Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz: Erstanalyse der Regierungsvorlage vom 17. März 2021

Fördervolumen und Förderthematik (Berechnung)

Ausbaupfad (§ 4 Abs 4 EAG)

Der Ausbau der erneuerbaren Technologien erfolgt technologiespezifisch, wobei gemäß Regierungsprogramm Strom aus erneuerbaren Quellen bis 2030 um insgesamt 27 TWh ausgebaut werden soll. Davon entfallen 11 TWh auf Photovoltaik, 10 TWh auf Wind, 5 TWh auf Wasserkraft und 1 TWh auf Biomasse. 

Analyse: 
Mit der technologiespezifischen Förderung wurde eine wesentliche Kernforderung von Oesterreichs Energie erfüllt.

Förderinstrumente (§ 9 bis § 17 sowie § 55 EAG)

Es stehen zwei verschiedene Förderinstrumente zur Verfügung, die Förderung mittels Marktprämie und die Förderung mittels Investitionszuschuss. Die Förderung mittels Marktprämie erfolgt auf Basis eines monatlich ermittelten Referenzmarktwertes für Windkraftanlagen, Wasserkraftanlagen und Photovoltaikanlagen und für Anlagen auf Basis von Biomasse und Biogas mittels eines jährlichen Referenzmarktpreises. Die Auszahlung der Marktprämie wird ausgesetzt, wenn die Day-Ahead-Preise in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ sind und die Intraday-Preise in diesem Zeitraum nicht für mindestens sechs Stunden positiv sind. Die Investitionszuschüsse richten sich je nach Technologie nach der Anlagengröße und den Investitionskosten. 

Analyse:
Die Förderung mittels dieser beiden Instrumente wird von Oesterreichs Energie begrüßt und stellt eine effiziente Möglichkeit der Unterstützung von Erneuerbaren dar.

Fördermittel (§ 7 EAG)

Die Fördermittel sind grundsätzlich auf eine Milliarde pro Jahr gedeckelt, wobei hierzu der Mittelwert einer Periode von drei Kalenderjahren herangezogen wird. Kommt es in dieser Periode zu einer Überschreitung der Fördermittel, so werden die jährlichen Ausschreibungsvolumen, Vergabevolumen bzw. Fördermittel jeder Technologie und Förderart bis zum Jahr 2030 anteilig um den Prozentsatz der Überschreitung gekürzt. Im Falle der Gefährdung der Zielerreichung entscheidet der Hauptausschuss des Nationalrates, ob die Kürzungen vorgenommen werden. 

Analyse:
Diese Regelung wird von Oesterreichs Energie kritisch betrachtet, auch weil hier kein Mechanismus vorgesehen wird, der etwaige Kürzungen bei einer späteren Unterschreitung der Milliarde wieder rückgängig machen kann.

Inbetriebnahmefristen (§§ 34, 39, 44, 48, 49, 56, 57 EAG)

Die Inbetriebnahmefristen für Anlagen die mittels Marktprämie gefördert werden, betragen 12 Monate für Photovoltaik (§ 34), sowie 24 Monate für Wasserkraft, Windkraft und Biomasse (z.B. §39, §44, §48 und §49). Zusätzlich gibt es eine einmalige Verlängerungsmöglichkeit um denselben Zeitraum bei Biomasse und PV sowie eine zweimalige Verlängerungsmöglichkeit um max. 12 Monate bei Wind und Wasserkraft, wenn glaubhaft darlegt werden kann, dass die Ursachen für die nicht-fristgerechte Inbetriebnahme nicht in seinem Einflussbereich liegen. Für Anlagen die mittels Investitionszuschuss gefördert werden, betragen die Inbetriebnahmefristen 12 Monate für Photovoltaik und Windkraft (§ 56 (9) und § 57 (8)).

Analyse:
Die vorgesehenen Fristen zur Inbetriebnahme sind für alle Technologien zu kurz angesetzt und sollten verlängert werden. Im Speziellen bei Wasserkraftwerken ist aufgrund durchschnittlicher Bauzeiten von zumindest 3 bis 5 Jahren eine Erhöhung der Inbetriebnahmefrist auf zumindest 5 Jahre mit Option auf Verlängerung vorzusehen. Zudem sollte eine Beeinspruchung durch Rechtsmittel eine Aussetzung der Fristen zur Folge haben.
 

Förderstruktur der Erzeugungstechnologien

Zur Wasserkraft

Marktprämie (§ 10 EAG)

Die Förderung der Wasserkraft erfolgt für Neubau, Erweiterungen sowie auch Revitalisierungen mittels administrativ festgelegter Marktprämien. Gefördert werden neu errichtete und erweiterte Anlagen mit einer Engpassleistung (nach Erweiterung) bis 25 MW, bzw. die ersten 25 MW bei Anlagen größer 25 MW. Bei Revitalisierungen von Anlagen größer 1 MW werden die ersten zusätzlichen 10 MW gefördert. Für Anlagen kleiner 1 MW (nach Revitalisierung) wird die gesamte Erzeugung gefördert. Förderfähig sind auch revitalisierte Anlagen mit reiner Erzeugungssteigerung (ohne Leistungssteigerung). 

