Wien, am 15.05.2025
Zum Entwurf des Bundesgesetzes, mit dem ein Elektrizitätswirtschaftsgesetz, ein Energiearmuts-Definitions-Gesetz sowie eine Novelle zum Energie-Control-Gesetz erlassen werden, geben wir nachstehende Stellungnahme ab.
1. Pflichten von Elektrizitätsunternehmen
Die begrüßenswerte Reglung in § 5, insbesondere Abs 2 und 3, mit welcher der Gesetzgeber den Elektrizitätsunternehmen in Österreich offenbar Pflichten auferlegt, ist uE so abstrakt, dass unklar bleibt, ob andere Marktteilnehmer daraus Rechte ableiten können, die über die ausdrücklichen Bestimmungen des ElWG hinausgehen. Unklar bleibt deshalb auch, wie Elektrizitätsunternehmen diese Pflichten wahrzunehmen haben. Den Elektrizitätsunternehmen wird somit Planungssicherheit fehlen.
Denn nach Abs 2 haben Elektrizitätsunternehmen lediglich zu gewährleisten, dass Investitionen in die Speicherung oder den Ausbau der Elektromobilität, worunter wohl auch Anlagen für Vehicle-to-Grid (V2G) fallen, nicht unnötig behindert werden. Nach Abs 3 haben sie - beschränkt auf die Erfüllung ihrer gesetzlichen Aufgaben - sicherzustellen, dass der Marktzutritt (für Erzeuger, aber auch für Speicherbetreiber, V2G-Dienste oder Energiegemeinschaften) nicht unnötig behindert wird.
Diese Bestimmungen sollten etwa wie folgt umformuliert werden:
„(2) Zur Erfüllung der in Abs. 1 genannten Ziele gewährleisten Elektrizitätsunternehmen gegenüber Endkunden und anderen Elektrizitätsunternehmen, dass …“, und:
„(3) Bei der Erfüllung ihrer Aufgaben stellen Elektrizitätsunternehmen gegenüber Endkunden und anderen Elektrizitätsunternehmen sicher, dass …“
2. Definition von Aggregierung (§ 6 Abs 1 Ziff. 5)
Gemäß der vorgesehenen Definition von Aggregierung wird zwar die Zusammenführung, der Kauf oder Verkauf mehrerer Lasten oder von erzeugter Elektrizität zulässig sein. Die Definition lässt aber jede Form von gespeicherter Elektrizität unerwähnt. Das könnte die Schlussfolgerung nahelegen, die Aggregierung von Speichern sei unzulässig. Aggregierung ist aber für den Betrieb kleinerer Batteriespeicher und die Umsetzung von V2G unerlässlich.
Deshalb sollte ergänzt werden:
„… bei der mehrere Lasten von Kunden und bzw. oder erzeugte oder gespeicherte Elektrizität zusammengeführt werden, um diese …“
Ähnliches gilt für § 23 Abs 1, Recht auf einen Aggregierungsvertrag: Das Gesetz sollte etwa wie folgt klarer formulieren:
„§ 23 (1) Kundinnen und Kunden … haben das Recht, … mit einem Aggregator … Verträge über die Bündelung von Lasten oder erzeugtem oder gespeichertem Strom, einschließlich Verträge über Mehr- oder Mindererzeugung bzw. über Mehr- oder Minderverbrauch, (Aggregierungsverträge) zu schließen.“
3. Definition von bidirektionalem Laden in § 6 Abs 1 Z 12
Die Definition verweist zwar auf die VO 2023/1804, lässt aber offen, auf welche Begriffe und Bestimmungen im Zusammenhang mit bidirektionalem verwiesen wird. Beispiel: Gemeint ist wahrscheinlich, dass nicht nur die Definition von bidirektionalem Laden gilt, sondern auch, dass der Ladevorgang iSd VO intelligent zu sein hat und dass ein digital vernetzter Ladepunkt iSd VO verwendet werden kann. Da ElWG lässt jedoch offen, wie dies umgesetzt werden muss.
