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17 September 2020
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Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG)

Begutachtungsentwurf veröffentlicht –  Ein erster Überblick!    

Am 16.09.2020 wurde der mit Spannung erwartete Entwurf des Bun-desgesetzes über den Ausbau von Energie aus erneuerbaren Quellen (Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz – EAG) in Begutachtung geschickt. Als Beitrag zur Verwirklichung der Ziele des Pariser Klimaschutzabkommens 2015 schafft der Entwurf neue Rahmenbedingungen für den Ausbau erneuerbarer Energien in Österreich. Der gegenständliche Beitrag gibt einen ersten Überblick. Details folgen in Schwerpunktbeiträgen und in unserer virtuellen Veranstaltungsserie

Wesentliche Punkte im Überblick

  • Der Entwurf des EAG enthält zahlreiche beihilfenrechtlich relevante Regelungen und muss daher von der Europäischen Kommission genehmigt werden bevor er in Kraft treten kann. Insbesondere in Bezug auf das Förderinstrument der administrativen Marktprämie, die nicht wettbewerblich im Rahmen von öffentlichen Ausschreibungen, sondern durch Verordnung festgelegt werden soll, ist das letzte Wort noch nicht gesprochen. Davon abgesehen kann es im Rahmen des Begutachtungsverfahrens noch zu wesentlichen Änderungen kommen.
  • Technologieübergreifende Ausschreibungen neuer Kraftwerkskapazitäten (dh alle oder mehrere Technologien werden zusammen ausgeschrieben) sind derzeit nicht geplant. Die technologiespezifischen Ausschreibungen beschränken sich auf Photovoltaik und Biomasse. Wind- und Wasserkraft sowie kleinere Biomasseanlagen und Biogas sollen durch eine administrative Marktprämie gefördert werden.
  • Auch beim sogenannten "anzulegenden Wert", das ist jener Wert, der im Rahmen der Berechnung der Marktprämie zum jeweiligen Marktwert bzw Marktpreis in Bezug gesetzt wird, gibt es technologiespezifische Unterschiede (Referenzmarktwert bei Biomasse und Biogas vs. Referenzmarktpreis bei anderen Technologien).
  • Ist der Referenzmarktpreis oder Referenzmarktwert größer als der anzulegende Wert, hängt es von Anlagengröße, Anlagentyp und dem konkreten Ausmaß der Überschreitung ab, ob der Anlagenbetreiber zur teilweisen Rückvergütung verpflichtet ist.      
  • Spannende Fragen wird auch der im Gesetzesentwurf beschriebene Prozess zur administrativen Festlegung des "anzulegenden Wertes" nach sich ziehen. Das EAG enthält zwar allgemeine Wertbestimmungsgrundsätze, diese geben aber naturgemäß einen Bewertungsspielraum, was sich bereits daran zeigt, dass die zuständige Ministerin "eines oder mehrere" Gutachten zur Wertbestimmung einholen kann. Dasselbe gilt für die Festlegung von Höchstpreisen für wettbewerbliche Ausschreibungsverfahren.
  • Die Förderung von erneuerbarem Gas (zB Wasserstoff) hat in den Gesetzesentwurf keinen Eingang gefunden und wird – ausweislich der Gesetzesmaterialien – in einem späteren Gesetzespaket behandelt werden. 
  • Im Unterschied zu anderen Staaten müssen für die Teilnahme am Ausschreibungsverfahren alle erstinstanzlichen Projektgenehmigungen vorliegen. Dies erhöht zwar bei Ausschreibungen im Fall der Zuschlagserteilung die Realisierungswahrscheinlichkeit, gleichzeitig könnte aber die Finanzierung der Projektentwicklung erschwert werden, weil in dieser Phase nicht vorhersehbar ist, ob bzw wann und zu welchem Preis ein Zuschlag und damit eine Förderung des Projekts erteilt wird.
  • Der finanzielle Abschlag von 30% für Freiflächen-Photovoltaik ist höher als erwartet und könnte einen wesentlichen Startvorteil für Gebäude-PV-Anlagen bringen. Dies entspricht der allgemeinen Zielsetzung des EAG, wonach die Steigerung des Photovoltaik-Anteils insbesondere durch Dachanlagen ("1 Million Dächer") erreicht werden soll.  
  • Der vergünstigte Netztarif (Ortstarif) und die Reduktion des Erneuerbaren Förderbeitrags für die Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften werfen – zumindest langfristig gesehen – spannende Fragen betreffend kostenverursachungsgerechte Tarifierung auf. Für die geplanten Vergünstigungen könnten andere Marktteilnehmer zur Kasse gebeten werden. In diesem Zusammenhang spielt auch die vergleichsweise weiträumige Abgrenzung von Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften (Netzebene 5 bzw Sammelschiene im Umspannwerk) eine wesentliche Rolle. Sie lässt – zumindest theoretisch – relativ große EEGs zu.      
  • In terminlicher Hinsicht: Das EAG soll im ersten Quartal des Jahres 2021 in Kraft treten. Mit dem EAG alleine ist es aber noch nicht getan. Für die Durchführung von PV-Ausschreibungen müssen noch gesonderte Ausschreibungstermine und Höchstpreise durch VO der BMK festgelegt werden. Dies kann erst nach Inkrafttreten des EAG erfolgen.      