Analyse:
Im Vergleich zum Begutachtungsentwurf wird nun auch die Revitalisierung von Anlagen mittels administrativer Marktprämien gefördert, was von Oesterreichs Energie begrüßt wird. Die niedrigere Förderobergrenze von 10 MW bei Revitalisierungen im Vergleich zu Neubauten und Erweiterungen kann jedoch nicht nachvollzogen werden und widerspricht dem im Regierungsprogramm festgelegten Fokus auf die Revitalisierung von Wasserkraftanlagen. Oesterreichs Energie fordert deshalb eine Förderobergrenze bei Revitalisierungen von 25 MW. Begrüßt wird die Berücksichtigung der Förderung von Revitalisierungen mit ausschließlicher Erzeugungssteigerung.  

Ökologische Ausschlusskriterien (§ 10 EAG)

Ausgeschlossen von der Förderung werden Neubauten, Erweiterungen und Revitalisierungen, welche in Gewässerstrecken mit sehr gutem ökologischen Zustand bzw. wertvollen Gewässerstrecken liegen, die einen hydromorphologisch sehr guten Zustand von mindestens einem Kilometer aufweisen oder Neubauten, Erweiterungen und Revitalisierungen, welche den Erhaltungszustand von Schutzgütern der FFH Richtlinie bzw. der Vogelschutzrichtlinie verschlechtern und in Schutzgebieten liegen. Ausgenommen davon werden nur Anlagen, für die es bereits ein UVP- Verfahren gibt und welche spezielle ökologische Kriterien erfüllen.

Analyse:
Oesterreichs Energie sieht die ökologischen Ausschlusskriterien für die Förderfähigkeit grundsätzlich kritisch, da es somit zu einer Doppelprüfung dieser – im Anlagenverfahren und für die Förderfähigkeit kommt. Diese ökologischen Ausschlusskriterien werden im Vergleich zum Begutachtungsentwurf nun auch für Revitalisierungen angewendet. Dies wird von Oesterreichs Energie abgelehnt, da dies eine weitere Einschränkung im Hinblick auf die Erreichung der Ausbauziele bedeutet und die Sicherung des Bestandes gefährdet. Oesterreichs Energie erkennt die Bereitschaft an, die Möglichkeit von Ausnahmen von den ökologischen Ausschlusskriterien vorzusehen, sieht aber keine Begründung an die Verknüpfung dieser mit einem UVP-Verfahren.

Begriffsbestimmung Revitalisierung (§ 5 EAG)

Eine Revitalisierung ist dann gegeben, wenn es ohne Einrechnung ökologischer Maßnahmen zu einer Erhöhung der Engpassleistung oder zu einer Erhöhung des Regelarbeitsvermögens kommt, wobei die Erhöhung der Engpassleistung oder des Regelarbeitsvermögens bei Wasserkraftanlagen mit einer Engpassleistung bis 20 MW (vor Revitalisierung) zumindest 10% betragen muss. Unter Einrechnung ökologischer Maßnahmen dürfen die Engpassleistung und das Regelarbeitsvermögen nach durchgeführter Revitalisierung nicht unter den vor der Revitalisierung erreichten Werten liegen.

Analyse:
Der Entfall des Nachweises einer Steigerung von 10% bei Leistung oder Regelarbeitsvermögen für Anlagen größer 20 MW ist ein Fortschritt gegenüber dem Begutachtungsentwurf, greift aber zu kurz. Nach Ansicht von Oesterreichs Energie soll dieser Nachweis für alle Anlagen (auch kleiner 20MW) entfallen. Dieser wurde ursprünglich bei Investitionsförderung zur Sicherstellung einer tatsächlichen Erzeugungs- oder Leistungssteigerung eingeführt. Da aber mittels Marktprämie nun ohnehin nur die tatsächlichen Leistungs- bzw. Erzeugungszuwächse gefördert werden, ist diese Hürde obsolet. 

Zur Windkraft

Fördersystem und Standortdifferenzierung (§ 48, §40 bis 44 EAG)

Neu errichtete sowie Repowering-Windkraftanlagen werden, bis auf ein kleines Kontingent für Investitionsförderung (1 Mio. Euro für Anlagen zwischen 20kW und 1 MW), mittels Marktprämie gefördert. Die Höhe der Marktprämie wird bis einschließlich 2023 per Verordnung festgelegt und kann ab 2024 (nach einer Evaluierung) durch eine wettbewerbliche Ausschreibung nach dem Bestpreisverfahren erfolgen. Bei der Bemessung des anzulegenden Wertes ist eine Differenzierung nach den standortbedingten unterschiedlichen Stromerträgen zulässig. 

Im Falle von Ausschreibungen kann ein Korrekturfaktor auf den Zuschlagswert angewendet werden, der mittels Verordnung als gleichmäßiger Auf- oder Abschlag âuf den anzulegenden Wert für einen Normstandort festzulegen ist. Der Normstandort hat den durchschnittlichen Stromertrag einer dem Stand der Technik entsprechenden, in Österreich errichteten Windkraftanlage anhand der Jahreswindgeschwindigkeit, des Höhenprofils und der Rauhigkeitslänge widerzuspiegeln. Im Korrekturfaktor kann auch die Weiterverwendung von bereits vorhandenen Anlageteilen, bereits vorhandener Infrastruktur oder bereits vorhandener Windmessung an einem Standort berücksichtigt werden.