Ungeregelt bleibt weiters, ob jedes Ein- und Ausspeisen ins Netz zulässig ist (oder lediglich das Entladen der Fahrzeugbatterie zurück in die Anlage mit dem Ladegerät). Unklar ist schließlich, wer in Österreich den nationalen Strategierahmen iSd VO umzusetzen hat und ob Marktteilnehmer daraus Rechte entstehen.
4. Definition von Einspeiser (§ 6 Abs 1 Z 24) und Elektrizitätsunternehmen (Z 27):
Die Definition von „Elektrizitätsunternehmen“ zählt die Funktion der „Energiespeicherung“ als eine der Funktionen von Elektrizitätsunternehmen auf. Aber in der Definition der „Einspeiser“ werden „Betreiber einer Energiespeicheranlage oder ein Elektrizitätsunternehmen“ ausdrücklich als Einspeiser genannt. Das legt den Schluss nahe, dass Betreiber von Energiespeicheranlagen keine Elektrizitätsunternehmen sind, was der offensichtlichen Intention des ElWG und Z 27 widerspricht. Der Betreiber einer Speicheranlage handelt wohl immer in Gewinnabsicht und erfüllt zwangsläufig zumindest entweder kommerzielle, technische oder wartungsbezogene Aufgaben.
Deshalb wird die Streichung der Wortfolge „Betreiber einer Energiespeicheranlage oder“ aus der Einspeiser-Definition angeregt.
5. Definition der Endkunden (§ 6 Abs 1 Z 29)
Dass der Bezug von Strom für Ladepunkte mit dem Kauf von Strom für den Eigenverbrauch gleichzusetzen ist, setzt lediglich die VwGH-Judikatur um und ist eine versäumte Gelegenheit, mehr zu tun. Sehr hilfreich wäre die Klarstellung, dass der Ladekunde, auch bei V2G kein Netzbenutzer ist und die Ladesäule keinen Netzanschluss des Ladekunden darstellt.
„29. „Endkunden“ natürliche oder juristische Personen oder eingetragene Personengesellschaften, die Strom für den Eigenverbrauch kaufen; der Bezug von Strom für Ladepunkte ist mit dem Kauf von Strom für den Eigenverbrauch gleichzusetzen. Das Laden an Ladepunkten, einschließlich bidirektionalem Laden, ist nicht als Nutzung des Netzes anzusehen.“
In diesem Zusammenhang wird vorgeschlagen, auch § 58 zu ergänzen:
„§ 58. (1) Endkundinnen und Endkunden, Erzeuger und Betreiber von Energiespeicheranlagen sowie von ihnen bevollmächtigte Dritte sind berechtigt, Last- und Einspeisesteuerung, wobei auch Energiespeicheranlagen genutzt werden können, …“.
6. Definition von Stromerzeugung (§ 6 Abs 1 Z 45)
„Erzeugung“ von Strom wird mit „Produktion“ von Strom definiert. Für die Rechtsanwender hilfreicher wäre eine Definition, die über die beiden inhaltgleichen Begriffe „Erzeugung“ und „Produktion“ hinaus geht und Randbereiche klarer aus- bzw einschließt.
Naheliegend wäre, die Definition der „Gesamtanlage zu Stromerzeugung“ aus der NetzkodexVerordnung (VO 2016/631, Art 2 Z 6) zu übernehmen, die auf die Umwandlung von Primärenergie in elektrische Energie abstellt. Dabei sollte der Gesetzgeber auch den Lückenschluss zu Z 36 und Z 37, der Definition von Energiespeicherung, vornehmen und klarstellen, dass/ob sowohl die „Verschiebung der endgültigen Nutzung elektrischer Energie“ als auch die „anschließende Rückumwandlung“ einer speicherbaren Energieform „in elektrische Energie“ wie in Ziffer 37 keine Erzeugung darstellen bzw. eine speicherbare Energieform für das ElWG nicht als Primärenergie auszulegen ist. Auch VO 2016/631 versteht in ihrem Art 3 Abs 2 lit d) Energiespeicher nicht als Erzeugungsanlagen.