Einleitung

Das unionsrechtliche Paket "Saubere Energie für alle Europäer" bildet die Rahmenbedingung für die nunmehr geplanten Änderungen des österreichischen Energierechts. Durch das EAG wird ua die RL 2018/2001 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen ("RED II") umgesetzt. Die Maßnahmen des EAG dienen der Einhaltung des in der VO 2018/1999 über das Governance System für die Energieunion und den Klimaschutz ("GovernanceVO") beschriebenen indikativen Zielpfads der Union, der für die Mitgliedsstaaten nationale Referenzwerte für erneuerbare Energien festlegt. Konkret will Österreich seinen Gesamtstromverbrauch ab dem Jahr 2030 zu 100% national bilanziell aus erneuerbaren Energiequellen decken. Zur Erreichung dieses Zielwertes ist geplant, die jährliche Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen bis zum Jahr 2030 um 27 TWh zu steigern. Davon sollen 11 TWh auf Photovoltaik, 10 TWh auf Wind, 5 TWh auf Wasserkraft und 1 TWh auf Biomasse entfallen. Zum Vergleich: 2018 wurden rund 54 TWh Strom aus erneuerbaren Quellen erzeugt.

Vor diesem Hintergrund regelt das EAG die Voraussetzungen für die Förderung der Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Quellen. Außerdem werden die in Art 22 RED II vorgezeichneten Erneuerbaren-Energie-Gemeinschaften eingeführt und Regelungen zu Herkunftsnachweisen, Grünzertifikaten sowie für die Erstellung eines integrierten österreichischen Netzinfrastrukturplans getroffen.

Paradigmenwechsel: Marktprämie statt Einspeisetarife

Nach dem bisherigen Fördersystem des ÖSG 2012 konnten Ökostromerzeuger aufgrund eines Vertrages mit der Ökostromabwicklungsstelle ("OeMAG") eine Vergütung in Form von Einspeisetarifen für den in das öffentliche Netz eingespeisten Ökostrom erhalten. Diese Einspeisetarife lagen idR über dem Markpreis für Strom und sollten die höheren Produktionskosten ausgleichen. Im Gegensatz dazu wird im EAG auf Marktprämien gesetzt, die zur stärkeren Marktintegration der Erzeugungsanlagen führen sollen. Die Marktprämie ist darauf gerichtet, die Differenz zwischen den Produktionskosten von Strom aus erneuerbaren Quellen und dem durchschnittlichen Marktpreis für Strom auszugleichen. Sie wird als Zuschuss für den (direkt) vermarkteten und tatsächlich in das öffentliche Elektrizitätsnetz eingespeisten Strom gewährt. Marktprämien können grundsätzlich für eine Dauer von 20 Jahren ab Inbetriebnahme der Anlage gewährt werden (Ausnahme: bestehende Biomassenlagen können Marktprämien bis zum 30. Betriebsjahr erhalten und Biogasanlagen nur für eine Dauer von zwölf Monaten ab Vertragsabschluss, weil den Erläuterungen zufolge vorgesehen ist eine Rechtsgrundlage für die Förderung der Umrüstung dieser Anlagen zur Erzeugung und Aufbereitung von erneuerbarem Gas zu schaffen).