Analyse:
Die Förderung mittels standortdifferenzierter Marktprämie wird begrüßt, jedoch ist noch unklar wie die Regelungen in den Verordnungen im Detail aussehen werden. Das Ziel ist der ausgewogene und parallele Ausbau in ganz Österreich, womit für das Stromnetz und die Akzeptanz abträgliche Konzentrationseffekte vermieden werden können. Für die dazu notwendige Differenzierung durch Korrektur des anzulegenden Wertes sollten neben dem Windertrag auch Unterschiede bei den Betriebs- und Investitionskosten berücksichtigt werden. Diese unterschiedlichen Betriebs- und Investitionskosten hängen insbesondere von der Höhenlage, der Waldlage und von Skaleneffekten ab. Durch das Einbeziehen dieser Faktoren wird zudem die Fördereffizienz gesteigert, da zielgerichtet auf die Vor- und Nachteile von Standorten eingegangen werden kann. Die zwei vorgenommenen Änderungen im Vergleich zum Begutachtungsentwurf („gleichmäßiger“ Auf- oder Abschlag, jedoch ohne Beschränkung auf 20 Prozentpunkte, sowie die Berücksichtigung von bereits vorhandenen Anlagenteilen oder anderer Vorleistungen im Falle von Repowering) können erst nach Vorliegen der genauen Regelungen in den Verordnungen abschließend beurteilt werden.  

Zur Photovoltaik

Marktprämie & Förderfähigkeit (§ 10 Abs 1 Z 3 EAG)

Förderfähig mittels Marktprämie sind alle neu errichteten PV-Anlagen ab 10 kWpeak, welche auf oder an einem Gebäude oder einer baulichen Anlage, auf einer befestigten Fläche, Eisenbahnanlage, Deponie oder Abfallentsorgungsanlage, oder auf einer landwirtschaftlich genutzten Fläche oder einer Fläche im Grünland mit einer speziell für die Errichtung einer Photovoltaikanlage vorgesehenen Widmung errichtet wurden (Widmungs-Kriterium entfällt bei Anlagen bis 100 kWpeak). 

Analyse:
Oesterreichs Energie sieht die aktuellen Regelungen als gangbaren Kompromiss. Im Vergleich zum Begutachtungsentwurf wurde klargestellt, dass bereits befestigte Flächen nicht unter die restriktiveren Regelungen für Flächen im Grünland oder landwirtschaftlich genutzte Flächen fallen. Zudem wurde für Kleinanlagen eine Erleichterung bei den Widmungsanforderungen vorgesehen.

Marktprämie & Abschlag (§ 33 EAG)

Für Photovoltaikanlagen auf einer landwirtschaftlich genutzten Fläche oder einer Fläche im Grünland mit einer speziell für die Errichtung einer Photovoltaikanlage vorgesehenen Widmung ab 100 kWpeak verringert sich die Höhe des Zuschlagwertes um einen Abschlag von 25%, wobei dieser Wert mittels Verordnung angepasst werden kann.

Analyse:
Der Abschlag auf die Höhe des Zuschlagwertes von 25% ist deutlich zu hoch angesetzt und kann durch Kostenvorteile nicht ausgeglichen werden. Dies gefährdet die Umsetzung dieser zur Erreichung des Ausbauziels unbedingt erforderlichen Anlagen, welche in der Regel rückstandslos entfernt werden können und keine Flächenversiegelung darstellen. Der Abschlag sollte daher maximal 10% betragen.

Investitionszuschuss & Förderfähigkeit (§ 65 Abs 2 EAG)

Förderfähig mittels Investitionszuschuss sind alle neu errichteten PV-Anlagen oder Anlagenerweiterungen bis zu 1 000 kWpeak, welche auf oder an einem Gebäude oder einer baulichen Anlage, auf einer befestigten Fläche, Eisenbahnanlage, Deponie oder Abfallentsorgungsanlage, oder auf einer landwirtschaftlich genutzten Fläche oder einer Fläche im Grünland mit einer speziell für die Errichtung einer Photovoltaikanlage vorgesehenen Widmung errichtet wurden (Widmungs-Kriterium entfällt bei Anlagen bis 100 kWpeak). 

Analyse:
OE sieht die aktuellen Regelungen als gangbaren Kompromiss. Im Vergleich zum Begutachtungsentwurf wurde klargestellt, dass bereits befestigte Flächen nicht unter die restriktiveren Regelungen für Flächen im Grünland oder landwirtschaftlich genutzte Flächen fallen. Zudem wurde für Kleinanlagen eine Erleichterung bei den Widmungsanforderungen vorgesehen.

Investitionszuschuss: Fördermittel, Kategorien und Vergabe (§ 56 EAG)

Die jährlichen Fördermittel von mindestens 60 Millionen Euro werden auf vier Kategorien aufgeteilt: 
Kategorie A: Förderung bis 10 kWpeak mit und ohne Stromspeicher,
Kategorie B: Förderung > 10 kWpeak bis 20 kWpeak mit und ohne Stromspeicher,
Kategorie C: Förderung > 20 kWpeak bis 100 kWpeak mit und ohne Stromspeicher,
Kategorie D: Förderung > 100 kWpeak bis 1 000 kWpeak mit und ohne Stromspeicher.