Vorschlag:
„45. „Erzeugung“ die Produktion von Strom, bei der anders als bei Energiespeicherung
Primärenergie in Elektrizität umgewandelt wird;“
7. Enge Definition der Marktteilnehmer (§ 6 Abs 1 Z 99)
Z 99 definiert den Begriff „Marktteilnehmer“ als natürliche oder juristische Person im Sinn von Art. 2 Nr. 25 der Verordnung 2019/943. Während andere Begriffsbestimmungen ausdrücklich auch eingetragene Personengesellschaften miteinbeziehen (zB Z 4, 15, 29, 57, 113, 139, 153, 154, 163), ist dies hier nicht der Fall. Es ist aber nicht ersichtlich, weshalb eingetragene Personengesellschaften keine Marktteilnehmer sein dürfen. Zwar führt der Wortlaut des Art. 2 Nr. 25 der Verordnung (EU) 2019/943 ebenfalls nur natürliche und juristische Personen an, doch ist der Begriff „juristische Person“ autonom auszulegen und erfasst unserer Ansicht auch eingetragenen Personengesellschaften, wie die Seite 4 englischsprachige Fassung („legal person“) nahelegt. Deshalb sollten eingetragene Personengesellschaften ausdrücklich als Markteilnehmer angeführt werden:
„99. „Marktteilnehmer“ eine natürliche oder juristische Person im Sinne von Art. 2 Nr. 25 der Verordnung (EU) 2019/943 einschließlich eingetragener Personengesellschaften;“
8. Systemdienlichkeit (§ 6 Abs 1 Z 142)
Z 142 definiert den Begriff „systemdienlicher Betrieb“ als Betriebsart (…) bei der systemdienlicher Nutzen erbracht wird. Diese Definition sollte den Begriff nicht mit sich selbst („systemdienlich“) erklären, sondern etwa wie folgt formuliert werden:
„142. „systemdienlicher Betrieb“ die Betriebsart einer Stromerzeugungs-, Verbrauchs- oder Energiespeicheranlage, bei der ein Nutzen für den Betrieb des Verteiler- oder Übertragungsnetzes erbracht wird, insbesondere durch die Erbringung einer Flexibilitätsleistung, den Betrieb an einem bestimmten, im Netzentwicklungsplan für das Verteiler- oder Übertragungsnetz ausgewiesenen Standort oder an Standorten gemäß § 119 Abs. 4 oder § 127 Abs. 1 Z 1 oder nach den Anforderungen des Netzbetreibers;“
Da die Systemdienlichkeit zentral für die Befreiung von Speicheranlagen vom Netznutzungsentgelt bei der Einspeisung ist, sollte eine Definition versucht werden, die Netzbenutzern und der E-Control mehr Rechtssicherheit bietet.
9. Klarstellung (§ 25):
CMS schlägt eine Änderung von Abs 1 Satz 2 dahingehend vor, dass die Bedeutung der Norm für Strombezieher, Lieferanten und Rechtsanwender klar wird. Aus der Fassung gemäß Ministerialentwurf geht nicht hervor, welche Rechte und Pflichten aus Satz 2 erwachsen.
10. Rechnungslegung & Datenzugang (§§ 39–43, 53–55)
Für Netzkunden mit einer größere Zahl von Abrechnungspunkten in mehreren Verteilernetzen ist es eine große administrative Belastung, mit Abrechnungsdaten in unterschiedlichsten oder nichtmaschinenlesbaren Formaten aber auch mit heterogenen Datenzugangssystemen umzugehen. Künftige Aggregatoren werden vor demselben Problem stehen, das Anbieten österreichweiter Dienstleistungen zB zu e-Mobilität wird verteuert. Deshalb wird vorgeschlagen, dem Regulator eine Verordnungskompetenz zur bundeseinheitlichen Festlegung von Daten, Formaten und Schnittstellen zu geben.
11. Zweckfremde Lieferantenstellung (§ 57):
CMS RRH begrüßt die Bestimmungen zu Strombezugsverträgen (Power Purchase Agreements – PPAs) grundsätzlich, findet jedoch in § 57 Abs 1 Satz 2 dringenden Änderungsbedarf. Dieser sieht vor, dass der „Bezug von Strom im Rahmen des Strombezugsvertrages … keine Lieferung [begründet], solange die Endkundin oder der Endkunde über einen aufrechten Liefervertrag mit einem Lieferanten verfügt“. Bei einer Qualifikation des Strombezuges auf Basis eines Strombezugsvertrages als Lieferung iSd § 6 Abs 1 Z 94 und der Stellung des Erzeugers als Lieferant iSd § 6 Abs 1 Z 93 käme das Wechselrecht des § 25 zur Anwendung (vgl. § 25 Abs 1, der „Kundinnen und Kunden“ nennt).
