetzung der Richtlinie 2014/57/EU über strafrechtliche Sanktionen bei Marktmanipulation (Marktmissbrauchsrichtlinie) im Wege der Anpassung ua. des Börsegesetzes und des Wertpapieraufsichtsgesetzes nicht mehr der Fall. Durch die Anpassung der Strafrahmen, die Regelung der Strafbarkeit juristischer Personen und die Übertragung der Zuständigkeit für Sanktionen gegen Verstöße der REMIT an die Regulierungsbehörde sollen die Konsistenz mit den Finanzmarktregeln und somit auch die Unionsrechtskonformität wiederhergestellt werden.
Zu § 171 (Allgemeine Übergangsbestimmungen)
Die Übergangsbestimmung des § 171 Abs. 4 ordnet an, dass zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieses Bundesgesetzes bereits bestehende Netzanschlussverhältnisse ex lege, d.h. ohne bescheidmäßige Einstufung, als geschlossene Verteilernetze im Sinne des § 101 gelten.
Zu § 172 (Übergangsbestimmungen zum Bilanzgruppenkoordinator)
Die Übergangsbestimmung trägt der Konsolidierung der Aufgaben des Regelzonenführers und des Bilanzgruppenkoordinators gemäß § 9 Z 11 Rechnung und soll einen reibungslosen Übergang auf die geänderte Rechtslage ermöglichen.
Zu Artikel 2 - Energiearmuts-Definitions-Gesetz
In Art. 29 der Richtlinie (EU) 2019/944, ABl. Nr. L 158 vom 14.6.2019 S. 125, werden die Mitgliedstaaten dazu verpflichtet, Energiearmut zu definieren. Die Mitgliedstaaten haben Kriterien (Indikatoren) festzulegen, anhand derer die Anzahl von Haushalten, die von Energiearmut betroffen sind (energiearme Haushalte), geschätzt werden kann.
Beispielhaft werden in der Bestimmung folgende Kriterien genannt: ein niedriges Einkommen, ein hoher Anteil der Energieausgaben am verfügbaren Einkommen und schlechte Energieeffizienz.
Die Definition von Energiearmut im Sinne des Art. 29 Richtlinie (EU) 2019/944 dient der Berichterstattung über das Ausmaß von Energiearmut im Rahmen der nationalen Energie- und Klimapläne gemäß Art. 3 Abs. 3 lit. d Governance-Verordnung (EU) 2018/1999, ABl. Nr. L 328 vom 21.12.2018 S. 1.
Für die erstmalige Berichterstattung im Rahmen des NEKP 2019 erstellte das Umweltbundesamt (UBA) im Auftrag des Bundesministeriums für Nachhaltigkeit und Tourismus 2018 eine Analyse über die Situation von Energiearmut in Österreich. Das UBA legte ihrer Analyse eine Arbeitsdefinition zugrunde, die an Vorarbeiten der Regulierungsbehörde knüpfte (E-Control, Energiearmut in Österreich, Definition und Indikatoren, 2013 und 2014). Im Auftrag der Regulierungsbehörde wurden außerdem von der Bundesanstalt „Statistik Österreich“ (Statistik Austria) folgende Berichte zum Thema Energiearmut erstellt: Haushaltsenergie und Einkommen mit besonderem Fokus auf Energiearmut 2014, Erscheinungsjahr 2017; Energiearmut in Österreich 2016 – Haushaltsenergie und Einkommen, Erscheinungsjahr 2019; Erweiterte Betrachtung der Energiearmut in Österreich 2018, Erscheinungsjahr 2021; Dimensionen der Energiearmut in Österreich – Höhe Energiekosten bzw. Nicht-Leistbarkeit von Energie für Wohnen, Erscheinungsjahr 2022.
Anfang 2020 fanden zwischen dem Bundesministerium für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie (BMK), dem Bundesministerium für Soziales, Gesundheit, Pflege und Konsumentenschutz (BMSGPK), der Regulierungsbehörde sowie externen Expertinnen und Experten aus Wissenschaft und Forschung unter Einbindung der Statistik Austria mehrere Arbeitstreffen statt.