Für die Kategorie A werden fixe Fördersätze pro kWh bzw. kWpeak bestimmt und die Förderanträge nach dem Zeitpunkt ihres Einlangens bei der Förderabwicklungsstelle gereiht.

Für die Kategorien B bis D werden D höchstzulässige Fördersätze pro kWpeak festgelegt und die Förderanträge je Kategorie nach der Höhe des bei der Antragstellung angegebenen Förderbedarfs, beginnend mit dem niedrigsten Förderbedarf pro kWpeak, gereiht. Für diese Anlagen dieser Leistungskategorien steht auch die Förderung mittels Marktprämie zur Wahl.  

Analog zur Systematik bei der Förderung mittels Marktprämie kommt bei der Auszahlung für Anlagen auf einer landwirtschaftlich genutzten Fläche oder einer Fläche im Grünland ein Abschlag von 25% zur Anwendung. Für gebäudeintegrierte Anlagen und besonders innovative Projekte kann per Verordnung gemäß § 58 ein Zuschlag von bis zu 30% vorgesehen werden.

Analyse:
Die Reihung nach dem Förderbedarf schafft ein Wettbewerbselement. Die Ausnahme der Kategorie A von dieser Regelung wird begrüßt. Der Abschlag auf die Höhe der Auszahlung von 25% wird, analog zu den Regelungen bei der Marktprämie, für deutlich zu hoch empfunden und sollte auf maximal 10% begrenzt werden. Der Zuschlag für gebäudeintegrierte Anlagen und besonders innovative Projekte wird begrüßt und sollte fix aufgenommen werden anstatt nur optional. 

Zur BiomasseFörderansatz (§ 35, 50, 52 EAG) 

§ 35: Neu errichtete und repowerte Anlagen auf Basis von Biomasse zwischen 0,5 MWel und 5 MWel sowie mit einer Engpassleistung über 5 MWel für die ersten 5 MWel werden mittels Ausschreibung vergebener Marktprämien gefördert. 

§ 50: Neu errichtete Anlagen auf Basis von Biomasse bis zu 0,5 MWel werden mittels Marktprämie gefördert, wobei die Tarife per Verordnung festgelegt werden. 

§ 52: Für Bestandsanlagen nach Ende der regulären Förderung und bis zum Ablauf des 30. Betriebsjahres der Anlage gibt es Nachfolgeprämien, deren Höhe per Verordnung festgelegt wird und die sich an den laufenden Kosten des Anlagenbetriebs orientiert (ohne Kapitalkosten). 

Analyse:
Die abgesehen von technischen Kriterien uneingeschränkte Gewährung von Nachfolgeprämien zum Bestandserhalt bei Anlagen auf Basis von Biomasse war eine Kernforderung von Oesterreichs Energie und wurde umgesetzt. Bei der Ermittlung der Marktprämie über Ausschreibungen ist noch unklar, ob der Markt groß genug für effiziente Ausschreibungen sein wird. 

Repowering (§ 38 EAG)

Repowerte Anlangen auf Basis von Biomasse nehmen mit einem Abschlag an der Ausschreibung für Neuanlagen teil, wobei sich dessen Höhe sich nach dem Grad der Reinvestition bemisst.

Analyse:
Diese Regelung wurde nach dem Begutachtungsentwurf hinzugefügt und wird als sehr sinnvoll beurteilt. Noch offen ist, wie der Grad der Reinvestition ermittelt wird (per Verordnung zu definieren). 

Wasserstoff und Flexibilität 

Investitionszuschüsse für Elektrolyseanlagen zur Erzeugung von grünem Wasserstoff (§ 62 EAG)
Die Errichtung einer Elektrolyseanlage zur Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder synthetisches Gas mit einer Mindestleistung von 1 MW kann durch einen Investitionszuschuss gefördert werden, wenn die Anlage ausschließlich zur Produktion von erneuerbaren Gasen genutzt wird und ausschließlich erneuerbare Elektrizität bezieht. Eine Förderung von Anlagen, die gemäß § 22a ElWOG 2010 von Netzbetreibern errichtet und betrieben werden oder Wasserstoff zu Erdgas im öffentlichen Gasnetz beimengen, ist ausgeschlossen. Die gesamten jährlichen Fördermittel für Investitionszuschüsse betragen mindestens 50 Millionen Euro. Die Höhe des Investitionszuschusses ist durch Verordnung gemäß § 63 in Fördersätzen bis zu 45% des unmittelbar für die Errichtung der Anlage erforderlichen Investitionsvolumens (exklusive Grundstück) festzulegen. Für Anlagen, die netzdienlich betrieben werden, kann in der Verordnung ein besonderer Investitionszuschuss gewährt werden.

Analyse:
Grüner Wasserstoff wird eine zunehmende Rolle bei der Dekarbonisierung des Energiesystems spielen und kann entscheidend zur Flexibilisierung des Stromsystems beitragen. In der Hochlaufphase müssen Anreize gesetzt werden, um einen Aufbau der Erzeugung von grünem Wasserstoff im Wettbewerbsmarkt zu ermöglichen. Daher ist die Möglichkeit der Investitionsförderung, die im Begutachtungsentwurf noch nicht enthalten war, sehr zu begrüßen.