Ein Wechselrecht des Endkunden unterminiert dabei jedoch die Geschäftsgrundlage eines PPAs, namentlich die lange Bindung für beide Parteien: Der Endkunde profitiert von langfristiger Seite 5 Preisplanbarkeit und Kostentransparenz, der Erzeuger gewinnt Sicherheit betreffend die Amortisation seiner Investitionen in Erzeugungsanlagen und bessere Argumente gegenüber Investoren und finanzierenden Banken. Tritt die Bestimmung in der Fassung gemäß dem gegenständlichen Ministerialentwurf in Kraft, liegt es am Endkunden, seinen Liefervertrag zu kündigen und den Erzeuger aus dem Strombezugsvertrag in die Lieferantenrolle zu zwingen (damit verbunden auch die Pflicht, einen Lieferantenwechsel zu ermöglichen).
Auch in den Erläuterungen wird festgehalten, dass „Sinn und Zweck eines Strombezugsvertrages („Power Purchase-Agreements“) … die langfristige Bindung der Endkundin bzw. des Endkunden an den Erzeuger [ist]; die Stellung als Lieferant und dessen Verpflichtungen sind hiermit nicht vereinbar“. Eine Anpassung der Bestimmung ist daher geboten, beispielhaft wie folgt:
„§ 57 (1) Erzeuger können mit Endkundinnen oder Endkunden, mit Ausnahme von Haushaltskundinnen und Haushaltskunden sowie Kleinunternehmen, Strombezugsverträge abschließen. Der Bezug von Strom im Rahmen des Strombezugsvertrages begründet keine Lieferung.“
12. Klarstellung (§ 61):
§ 61 Abs 1 Satz 2 des ME sieht vor, dass die „gemeinsame Energienutzung … zwischen teilnehmenden Netzbenutzern die Mitglieder oder Gesellschafter derselben juristischen Person sind oder zwischen Vertragspartnern stattfinden“ kann. § 61 Abs 4 des ME normiert, dass der „Zukauf von Strommengen von Dritten, welche sich nicht an der gemeinsamen Energienutzung beteiligen, … jedenfalls nicht als gemeinsame Energienutzung“ gilt.
CMS RRH sieht in diesem Zusammenhang Verbesserungsbedarf dahingehend, dass klargestellt werden sollte, welche Verträge über den Zukauf von Strom für die Qualifikation als gemeinsame Energienutzung iSd § 61 ElWG schädlich sind. Eine diesbezügliche Klarstellung ist aus Perspektive von CMS RRH geeignet, die durch die nicht eindeutigen Formulierungen obgenannter Bestimmungen geschaffene Rechtsunsicherheit für Marktteilnehmer und Rechtsanwender zu beseitigen, beispielhaft wie folgt:
„§ 61 … (4) Der Zukauf von Strommengen von Dritten, der nicht auf Basis des § 59 oder §§ 62 bis 65 erfolgt, soweit der zugrundeliegende Vertrag den Voraussetzungen des § 61 entspricht, gilt jedenfalls nicht als gemeinsame Energienutzung.“
13. Wiedereinführung von Trägerorganisationen (§ 64):
In § 54 Abs 3 des Entwurfs zu 310/ME XXVII. GP war die Möglichkeit vorgesehen, dass eine Trägerorganisation, die die Voraussetzungen des § 79 Abs 2 EAG erfüllt, die Trägerorganisation mehrerer lokaler oder regionaler Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften gemäß § 79 Abs 2 sein kann, sofern sich diese im Konzessionsgebiet eines Netzbetreibers innerhalb eines politischen Bezirks befinden.