Im Juli 2020 wurde ein Konsortium (bestehend aus UBA, Institut für Immobilien Bauen und Wohnen GmbH, Wirtschaftsuniversität Wien und Caritas Österreich) beauftragt eine Definition von Energiearmut und Grundlagen für die Erstellung einer Roadmap zum Thema Energiearmut im Rahmen einer Studie auszuarbeiten.
Das vorgeschlagene Bundesgesetz basiert auf dem Austausch der genannten Institutionen sowie der im Jahr 2021 abgeschlossenen Studie.
Zu den Bestimmungen im Einzelnen:
Zu § 1 (Kompetenzgrundlage und Vollziehung):
Da einige Bestimmungen des vorliegenden Gesetzes wie die Bestimmungen, mit denen unterstützungswürdige Haushalte definiert und Regelungen zum Nachweis der Unterstützungswürdigkeit getroffen werden, dem Kompetenztatbestand des Art. 12 Abs. 1 B-VG (Armenwesen und Elektrizitätswesen) zuzuordnen sind, können diese Bestimmungen nur unter Schaffung einer Kompetenzdeckungsklausel als unmittelbar anwendbares Bundesrecht beschlossen werden. Die vorgesehene Kompetenzdeckungsklausel verankert eine Bundeszuständigkeit für die Erlassung, Änderung, Aufhebung und Vollziehung dieser Bestimmungen.
Zu § 2 und 3 (Regelungsinhalt sowie Umsetzung und Durchführung von Unionsrecht)
Das vorliegende Gesetz regelt folgende Inhalte:
Aufgrund der aus der Richtlinie (EU) 2919/944 in Zusammenhalt mit der Verordnung (EU) 2018/1999 resultierenden Verpflichtung werden eine Definition für die statistische Erfassung von Energiearmut verankert und Indikatoren für die Messung von Energiearmut festgelegt. Die entsprechenden Regelungen finden sich im zweiten Abschnitt dieses Bundesgesetzes. Die Definition von Energiearmut nach dem zweiten Abschnitt dient ausschließlich statistischen Zwecken, um eine quantitative Beschreibung und Beurteilung des Phänomens und Ausmaßes von Energiearmut zu ermöglichen und – im Wege der Berichterstattung im Rahmen der NEKP – ein Monitoring der Situation im Zeitverlauf sicherzustellen. An diese Definition sind keine Leistungen oder Förderungen geknüpft.
Neben dem Erfordernis eine Definition für die statistische Beobachtung von Energiearmut festzulegen, besteht der Bedarf, Zielgruppen für Maßnahmen zur Bekämpfung von Energiearmut und für Förderungen im Bereich der Energieeffizienz und klimarelevanter Investitionen zu definieren. Zwischen Förderungen, die vordergründig armutspolitische Ziele (etwa Abfederung hoher Energiekosten) und Förderungen, die primär klimapolitische Ziele verfolgen (hier geht es um die Abfederung hoher Investitionskosten, etwa bei thermischen Sanierungsmaßnahmen oder beim Tausch des Heizungssystems), ist zu unterscheiden, weswegen zwei Zielgruppen definiert werden, nämlich „schutzbedürftige Haushalte“ bzw. „einkommensschwache Haushalte“ für energiearmutspolitische Maßnahmen sowie „förderungswürdige Haushalte“ für klimarelevante Förderungen. Die entsprechenden Regelungen finden sich im dritten Abschnitt.
Mit der Definition des „schutzbedürftigen Haushalts“ wird auch Art. 28 Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt, wobei bei der Definition vordergründig auf das Haushaltseinkommen abgestellt wird. Mit Blick auf das Konzept des schutzbedürftigen Kunden ist das vorliegende Gesetz in Ergänzung zu den im ElWG (§§ 18 ff.) und GWG 2011 (§§ 122 ff.) enthaltenen Bestimmungen zu sehen.
Zu § 4 (Definition von Energiearmut):
Die Definition vereint bestehende Ansätze auf EU-Ebene und nationaler Ebene und basiert auf einem unter den in § 5 Abs. 2 genannten Institutionen abgestimmten Vorschlag.