Temporäre Entlastung von Elektrolyseuren und Pumpspeicherkraftwerken von Netzentgelten (§ 111 Abs 3 ElWOG)

Pumpspeicherkraftwerke und Anlagen zur Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder synthetisches Gas haben ab Inbetriebnahme für 15 Jahre keine der für den Bezug von erneuerbarer elektrischer Energie verordneten Netznutzungsentgelte und Netzverlustentgelte zu entrichten, sofern die jeweilige Anlage eine Mindestleistung von 1 MW aufweist und ausschließlich zu betrieblichen Zwecken eingesetzt wird.

Analyse:
Die gegenüber dem Begutachtungsentwurf weitergehende Entlastung von Elektrolyseuren und Pumpspeicherkraftwerken von Netznutzungs- und Netzverlustentgelten ist zu begrüßen. Die Regelungen werden zur vermehrten Nutzung von Sektorkopplung und Flexibilitätspotenzialen beitragen.

Auskunftspflicht (§ 8 EAG) 

Das BMK und die zuständigen Behörden erhalten weitgehende Auskunftsrechte. Verpflichtet zur Auskunftserteilung sind alle Empfänger von Förderungen nach dem EAG, Elektrizitätsunternehmen und Erdgasunternehmen. Auskünfte sind insbesondere zur Ermittlung der Höhe der Marktprämien und der Erstellung des integrierten Netzinfrastrukturplans zu erteilen. Energiegemeinschaften sind nicht ausdrücklich als Adressat für die Auskunftserteilung angeführt.

Analyse:
Die Auskunftsverpflichtung ist zwar enger als im Begutachtungsentwurf und nicht mehr in Verfassungsrang, sie ist aber nach wie vor sehr breit gehalten und wenig determiniert. Eine weitergehende Präzisierung, für welche Bereiche Auskünfte zu erteilen sind, ist wünschenswert.

Energiegemeinschaften (§§ 79 ff EAG, § 16 c bis e ElWOG) 

Um Bürger zu Beteiligten an der Energiewende zu machen, Investitionen in Erneuerbare Erzeugungsanlagen zu unterstützen und die lokale Akzeptanz von Projekten zur Energiegewinnung zu erhöhen, sehen die EU-Erneuerbaren-Richtlinie und die EU-Strombinnenmarkt-Richtlinie neue Rollen für Verbraucher vor. Damit werden Stromkunden Möglichkeiten und Anreize geboten, Strom selbst zu erzeugen und unter Nutzung des öffentlichen Netzes gemeinsam zu teilen und zu verbrauchen. Die lokale Nutzung der Energie steht dabei im Vordergrund.In Umsetzung der EU-Vorgaben werden im EAG die Erneuerbaren-Energie-Gemeinschaften (EEG) verankert sowie im ElWOG die Bürgerenergiegemeinschaften (BEG) geregelt (§§ 79 ff EAG, § 16c. – 16e. ElWOG). Weiters sind im ElWOG gemeinsame Bestimmungen mit Rahmenbedingungen für beide Arten von Gemeinschaften (Gründung, erforderliche Vereinbarungen etc.) vorgesehen.

Analyse:
Nahebereich der Erneuerbaren-Energie-Gemeinschaften
Unverändert ist in § 16c. Abs. 2 ElWOG neben der Gründung einer EEG im Lokalbereich auch vorgesehen, dass EEGs im Regionalbereich realisiert werden können. Kritisch zu sehen ist, dass der Regionalbereich ist sehr weit definiert ist (bis zur Mittelspannungssammelschiene (NE 4)). Die Ausdehnung der EEGs ist auf den Lokalbereich (Netzebenen 6 und 7) bzw. nur einen Teilabschnitt eines Mittelspannungsabzweiges der Netzebene 5 zu beschränken. Möglicher Kompromiss: ein stufenweises Vorgehen bei der Etablierung der Energiegemeinschaften: 1. Schritt Lokalbereich, 2. Schritt Regionalbereich (nach Abschluss der Evaluierung 2024).

Eigentum an Netzen
Dass eine Energiegemeinschaft sowohl Eigentümerin als auch Betreiberin eines Verteilernetzes sein kann wird abgelehnt.

Contracting- und Leasingmodelle für Energiegemeinschaften möglich
Positiv ist die Klarstellung in den Erläuterungen zu § 79 EAG und § 16b. ElWOG, wonach Contracting- und Leasingmodelle für Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften und Bürgerenergiegemeinschaften zulässig sind und dass sich die Gemeinschaft für Betriebsführung und Wartung eines Dritten (z.B. Dienstleister, Energieunternehmen) bedienen kann.

Beteiligung der Energiegemeinschaften an den Systemkosten: Zu begrüßen ist die in § 79 Abs. 3 EAG vorgesehene Kosten-Nutzen-Analyse der Energiegemeinschaften durch die ECA bis zum 1. Quartal 2024, in der v.a. auch der Aspekt der Beteiligung der Gemeinschaften an den Systemkosten darzustellen ist. Bei der Analyse umfasst ist auch die Betrachtung der Ausgleichsenergiekosten, für die gegebenenfalls Vorschläge für eine verursachungsgerechte Aufteilung von der ECA zu unterbreiten sind. Auch in den Erläuterungen zu § 79 Abs. 3 wird darauf verwiesen, dass die Kosten-Nutzen-Analyse Entscheidungsgrundlage für die Festlegung oder Anpassung von bestehenden Regelungen ist, die eine ausgewogene Beteiligung der Energiegemeinschaften an den Systemgesamtkosten sicherstellen soll.