Marktprämien werden entweder im Rahmen von Ausschreibungen wettbewerblich (PV und Biomasse) oder auf Antrag administrativ gewährt (Windkraft, Wasserkraft, kleine Biomasseanlagen und Biogasanlagen). Bei der administrativen Marktprämie gilt – wie unter dem ÖSG-System bei den Einspeisetarifen – das first come first served Prinzip.

Die neu einzurichtende EAG-Förderabwicklungsstelle hat mit erfolgreichen Bietern bzw mit Förderwerbern, deren Antrag auf Förderung angenommen wurde, Verträge über die Förderung durch Marktprämie abzuschließen.

Durch Marktprämie förderfähig ist die Erzeugung von Strom aus

  • neu errichteten und erweiterten Wasserkraftanlagen mit einer Engpassleistung bis 20 MW sowie die ersten 25 MW bei neu errichteten und erweiterten Wasserkraftanlagen mit einer Engpassleistung über 20 MW;
  • neu errichteten Windkraftanlagen sowie Erweiterungen von Windkraftanlagen;
  • neu errichteten PV-Anlagen mit einer Engpassleistung von mehr als 20 kWpeak sowie Erweiterungen um mehr als 20 kWpeak;
  • neu errichteten Anlagen auf Basis von Biomasse im Ausmaß von 5 MW;
  • neu errichteten Anlagen auf Basis von Biogas mit einer Engpassleistung bis 150 kWel;
  • bestehenden Anlagen auf Basis von Biomasse; und
  • bestehenden Anlagen auf Basis von Biogas.

Allgemeine Förderungsvoraussetzungen

Die allgemeinen Fördervoraussetzungen sind je nach Technologie unterschiedlich:

Für Windkraftanlagen gibt es keine allgemeinen Fördervoraussetzungen. Förderfähig sind sämtliche neu errichteten Anlagen und Anlagenerweiterungen. Allerdings kann es zu standortbedingten Abschlägen im Fall von Ausschreibungen (ab 2024) kommen.

Neue und Erweiterungen von PV-Anlagen sind förderfähig, wenn sie eine Engpassleistung von mehr als 20 kWpeak aufweisen und auf oder an einem Gebäude, auf einer Eisenbahnanlage, einer Deponie (Anm.: Der Begriff der Eisenbahnanlage wird anhand der Begriffsdefinition des EisbG auszulegen sein und der Begriff der Deponie anhand des AWG) oder auf einer Freifläche errichtet werden. Für Freiflächen gibt es aber eine wesentliche Einschränkung: Die Errichtung oder Erweiterung auf landwirtschaftlich genutzten Flächen oder einer Fläche im Grünland, sofern sie nicht eine speziell für die Errichtung einer Photovoltaikanlage vorgesehene Widmung aufweist, ist nicht förderfähig. Zudem gibt es bei Freiflächen einen 30%igen Abschlag auf den anzulegenden Wert (dazu weiter unten).   

Neu errichtete und bestehende Biomasseanlagen sind grundsätzlich nur dann förderfähig, wenn sie einen Brennstoffnutzungsgrad von mindestens 60% erreichen. Dieses Erfordernis gilt jedoch nicht für Bestandsanlagen, sofern aufgrund außergewöhnlicher Naturereignisse mehr  als 50% Schadholz eingesetzt wird (Anm.: Diese Regelung ist mit jener aus dem bestehenden Biomasseförderungs-Grundsatzgesetz verwandt). Das Erfordernis des 60%igen Brennstoffnutzungsgrads gilt auch nicht für Holzkraftwerke mit Entnahmekondensationsturbinen, die bis zum 31.12.2004 in erster Instanz genehmigt wurden und eine effiziente Stromproduktion dadurch erreichen, dass die Kondensation des Turbinenabdampfs mit bestimmten maximalen Druckwerten erfolgt. Weiters müssen Biomasseanlagen dem Stand der Technik entsprechende Maßnahmen zur Feinstaubvermeidung aufweisen und über einen dem Stand der Technik entsprechenden Wärmezähler verfügen. Außerdem muss ein Konzept der Rohstoffversorgung für zumindest fünf (weitere) Betriebsjahre vorgelegt werden.