Die Definition ist offen genug, um das Phänomen Energiearmut in ihrer Multidimensionalität erfassen zu können, indem sie sowohl objektive als auch subjektive Indikatoren sowie eine Kombination von Indikatoren zulässt. Gleichzeitig ermöglicht sie den Rückgriff auf verfügbare Datenquellen.
Sie baut auf die bekannte “Energiearmuts-Trias” aus niedrigem Einkommen, hohen Energiekosten und schlechter Energieeffizienz auf, ermöglicht aber auch zusätzliche bzw. andere Faktoren in Betracht zu ziehen.
Zu § 5 (Indikatoren zur Messung von Energiearmut):
Die Festlegung der Indikatoren zielt darauf ab, eine breite Betrachtung des Phänomens auf Basis vorhandener statistischer Methoden und Datenquellen (Eurostat, Mikrozensus, EU-SILC, Verwaltungsdaten etc.; s. auch § 6 Bundesstatistikgesetz 2000, BGBl. I Nr. 163/1999) zu ermöglichen.
Die Indikatoren orientieren sich grundsätzlich am Armuts- bzw. Armutsgefährdungsbegriff. Nach derzeitigen statistischen Erhebungsmethoden ist das äquivalisierte Nettohaushaltseinkommen, also das verfügbare Haushaltseinkommen dividiert durch die Summe der Konsumäquivalente des Haushalts, Grundlage für die Berechnung der Armutsgefährdung. Bei Mehrpersonenhaushalten kommen je nach Zusammensetzung entsprechende Gewichtungsfaktoren nach der sogenannten EU-Skala (modifizierte OECD-Skala) zur Anwendung. Als armutsgefährdet werden konkret jene Personen bezeichnet, deren äquivalisiertes Nettohaushaltseinkommen unter der Armutsgefährdungsschwelle von 60 % des Medians liegt. Für das Einkommensjahr 2018 laut EU-SILC 2019 liegt der Median des äquivalisierten Nettohaushaltseinkommens bei 25.729 Euro Jahr. Die Armutsgefährdungsschwelle betrug somit 15 437 Euro für einen Ein-Personen-Haushalt, das sind 1 286 Euro pro Monat (12 Mal) (s. Statistik Austria, Erweitere Betrachtung der Energiearmut in Österreich 2018, S. 19). Laut Website der Statistik Austria liegt die Armutsgefährdungsschwelle 2022 bei 1 392 Euro. Diese Kennzahlen werden in Österreich mithilfe von Verwaltungs- und Befragungsdaten im Rahmen der jährlichen EU-SILC-Erhebungen ermittelt. Die konkrete Armutsgefährdungsschwelle ist folglich kein statischer Wert, sondern unterliegt demografischen, wirtschaftlichen und sozialen Entwicklungen. Eine nähere Festlegung wird daher nicht im Gesetz vorgenommen; der Schwellenwert richtet sich nach den aktuellen statistischen Erhebungsmethoden auf EU- und nationaler Ebene (insbesondere Eurostat, EU-SILC und Statistik Austria).
Die objektiven Indikatoren sind Indikatoren, die auf verfügbaren objektivierbaren Daten basieren (wie Haushaltseinkommen und Energiekosten). Neben dem bisher von der Regulierungsbehörde verfolgten Ansatz, Energiearmut an niedrigem Haushaltseinkommen und hohen Energiekosten festzumachen (Abs. 1 Z 1 lit. a), soll auch die sog. „versteckte“ Energiearmut erfasst werden. Damit können auch diejenigen Haushalte einbezogen werden, die ihren Energiekonsum gezwungenermaßen niedrig halten und daher geringe Energiekosten haben (Abs. 1 Z 1 lit. b).
Bei den subjektiven Indikatoren geht es um die subjektive Einschätzung der eigenen Situation. Die in Abs. 1 Z 2 beispielhaft genannten Indikatoren orientieren sich an Informationen, die im Rahmen der EU‑SILC (European Union Statistics on Income and Living Conditions, Deutsch: Europäische Gemeinschaftsstatistik über Einkommen und Lebensbedingungen) abgefragt werden.