Die Mitgliedschaft in einer EEG nach § 16c. Abs. 1 ElWOG steht Erzeugern, die elektrische Energie in ein Netz im Lokal- oder Regionalbereich abgeben, offen, sofern sie nicht von einem Versorger oder Lieferanten kontrolliert werden. Die Erläuterungen verweisen darauf, dass damit auch Windpark-, Wasserkraft- oder größere Photovoltaikprojekte an EEGs teilnehmen können. Die Einschränkung, dass die Erzeuger in keiner Verbindung zu Energieunternehmen stehen dürfen, ist kritisch.

Abgrenzung zu gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen
Eine Erzeugungsanlage bzw. Verbrauchsanlage kann entweder nur an einer Gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage (§ 16a ElWOG) oder an einer Erneuerbaren-Energie-Gemeinschaft (§ 16c) oder an einer Bürgerenergiegemeinschaft (§ 16b) teilnehmen. Dasselbe gilt für Anbieter von Regelenergie. Auch kann eine Energiegemeinschaft nicht Teilnehmerin einer anderen Energiegemeinschaft sein. Je Zählpunkt ist nur eine Zuordnung von Erzeugungsanteilen an teilnehmende Netzbenutzer zulässig. Mehrere Erzeugungsanlagen sind vor der Zuordnung der Energie an die Teilnehmer zuerst rechnerisch zusammenzufassen.

Ein Gemeinschaftsüberschuss soll daher analog zu den gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen (§ 16a ElWOG) als Überschuss in das öffentliche Netz eingespeist gelten.

Umsetzungsfrist EEG, BEG: Kritisch ist die Vorgabe in § 111 Abs. 8 ElWOG, wonach ab 1.1.2022 die Mitgliedschaft in einer EEG, BEG möglich ist. Ausreichende Übergangsfristen zur Umsetzung von Prozessen und Abläufen von zumindest einem Jahr ab In-Kraft-Treten des Gesetzes sind erforderlich. Die ab 1. Jänner 2022 vorgesehenen Mehrfachteilnahmen führen zu Zirkelbezügen, durch die das Marktmodell nicht mehr funktioniert und die eine Abrechnung und Zuordnung der eigenerzeugten Energie nicht mehr zulassen. Die Abrechnungssysteme können die Komplexität einer Mehrfachteilnahme nicht beherrschen.

Integrierter Netzinfrastrukturplan – NIP (§§ 94 bis 96 EAG)

Der integrierte österreichische Netzinfrastrukturplan (NIP) ist ein neues nationales freiwilliges Planungsinstrument und hat neben einer Bestandsaufnahme der Energieinfrastruktur die zukünftigen Entwicklungen der Energieinfrastruktur sowie der Energienachfrage darzustellen. Weiters ist eine Abschätzung der zukünftigen Netzentwicklung elektrischer Leitungsanlagen vorzunehmen, wobei die Möglichkeit unterschiedlicher Ausführungsvarianten einschließlich Erdverkabelungen in Betracht zu ziehen ist.

Analyse:
Ein integrierter Netzinfrastrukturplan zum koordinierten Ausbau der für die Energiewende notwendigen Infrastruktur wird grundsätzlich begrüßt. Die für die Sektorkopplung relevante Einschränkung, dass nur die Spannungsebenen ab 110 kV und HD-Fernleitungen betroffen sind, ist entgegen dem Begutachtungsentwurf nicht mehr enthalten. Der Entfall der sinnvollen Abgrenzung der Teilnehmer (Marktgebietsmanager, Übertragungsnetzbetreiber) – wie im Begutachtsentwurf enthalten – wird abgelehnt.

Strategische Umweltprüfung und Öffentlichkeitsbeteiligung (§§ 95, 96 EAG, Anlage 1) 

Die Vorgaben in §§ 95 und 96 EAG setzen in Verbindung mit der Anlage 1 die inhaltlichen und prozessualen Vorgaben der SUP-Richtlinie um und betreffen vor allem folgende Aspekte: Zwingende Inhalte des Umweltberichts, Durchführung der Öffentlichkeitsbeteiligung und grenzüberschreitenden Konsultationen sowie Form und Umfang des zu veröffentlichenden Ergebnisses. Das BMK hat eine Prüfung der erheblichen Umweltauswirkungen des integrierten Netzinfrastrukturplans durchzuführen und nach Konsultation der Umweltstellen einen Umweltbericht zu erstellen. Die genannten Umweltstellen sind neben den Umweltanwälten der Länder, anerkannten Umweltorganisationen auch die Standortanwälte.

Analyse:
Die Regelung ist in Umsetzung der EU-rechtlichen Vorgaben sachgerecht ausgestaltet. Gleichzeitig sollte damit eine Verfahrensbeschleunigung in der Praxis erzielt werden.

Vereinfachter Netzzutritt und Netzzugang für kleine Anlagen auf Basis erneuerbarer Energieträger (§ 17a ElWOG)

Erneuerbare Erzeugungsanlagen und Demonstrationsprojekte bis 20 kW erhalten einen vereinfachten Netzzutritt und bekommen ein Recht auf Einspeisung der eigenerzeugten Energie aus PV in das Netz im Ausmaß von bis zu 100% des vereinbarten Ausmaßes der Netznutzung.