CMS RRH sah diese Möglichkeit als innovativ und begrüßenswert an, zumal sich insbesondere durch die Zusammenlegung von mehreren – meist betr. die Mitgliederzahl – kleinen EEGs uE eine Reduktion der mit der Gründung und dem laufenden (kooperativen) Betrieb einer EEG erforderlichen Aufwände ergeben hätte. Das österreichische Gesellschaftsrecht bietet ausreichend Typen an Rechtsträgern, deren Kooperationsrecht die effiziente Ausgestaltung einer solchen Träger-EEG ermöglichen würde. CMS RRH verweist auf die weitgehende Privatautonomie im Vereinsrecht, jedoch auch auf die im Bereich der Energiegemeinschaften noch wenig vertretenen Kapitalgesellschaftsformen der GmbH und der Seite 6 FlexKapG. Insbesondere Letztere hätte uE das Potenzial sich, durch die strukturierte Einräumung von Mitwirkungsrechten für unternehmenswertbeteiligte EEG-Mitglieder (je nach Standort und EEGMitgliedschaft; bspw. Beschränkung des Stimmrechts auf maßgebliche Entscheidungen in der „eigenen“ EEG), als tauglicher Rechtsträger für Träger-EEGs zu etablieren.
CMS RRH ist der Ansicht, dass diese Möglichkeit auch im o.a. Entwurf vorgesehen werden sollte, beispielhaft wie folgt:
„§ 64 (4) Es ist zulässig, dass eine Trägerorganisation, die die Kriterien einer ErneuerbareEnergie-Gemeinschaft nach dieser Bestimmung und die Voraussetzungen des § 79 Abs. 2 EAG erfüllt, die Trägerorganisation mehrerer Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften im Nahebereich gemäß § 61 Abs. 5 Z 3 oder 4 ist, sofern sich diese im Konzessionsgebiet eines Netzbetreibers innerhalb eines politischen Bezirks befinden. Die an einer Erneuerbare-Energie-Gemeinschaft im Nahebereich gemäß § 61 Abs. 5 Z 3 oder 4 teilnehmenden Netzbenutzer müssen Mitglieder oder Gesellschafter der Trägerorganisation sein.“
14. Transparenz und Reservierung verfügbarer Netzanschlusskapazitäten (§ 93):
Transparenz über verfügbare Kapazitäten für alle Anschlussweber ist sehr zu begrüßen, ebenso die Möglichkeit zur Reservierung von Kapazitäten gegen ein Reugeld, um die Ernsthaftigkeit einer Reservierung sicher zu stellen und gleichzeitig Blockaden gegenüber anderen anderer zu minimieren. Weniger sachdienlich ist, dass verfallenes Reugeld gemäß § 93 Abs 2 dem Netzausbau entzogen wird. In solchen Situationen bestehen offensichtlich Kapazitätsengpässe, weil sonst Anschlusswerber nicht bereit wären, Reugeld zu riskieren. Folglich müssten die Mittel aus verfallenem Reugeld auch dem Netzbetreiber für Verstärkung und Ausbau seines Netzes zur Verfügung stehen. Andernfalls bleiben die Engpässe bestehen und die Netzkosten bleiben hoch. Abs 2 letzter Satz sollte gestrichen werden.
15. Netzzugang (§§ 94 und 96)
In der Praxis ist die Einhaltung der Anschlussfrist aus privatrechtlichen Verträgen über den Netzzugang nicht durchsetzbar. Das ist zwar verständlich, weil Netzbetreiber unter erheblichem Ausbaudruck stehen und sich deshalb ungern zu harten Fristen verpflichten. Umgekehrt steht hinter jedem Antrag auf Netzzugang eine neue Erneuerbaren-Erzzeugungsanlage, ein Speicher oder ein anderes wichtiges Projekt als künftiger Entnehmer, die alle von einem Netzzugang abhängig sind. Ohne Termintreue, also wenn der vom Netzzutritt abhängige Betriebsbeginn nicht vertraglich gesichert ist, ist die Planung einer Anlage und die Rückzahlung einer Bankfinanzierung nicht möglich. Es liegt am Gesetzgeber dafür eine Lösung anzubieten.