Die in Abs. 1 Z 3 enthaltenen ergänzenden Indikatoren sind auf den Anhang der Kommissions-Empfehlung zu Energiearmut (EU) 2020/1563, ABl. Nr. L 375 vom 27.10.2020 S. 35, zurückzuführen und basieren ebenfalls auf verfügbaren statistischen Datenquellen.
Abhängig von weiteren Entwicklungen zur Erfassung des Phänomens Energiearmut und damit einhergehenden Änderungen bzw. Erweiterungen der Verfügbarkeit von Daten oder statistischen Erhebungsmethoden soll der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie die Möglichkeit eingeräumt werden, auf Vorschlag der in Abs. 2 genannten Institutionen den Katalog von Indikatoren zu ändern bzw. zu ergänzen.
Zu § 6 (Durchführung von statistischen Analysen):
Die Statistik Austria wird beauftragt, alle zwei Jahre – beginnend mit Dezember 2024 – eine statistische Analyse zu Energiearmut vorzulegen und zu veröffentlichen; die Erstellung und Veröffentlichung der Analyse hat bis Dezember des jeweiligen Jahres zu erfolgen. Die Analyseintervalle orientieren sich am Berichtszyklus der Governance-Verordnung, wonach erstmals bis zum 15. März 2023 und danach alle zwei Jahre ein Fortschrittsbericht zum im Dezember 2019 fertiggestellten NEKP zu erstellen ist (Art. 17).
Trotz der Möglichkeit verschiedene Dimensionen/Aspekte des Phänomens Energiearmut durch die Festlegung unterschiedlicher Kombinationen von Indikatoren abbilden zu können, ist ein Monitoring im Zeitverlauf sicherzustellen.
Zu § 7 (Unterstützungswürdige Haushalte):
Das auf dem Unionsrecht fußende Erfordernis Definitionen für die statistische Beobachtung von Energiearmut und für schutzbedürftige Kundinnen und Kunden festzulegen, geht einher mit dem immer evidenter werdenden Bedarf, Förderkriterien bzw. Zielgruppen für die unterschiedlichen Förderungen im Bereich der Bekämpfung von Energiearmut, der Energieeffizienz und klimarelevanten Investitionen zu bestimmen.
Dabei ist zwischen Förderungen, die vordergründig armutspolitische Ziele (etwa Abfederung hoher Energiekosten-Belastung und teilweise die Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen) und Förderungen, die primär klimapolitische Ziele verfolgen (hier geht es um die Abfederung hoher Investitionskosten), zu unterscheiden. Letztere sind iZm Kesseltausch, thermischer Gebäudesanierung oder dem Übergang zu erneuerbarer Energieversorgung relevant. Die hohen Kosten, die mit diesen Investitionen verbunden sind, sind für einen wesentlich größeren Teil der Bevölkerung nicht leistbar.
Die in § 7 vorgesehenen Zielgruppen-Definitionen sollen der Kohärenz und besseren Administrierbarkeit von Fördervorhaben dienen.
Der Begriff „schutzbedürftiger Haushalt“ oder „einkommensschwacher Haushalt“ in Abs. 1 Z 1 ist vordergründig für Maßnahmen relevant, die armutspolitische Ziele verfolgen. Die Begriffsbestimmung des Abs. 1 Z 1 orientiert sich unter Berücksichtigung des Art. 28 Abs. 1 Strombinnenmarkt-Richtlinie („Für die Definition des Begriffs „schutzbedüftiger Kunde“ können die Höhe des Einkommens […] herangezogen werden.“) an § 72a Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG).
Der Begriff „förderungswürdiger Haushalt“ in Abs. 1 Z 2 orientiert sich am zweifachen Ausgleichszulagen-Richtsatz. Damit wird ein deutlich größerer Kreis an potentiell förderungswürdigen Haushalten erfasst und folglich ein weitaus größerer Kreis dabei unterstützt, die für die Dekarbonisierung des Wohnbestands oder die Senkung des Energiebedarfs notwendigen Investitionen tätigen zu können.