Biogasanlagen sind förderfähig, wenn sie einen Brennstoffnutzungsgrad von über 70% erreichen (Altanlagen über 60%), sie mehr als 15 km vom nächsten Gasanschlusspunkt entfernt sind (gilt nicht für Altanlagen), sie über einen dem Stand der Technik entsprechenden Wärmezähler verfügen und gewisse Anforderungen an die Brennstoffart erfüllt werden. Außerdem muss ein Konzept der Rohstoffversorgung zumindest über fünf (weitere) Betriebsjahre vorgelegt werden.

Wasserkraftanlagen (Neubauten und Erweiterungen) mit einer Engpassleistung bis 20 MW sowie die ersten 25 MW bei Anlagen mit einer Engpassleistung über 20 MW sind förderfähig, ausgenommen (i) sie liegen in ökologisch wertvollen Gewässerstrecken mit sehr gutem ökologischen Zustand, (ii) sie liegen in in ökologisch wertvollen Gewässerstrecken, die auf einer durchgehenden Länge von mindestens einem Kilometer einen sehr guten hydromorphologischen Zustand aufweisen, oder (iii) sie verschlechtern den Erhaltungszustand von Schutzgütern der Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie oder der Vogelschutzrichtlinie und liegen in Schutzgebieten (Natura 2000, Nationalpark).  

Berechnung der Marktprämie

Die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie ("BMK") hat im Einvernehmen mit der Bundesministerin für Landwirtschaft, Regionen und Tourismus ("BMLRT") durch Verordnung für jede Technologie bei Ausschreibungen Höchstpreise in Cent pro kWh, bis zu denen Angebote in Ausschreibungen beachtet werden, und bei Anträgen auf Gewährung der administrativen Marktprämie den – ebenfalls nicht überschreitbaren – anzulegenden Wert festzulegen. Die Höchstpreise und anzulegenden Werte sind für jedes Kalenderjahr gesondert zu bestimmen. Diese BMK-Verordnungen werden für die Ausbaugeschwindigkeit maßgeblich sein. Wird der Höchstpreis bzw anzulegende Wert zu niedrig angesetzt, wird sich das Interesse von Investoren voraussichtlich in Grenzen halten. Spannend ist die Frage, ob bei PV-Ausschreibungen der auf Freiflächen-PVs anwendbare 30%-Abschlag vor oder nach dem Zuschlag zu berücksichtigen ist. MaW: Kann der Gebotswert bei einer PV-Freifläche den Höchstpreis vor dem Hintergrund des vorzunehmenden Abschlags um 30% überschreiten?   

Die Höhe der Marktprämie wird aus der Differenz zwischen dem im Rahmen einer Ausschreibung ermittelten oder mit Verordnung der BMK festgelegten (bei administrativer Vergabe) anzulegenden Wert und dem Referenzmarktwert oder Referenzmarktpreis in Cent pro kWh berechnet.

Für Wind-, Wasserkraft- und PV-Anlagen soll die Marktprämie auf Basis des Referenzmarktwertes ("RMW") und für Biomasse- und Biogasanlagen auf Basis des Referenzmarktpreises ("RMP") gewährt werden. Für die beiden Ermittlungsarten ist grundsätzlich das Handelsergebnis der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung für die für Österreich relevante Gebotszone heranzuziehen. Der RMP (Biomasse und Biogas) wird aus dem Mittelwert aller Stundenpreise des letzten Kalenderjahres berechnet. Der RMW (Wind, Wasser und PV) wird hingegen für jede Technologie gesondert berechnet ("technologiespezifischer Marktwert"). Das Heranziehen des RMW sollte zu einer Reduktion der Finanzierungskosten führen, weil technologiebezogene Erlösunsicherheiten weitgehend beseitigt werden, während bei einem Abstellen auf den Referenzmarktpreis der technologiespezifische Profilwert unberücksichtigt bleibt, sodass das Risiko einer Differenz zwischen technologiespezifischen Marktwert und Marktpreis (Spotpreis) bei der Bemessung des Gebotspreises durch den Investor berücksichtigt werden müsste.

Wie funktioniert das Ausschreibungsverfahren?  