Analyse:
Diese Regelung ist durch unionsrechtliche Vorgaben vorgesehen – jedoch nur bei Anlagen bis 10,8 kW. Diese Grenze sollte zur Anwendung kommen.
Vorgaben für die „vollständigen Unterlagen“ fehlen.
Eine Reduktion der eigenerzeugten Einspeisung von PV auf 50% des vereinbarten Ausmaßes der Netznutzung ist vorzusehen.

Datenaustausch durch Netzbetreiber (§ 19a ElWOG)

Zur Gewährleistung der Interoperabilität und der Koordinierung der gemeinsamen Datenkommunikation sind die Netzbetreiber berechtigt, gemeinsam eine dritte Person mit der Datenverwaltung, insbesondere dem Aufbau, der Weiterentwicklung, der Prozesskoordination und der Betreuung der Infrastruktur für den Datenaustausch sowie den niederschwelligen Zugang zu dieser, zu beauftragen. In den sonstigen Marktregeln können Fristen zur Umsetzung dieser Bestimmung vorgesehen werden.“

Analyse:
Die – im Vergleich zum Begutachtungsentwurf – neue Vorgabe, dass in den sonstigen Marktregeln Fristen für die Umsetzung diese Bestimmung vorgesehen werden sind überflüssig, da in den sonstigen Marktregeln Kap.5 bereits die Fristen für die Umsetzung der Marktkommunikation vorgesehen sind. 

Transparenz bei nicht ausreichenden Kapazitäten (§ 20 ElWOG)

Die Netzbetreiber haben verfügbare und gebuchte Kapazitäten je Umspannwerk (NE 4) zu veröffentlichen und pro Quartal zu aktualisieren. Die begehrte Kapazität kann innerhalb eines Monats ab Beantwortung des Netzzutrittsantrags durch den Netzbetreiber durch Leistung einer Anzahlung (Reugeld) auf das (voraussichtliche) Netzzutrittsentgelt reserviert werden. Die Methode für die Berechnung der verfügbaren Kapazitäten ist bundesweit einheitlich auszugestalten. Die Regulierungsbehörde kann eine Verordnung erlassen, in der die Methode für die Berechnung der verfügbaren Kapazitäten festgesetzt wird, wobei die Regulierungsbehörde diesbezüglich nicht an den Vorschlag der Netzbetreiber gebunden ist.

Analyse:
Zusätzlich zu den in der Stellungnahme angeführten Argumenten gegen den Nutzen dieser Bestimmung wird die neu aufgenommene Regelung, dass die Regulierungsbehörde - über eine Verordnung - die Methode für die Berechnung der verfügbaren Kapazitäten festsetzen kann, ohne an den von den NB (verpflichtend) einzubringenden Vorschlag gebunden ist, wird strikt abgelehnt.

Allgemeine Anschlusspflicht (§ 46 ElWOG)

Die Ausführungsgesetze haben vorzusehen, dass die Allgemeine Anschlusspflicht auch dann besteht, wenn eine Einspeisung oder Abnahme von elektrischer Energie erst durch die Optimierung, Verstärkung oder den Ausbau des Verteilernetzes möglich wird. Die Gründe für die Ausnahme von der Allgemeinen Anschlusspflicht sind in den Marktregeln näher zu definieren.

Analyse:
Das Bestehen der allgemeinen Anschlusspflicht selbst bei erforderlichem Netzausbau in Abs. 2 ist in Kombination mit den niedrigen bzw. teileweise nicht existenten Netzzutrittsentgelten dazu geeignet, volkswirtschaftliche Fehlallokationen hervorzurufen. Die durch diese Regelung entstehenden Zusatzinvestitionen müssen zum überwiegenden Teil von der Allgemeinheit der Netzkunden getragen werden. Ebenso sind die laufenden Betriebs- und Instandhaltungskosten von der Allgemeinheit der Energie beziehenden Netzkunden zu tragen, da einspeisende Netzkunden weitestgehend netzgebührenbefreit sind. Die neu aufgenommene Bestimmung, dass die Regulierungsbehörde die Gründe für die Ausnahme von der Allgemeinen Anschlusspflicht über die Marktregeln näher definieren, wird abgelehnt.

Netzzutrittsentgelt (§ 54 ElWOG)

Für den Anschluss von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energieträger auf den Netzebenen 3 bis 7 ist ein nach der Engpassleistung gestaffeltes, pauschales Netzzutrittsentgelt zu verrechnen.

Analyse:
Die angeführten Pauschalen sind nicht kostendeckend und führen zu einem hohen Grad der Sozialisierung. Der Grenzwert von den €175 muss korrespondierend reduziert werden, damit die Verursachungsgerechtigkeit gewährt bleibt. Eine Eingriffsmöglichkeit im Sinne einer Einschränkung der Jahreserzeugung muss im einstelligen höheren %-Bereich bzw. auf 70% der installierten Leistung eingeräumt werden, sonst geht die Bestimmung komplett ins Leere.

Pflichten der Verteilernetze (§ 45 ElWOG)

In Ziffer 1 ist angeführt, dass die „Verteilernetze vorausschauend und im Sinne der nationalen und europäischen Klima- und Energieziele weiterzuentwickeln“ sind.