Die beiden Begriffe (Zielgruppen) werden aus regelungstechnischen Erwägungen unter der Überschrift „unterstützungswürdiger Haushalt“ zusammengefasst. Wenn in den folgenden Bestimmungen auf die Unterstützungswürdigkeit von Haushalten Bezug genommen wird, sind davon beide Zielgruppen umfasst.
Zu den §§ 8 bis 10 (Nachweis und Prüfung der Unterstützungswürdigkeit):
Diese Bestimmungen sollen zu einer effizienteren Förderabwicklung beitragen. Die ORF-Beitrags Service GmbH, die die Einkommensverhältnisse bereits in Zusammenhang mit der Befreiung der Beitragspflicht nach dem ORF-Beitrags-Gesetz 2024, BGBl. I Nr. xxxx, prüft, wird damit betraut, auch in Belangen dieses Bundesgesetzes die Einkommensverhältnisse auf Antrag zu prüfen und mittels Bescheid festzustellen.
Die in § 8 Abs. 1 genannten Leistungen (diese orientieren sich am EEffG in der Fassung der Novelle BGBl. I Nr. 59/2023) sollten zum Nachweis der Unterstützungswürdigkeit iSd § 7 Abs. 1 Z 1 ausreichen. Den in den in Abs. 1 genannten Nachweisen liegt bereits eine Einkommensprüfung zugrunde. Im Sinne der Verwaltungsökonomie sollte eine Einkommensprüfung durch die ORF-Beitrags Service GmbH nur bei Nichtvorliegen der Nachweise oder im Fall des § 7 Abs. 1 Z 2 erfolgen.
Allerdings kann eine Förderabwicklungsstelle auf Grundlage von Förderrichtlinien/Förderprogrammen oÄ zusätzlich eine Einkommensprüfung durch die ORF-Beitrags Service GmbH verlangen.
Wird ein Antrag auf Einkommensprüfung über eine Förderabwicklungsstelle bei der ORF-Beitrags Service GmbH eingebracht, hat die Förderabwicklungsstelle den Antrag samt dazugehöriger Unterlagen an die ORF-Beitrags Service GmbH weiterzuleiten.
Zu § 12 (Abgeltung der Leistungen der ORF-Beitrags Service GmbH):
Abs. 4 enthält eine Verordnungsermächtigung für eine allfällige Valorisierung bzw. Anpassung des Kostenersatzes nach Abs. 2.
Zu Artikel 3 - Energie-Control-Gesetz
Die Novellierung des Energie-Control-Gesetzes ist erforderlich, um es die Inhalte und die Terminologie des Elektrizitätswirtschaftsgesetzes anzugleichen. Mit wenigen Ausnahmen sind die Änderungen folglich ausschließlich redaktioneller Natur.
Zu den Bestimmungen im Einzelnen:
Zu § 23 (Regulierungssystem für europaweite regionale und grenzüberschreitende Aspekte):
Abs. 3 dient der Umsetzung von Art. 61 der Richtlinie (EU) 2019/944.
Zu § 23a (Aufgaben und Befugnissen gegenüber den regionalen Koordinierungszentren):
Die Bestimmung setzt Art. 62 der Richtlinie (EU) 2019/944 um.
Zu § 28 (Berichtspflichten):
Die Ergänzung von Abs. 4 dient der Umsetzung von Art. 18 Abs. 5 der Richtlinie (EU) 2019/944.
Zu § 35 (Amtshilfe):
Durch die Ergänzung von Abs. 1 wird klargestellt, dass auch die Regulierungsbehörde zur Amtshilfe verpflichtet ist, soweit dies nicht ihrer Unabhängigkeit widerspricht.
Zu § 36 (Verfahren):
Der neue Abs. 2a und die Ergänzungen in Abs. 3 detaillieren die Vorschriften für Bescheid- bzw. Verordnungsverfahren der Regulierungsbehörde. Da es sich nunmehr um allgemeine Verfahrensregeln handelt, sind diese – z.B. mit Blick auf das ElWG – für sämtliche Bescheid- bzw. Verordnungsverfahren der Regulierungsbehörde anzuwenden. Eine explizite Verpflichtung bei der jeweiligen materiellen Verpflichtung (wie bislang z.B. in § 38 Abs. 1 ElWOG 2010) kann damit entfallen.