Ausschreibungen sind für Photovoltaikanlagen, Anlagen auf Basis von Biomasse und frühestens ab dem Jahr 2024 für Windkraftanlagen vorgesehen. Bei Windkraftanlagen wird das Ausschreibungsprinzip ab 2024 aber nur dann eingeführt, wenn zu erwarten ist, dass dadurch effizientere Ergebnisse erreicht werden als durch Vergabe im Rahmen des Antragsystems.

Die Ausschreibungen werden spätestens zwei Monate vor dem jeweiligen Gebotstermin auf der Internetseite der EAG-Förderabwicklungsstelle bekanntgemacht.

Die EAG-Förderabwicklungsstelle hat die eingelangten Gebote nach der Höhe des Gebotswertes (in Cent pro kWh) zu reihen und erteilt allen zulässigen Geboten so lange einen Zuschlag, bis das Ausschreibungsvolumen ausgeschöpft ist. Im Zeitpunkt der Angebotslegung müssen bereits alle für die Errichtung oder Erweiterung der Anlage erforderlichen Genehmigungen und Bewilligungen "der jeweils zuständigen Behörde" vorliegen (zB baurechtliche Bewilligung, elektrizitätsrechtliche Bewilligung, UVP-Genehmigung). Gemeint sind die erstinstanzlichen Genehmigungen und Bewilligungen, Rechtskraft ist nicht erforderlich. Eine Teilnahme ohne rechtskräftige Bewilligungen birgt – wenngleich überschaubare – Risiken: Sollte die nicht rechtskräftige Bewilligung infolge eines erfolgreichen Rechtsmittels nach Zuschlagserteilung wegfallen, kann die Anlage möglicherweise gar nicht oder nicht rechtzeitig in Betrieb genommen werden. Das EAG sieht für solche Fälle eine Pönale vor, die im Wege des Verfalls der im Ausschreibungs- bzw Zuschlagsverfahren vom Investor vorab zu leistenden Sicherheitsleistungen (Erst- und Zweitsicherheit) bezahlt wird.

Gebote sind vom Zuschlagsverfahren auszuscheiden, wenn die formalen Gebotsanforderungen der §§ 20, 21 nicht eingehalten werden, Gebote verspätet einlangen, die allgemeinen Fördervoraussetzungen des § 10 nicht erfüllt sind, die Erstsicherheit nicht rechtzeitig oder vollständig erlegt wurde oder das Gebot unzulässige Nebenbestimmungen oder Nebenabreden enthält. Eine Ausscheidung droht auch dann, wenn mehrere Gebote für dieselbe Anlage eingereicht wurde oder die Anlage bereits einen Zuschlag oder eine Förderung erhalten hat.  

Administrative Marktprämie

Anträge auf Förderung durch Marktprämie sind bei der EAG-Förderabwicklungsstelle über das von der EAG-Förderabwicklungsstelle einzurichtende elektronische Antragssystem einzubringen. Die Anträge sind nach dem Zeitpunkt ihres Einlangens zu behandeln. Förderungen durch Marktprämie werden nach Maßgabe des zur Verfügung stehenden jährlichen Vergabevolumens gewährt. Anträge, die nicht bedeckt werden können, sind nicht zu berücksichtigen und müssen im Folgejahr neu eingebracht werden. Es werden keine Wartelisten gebildet.

Marktprämien sollen im Rahmen eines Antragsystems für Windkraftanlagen, Wasserkraftanlagen, Anlagen auf Basis von Biogas und kleine Anlagen auf Basis von Biomasse vergeben werden.

Abnahmeverpflichtung von Stromhändlern (Zuweisung durch BKO)

Das EAG ist vom Gedanken der Direktvermarktung getragen. Anders als bisher besteht keine zentrale Stelle (OeMAG), die den erzeugten Strom garantiert abnimmt. Der Anlagenbetreiber bzw Investor muss sich somit selbst um die Vermarktung des erzeugten Stroms kümmern. Kleine Anlagenbetreiber (unter 500 kW) sind jedoch von der Pflicht der Selbstvermarktung ausgenommen, weil sie eine nicht zumutbare Hürde bilden würde. Dieses Recht besteht dem Wortlaut des Entwurfs zufolge unabhängig davon, ob die Anlage nach EAG gefördert wird oder nicht. Außerdem sieht der EAG-Entwurf – unabhängig von der Anlagengröße – ein Zuweisungsverfahren für "gescheiterte" Direktvermarktungen vor: Erzeuger von erneuerbarem Strom, die nachweisen, dass drei Stromhändler den Abschluss eines Abnahmevertrags für Strom aus einer nach EAG geförderten Anlage abgelehnt haben, haben gegenüber dem Bilanzgruppenkoordinator ("BKO") den Anspruch, dass ihnen für diese Anlage ein Stromhändler zugewiesen wird. Der Bilanzgruppenkoordinator hat die Stromhändler binnen einer Woche nach sachlichen, objektiven, nichtdiskriminierenden und transparenten Kriterien auszuwählen.