Analyse:
Die angeführte Bestimmung ist ungeeignet nationale und europäische Energie- und Klimaziele in eine konkrete Netzplanung überzuführen und ist daher entbehrlich. Sinnvoller wäre ein klarer regulatorischer Rahmen, der die Finanzierung des notwendigen Netzausbaus sichert.

Stromkennzeichnung (§§ 78 ff ElWOG)

Die Regelungen verfolgen das Ziel einer vereinfachten Darstellung in Form einer zweistufigen Stromkennzeichnung: Die verpflichtende Ausweisung des Versorgermixes auf der Stromrechnung (und sonstigen Informationsmaterialien) hat drei Kategorien zu umfassen: Technologie, Ursprungsland des Herkunftsnachweises und das Ausmaß des gemeinsamen Handels von Herkunftsnachweisen und Strom (§ 78 Abs. 1 und 2). Mit der Verpflichtung zur Ausweisung, wieviel Herkunftsnachweise und Strom in der jeweiligen Kennzeichnungsperiode gemeinsam gehandelt wurden, soll der getrennte Handel von Strom und Herkunftsnachweisen möglich bleiben, jedoch gleichzeitig mehr Transparenz geschaffen werden. In einem zweiten Schritt hat auf der Internetseite des Händlers bzw. Lieferanten bzw. auf Wunsch per Zusendung die vollumfassende Ausweisung zu erfolgen (§ 78 Abs. 3).

Analyse:
Verstärkte Transparenz und leichtere Nachvollziehbarkeit für den Kunden mit weniger Details auf der Rechnung und weiterführenden Informationen im Internet sind durchgängig zu unterstützen. Der in § 78 Abs. 2 Z. 3 geforderte Ausweis des Ausmaßes des gemeinsamen Handels mit Strom und Herkunftsnachweisen als neue Angabe in der Stromkennzeichnung basiert auf keinen europäischen Vorgaben, weshalb eine Streichung der Bestimmung vorgeschlagen wird. Fraglich ist zudem, wie eine praktikable Umsetzung erfolgen kann und gleichzeitig Marktverzerrungen und negative Entwicklungen hinsichtlich der Liquidität und Volatilität des Marktes vermieden werden. Zudem ist der mit diesem Vorschlag verbundene erhebliche operative Aufwand zu beachten.

Allgemeine Geschäftsbedingungen (§ 80 ElWOG)

In der Regierungsvorlage ist das wichtige Thema nicht adressiert. Die Gespräche zu diesem Thema werden fortgeführt.

Analyse:
Es fehlen derzeit klare gesetzliche Vorgaben für die Allgemeinen Geschäftsbedingungen zum Thema Preisänderungen. Durch aktuelle höchstgerichtliche Judikatur ist weiterhin Rechtsunsicherheit gegeben und daher eine Lösung auf gesetzlicher Basis erforderlich. Neben allgemeinen Preisänderungen ist das Thema auch in Hinblick auf das zu erwartende neue Energieeffizienzregime (Stichwort Lieferantenverpflichtung) ganz wesentlich und daher auch aus diesem Aspekt klar zu regeln.
 

Änderung des Starkstromwegegesetzes 1968 (§§ 3 Abs 2 und 20a)

Elektrische Leitungsanlagen bis 45 000 Volt (nicht jedoch Freileitungen über 1 000 Volt) sind von der Bewilligungspflicht ausgenommen. Ebenso Kabelauf- und -abführungen sowie dazugehörige Freileitungstragwerke einschließlich jener Freileitungen bis 45 000 Volt, die für die Anbindung eines Freileitungstragwerkes mit Kabelauf- oder -abführungen notwendig sind und ausschließlich dem Zweck der Anbindung dienen.
Die Beiziehung von nicht amtlichen Sachverständigen in Verfahren ist zulässig. Es können auch fachlich einschlägige Anstalten, Institute oder Unternehmen als Sachverständige bestellt werden.

Analyse:
Die Regelung wird begrüßt. 

E-Mobilität (Artikel 7)

In der Novelle des Gesetzes zur Festlegung einheitlicher Standards beim Infrastrukturaufbau für alternative Kraftstoffe (Artikel 7) sind erweiterte Rahmenbedingungen für das Ladestellenverzeichnis der E-Control vorgesehen. 

Analyse:
Betreiber von öffentlich zugänglichen Ladepunkten haben zumindest eine gängige Zahlungsart (Barzahlung, Bankomat-, Kredit- und Debitkarte sowie weitere allgemein verbreitete elektronische Zahlungsarten wie z.B. PayPal) anzubieten. Auf Basis des Gesetzes ist eine Verordnung des BMK vorgesehen, die die von den Betreibern öffentlich zugänglichen Ladepunkte zu meldenden Angaben konkretisiert (Steckertyp, Ladeleistung je Ladepunkt, Ad-hoc-Preis). Nach § 4b hat die E-Control wirksame Maßnahmen zur Verbesserung der Vergleichbarkeit der Preise, die an öffentlich zugänglichen Ladepunkten für Elektrofahrzeuge verrechnet werden, zu ergreifen, um die Transparenz und Nutzerfreundlichkeit der Ladepunkte zu erhöhen.