Fristen enthält lediglich § 96 und auch dies nur für Einspeiser. Bei diesen Frist sind zwischen 60% und 75% der Frist unbestimmt (36 von 48 Monaten bzw 36 von 50 Monaten) und die Dauer bis zum Netzzutritt unklar.
Es wird vorgeschlagen, dass für jeden Netzzugangsvertrag die allgemeinen Netzbedingungen Pönalen für einen Verzug vorzusehen haben und der Regulator im Einzelfall die Angemessenheit der Fristen in den Netzzugangsverträgen überprüfen kann.
16. Kooperation der Verteilernetzbetreiber (§ 107) schafft noch nicht den Rechtsrahmen für die Umsetzung der Elektrizitätsbinnenmarkt-RL zu V2G:
Art 33 der RL 2019/944, die mit dem ElWG umgesetzt werden soll, verlangt von den Mitgliedstaaten,
(1) die Zurverfügungstellung von Batteriedaten in Echtzeit durch Fahrzeughersteller (Abs 3). Das ElWG gibt den Herstellern, keine Anhaltspunkte, wie sie das zu tun haben.
(2) Eine Sicherstellung, dass Ladevorrichtungen bi-direktional sind (Abs 4). Auch das könnte im ElWG schon jetzt umgesetzt werden.
(3) Eine Sicherstellung, dass Elektrofahrzeuge an Elektrizitätsmärkten teilnehmen können durch Festlegung technischer Maßnahmen.
Das ElWG bietet Herstellern bzw Ladestellenbetreibern keine Anleitung, wie sie das tun dürfen oder müssen und welche bestehenden technischen Normen anwendbar sind, insbesondere die NC-DR (ACER Guidelines, Network Codes, Harmonization of Standards), TOR charging standards (Grid connection and operational power, communication and control, grid stability), ISO 5474-1-3, ISO 15118, IEC 61851, IEC 63380, IEC 63110 und IEC 62196.
Wir schlagen vor, auf „gültige Normen technischen Inhalts“ zu verweisen und die aufgezählten Normen in den erläuternden Bemerkungen beispielhaft zu nennen.
17. Netznutzungsentgelt für Speicher (§ 199 Abs 3)
Die Freistellung für Energiespeicheranlagen in Absatz 3 ist selbstverständlich zu begrüßen, auch wenn sie nur für die Entnahme also das Laden des Speichers gilt. Derzeit ist sie unscharf formuliert und führt zu Rechtsunsicherheit. Abs 3 lässt offen, wie und inwieweit systemdienlicher Betrieb zu berücksichtigen ist. Der Speicherbetreiber (und der Regulator) haben keine klare Grundlage, ob systemdienlicher Betrieb (nur) die Voraussetzung für ein 100%-ige Freistellung ist oder ob systemdienlicher Betrieb auch über das Ausmaß der Freistellung entscheidet, dh ob es auch Teilfreistellungen geben soll. Investoren und Betreiber benötigen Planungssicherheit.
Im ersten Fall hätte der Regulator (nur) zu definieren, wann diese Voraussetzung systemdienlichen Betriebs erfüllt ist. Im zweiten Fall hat er weitere Entscheidungen zu fällen, für die uU keine gesetzliche Grundlage besteht. Dass Speicher während ihres systemdienlichen Betriebs bzw ausschließlich systemdienlich betriebene Speicher freizustellen sind, bedürfte keiner Regelung. Die Freistellung soll offenbar weiter reichen. Doch Stromspeicher mit nur einer Nutzungsart zu betreiben ist völlig unüblich und derzeit wohl nicht wirtschaftlich möglich. In vielen Fällen ist erst bei der Ausspeicherung und Wiedereinspeisung in das Netz klar, in welchem Ausmaß der Speicher systemdienlich betrieben wurde. Es wird vorgeschlagen, bereits in § 199 Abs 3 mit eindeutigen Parametern klarzustellen (zB Standortkriterien, leistungsabhängige Netzentlastung, Tage oder Monaten mit Bereitstellung, von Flexibilitätsdiensten), wie ein Speicher zu betreiben ist, um gänzlich von Netznutzungs- und Netzverlustentgelt für die Entnahme befreit zu sein.