Der Stromhändler, der dem Anlagenbetreiber zugewiesen wurde, ist verpflichtet, für die betreffende Anlage einen Abnahmevertrag zum Referenzmarktpreis ("RMP") abzuschließen (Kontrahierungspflicht). Der RMP wird aus dem Mittelwert aller Stundenpreise des letzten Kalenderjahres berechnet, wobei grundsätzlich das Handelsergebnis der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung für die für Österreich relevante Gebotszone heranzuziehen ist (siehe oben). Diese Bestimmung hilft Erzeugern dabei ihren erneuerbaren Strom zu vermarkten und wirkt Abnahmeschwierigkeiten entgegen. Erzeuger blieben ansonsten gänzlich auf den Gestehungskosten sitzen, weil Marktprämien nur für vermarkteten und tatsächlich in das öffentliche Stromnetz eingespeisten Strom gewährt werden.

Investitionszuschüsse

Auf Antrag können Photovoltaikanlagen und Stromspeicher, Wasserkraftanlagen sowie Windkraftanlagen, die an das öffentliche Elektrizitätsnetz oder Bahnstromnetz angeschlossen sind, in Form eines Investitionszuschusses gefördert werden. Investitionszuschüsse sind somit auch für Bahnstromeigenversorgungsanlagen möglich.   

Anträge auf Gewährung von Investitionszuschüssen sind vor dem Beginn der Arbeiten nach Aufforderung zur Einreichung innerhalb eines befristeten Zeitfensters (Fördercall) bei der EAG-Förderabwicklungsstelle einzubringen. Investitionszuschüsse werden nach Zeitpunkt des Einlangens und unter Voraussetzung der vorhandenen Fördermittel gewährt und ausbezahlt. Es werden keine Warteleisten gebildet. Eine gleichzeitige Förderung von Anlagen mittels Marktprämie und Investitionskostenzuschuss ist ausgeschlossen.

Das EAG sieht mindestens jährliche Investitionsfördermittel in folgender Höhe vor, wobei Investitionszuschüsse mit maximal 30% des erforderlichen Investitionsvolumens begrenzt sind:

Technologie

Fördermittel

Photovoltaikanlagen und Stromspeicher

EUR 60m

Wasserkraftanlagen

EUR 30m

kleine Windkraftanlagen

EUR 1m

Aufbringung der Fördermittel

Die nach diesem Gesetz zu vergebenen Marktprämien und Investitionszuschüsse werden im Wesentlichen durch die im EAG vorgesehene Erneuerbaren-Förderpauschale und den Erneuerbaren-Förderbeitrag finanziert, die gemeinsam mit dem Netznutzungsentgelt einzuheben sind.  Alle an das öffentliche Elektrizitätsnetz angeschlossene Endverbraucher, mit Ausnahme von Pumpspeicherkraftwerken, haben die Erneuerbaren-Förderpauschale und den Erneuerbaren-Förderbeitrag zu leisten. Die BMK hat die für die einzelnen Netzebenen geltenden Erneuerbaren-Förderpauschalen alle drei Jahre mit Verordnung neu festzusetzen, wobei die Höhe der Erneuerbaren-Förderpauschale bis einschließlich 2023 der Höhe der Ökostrompauschale-Verordnung 2018 entspricht (§ 69 Abs 2 EAG). Eine vorzeitige Anpassung wird jedoch laut Erläuterungen zum EAG-Entwurf in Aussicht genommen. Der Erneuerbaren-Förderbeitrag ist im Verhältnis zu den jeweilig zu entrichtenden Netznutzungs- und Netzverlustentgelten zu bezahlen und wird jährlich im Vorhinein durch Verordnung durch die BMK im Einvernehmen mit der Bundesministerin für Digitalisierung und Wirtschaftsstandort ("BMDW") festgelegt. Bemerkenswert ist, dass Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften bzw deren Mitglieder im Ausmaß der innergemeinschaftlich bezogenen Energie keinen Erneuerbaren-Förderbetrag bezahlen müssen. 

Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften (EEG)

Mit RED II wurden neue Akteure auf dem Energiemarkt eingeführt. Einer dieser neuen Akteure ist die Erneuerbare-Energie-Gemeinschaft (EEG), die im Rahmen des EAG in den österreichischen Rechtsrahmen implementiert werden soll.

Eine EEG kann Energie aus erneuerbaren Quellen erzeugen, die eigenerzeugte Energie verbrauchen, speichern oder verkaufen. Weiters kann sie im Bereich der Aggregierung tätig sein, worunter im Allgemeinen die Bündelung von mehreren Kundenlasten oder erzeugter Elektrizität für den Kauf, Verkauf, oder Versteigerung zu verstehen ist. Die Rechte und Pflichten der teilnehmenden Netzbenutzer einer EEG, insbesondere die freie Lieferantenwahl, dürfen durch die EEG nicht beeinträchtigt werden.

Mitglieder oder Gesellschafter einer EEG sind natürliche Personen, Gemeinden oder kleine und mittlere Unternehmen. Eine EEG ist als Verein, Genossenschaft, Personen- oder Kapitalgesellschaft, Eigentümergemeinschaft nach dem WEG 2002 oder ähnliche Vereinigung mit Rechtspersönlichkeit zu organisieren.

Die Mitglieder oder Gesellschafter der EEG müssen zudem nach § 5 Abs 1 Z 13 des EAG-Entwurfs im "Nahebereich" gemäß § 75 angesiedelt sein. Dieser Nahebereich wird mit der Netzebene 5 bzw Sammelschiene im Umspannwerk und damit – ein wenig überraschend – vergleichsweise weiträumig abgegrenzt: Die Verbrauchsanlagen einer EEG müssen demnach mit den Erzeugungsanlagen entweder lokal über ein Niederspannungs-Verteilnetz und den Niederspannungsteil der Transformatorstation oder regional über das Mittelspannungsnetz und die Mittelspannungs-Sammelschiene im Umspannwerk im Konzessionsgebiet eines Netzbetreibers verbunden sein. Ob im letzteren Fall noch von "Nahebereich" gesprochen werden kann, ist fraglich. Ein überregionaler Verbrauch und Transport von eigenerzeugter Energie über die Netzebenen 1 bis 4 ist – mit Ausnahme der Mittelspannungsschiene im Umspannwerk – jedenfalls unzulässig. Auch eine netzbetreiberübergreifende Durchleitung ist nicht möglich.

Der Hauptzweck der EEG darf nicht im Erzielen eines finanziellen Gewinns, sondern muss vorrangig darin bestehen, ihren Mitgliedern oder den Gebieten, in denen sie tätig ist, ökologische, wirtschaftliche oder sozialgemeinschaftliche Vorteile zu bringen. Die Teilnahme an einer Erneuerbare Energie Gemeinschaft ist freiwillig und offen, im Fall von Privatunternehmen darf die Teilnahme nicht deren gewerbliche oder berufliche Haupttätigkeit sein.

Nähere Informationen zu EEGs finden Sie hier.

Zusammenfassung

Das EAG lässt angesichts der hohen Fördersummen keinen Zweifel daran, dass der Ausbau erneuerbarer Energien eines der Hauptziele der nächsten zehn Jahre ist. Ein Blick auf andere Länder zeigt aber deutlich, dass es mit der Förderung alleine nicht getan sein wird. Es müssen auch die öffentlich-rechtlichen Rahmenbedingungen für (rasche) Projektgenehmigungen geschaffen werden. Vor allem auf Bundesländer-Ebene muss sichergestellt werden, dass ausreichend Projektflächen zur Verfügung gestellt werden und öffentliche Akzeptanz geschaffen wird. Deutschland geht hier mit nicht ganz so gutem Beispiel voraus. Dort wird das Ausschreibungsvolumen mangels Projekte regelmäßig nicht ausgeschöpft.      

 

Der vollständige Artikel ist auch als PDF abrufbar. 

 

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