Index
E3L E15102020;Norm
32000L0060 Wasserrahmen-RL Art2 Z21;Betreff
Der Verwaltungsgerichtshof hat durch den Vorsitzenden Präsident Dr. Jabloner und die Hofräte Dr. Bumberger, Dr. Beck, Dr. Hinterwirth und Dr. Enzenhofer als Richter, im Beisein der Schriftführerin Dr. Chlup, über die Beschwerde der ÖBB Infrastruktur Bau Aktiengesellschaft in Wien, vertreten durch Lansky, Ganzger & Partner, Rechtsanwälte GmbH, Rotenturmstraße 29/9, 1010 Wien, gegen den Bescheid des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft vom 1. Juli 2005, BMLFUW-UW.4.1.12/0134-I/6/2005, betreffend Verfahren nach § 21a WRG, zu Recht erkannt:Der Verwaltungsgerichtshof hat durch den Vorsitzenden Präsident Dr. Jabloner und die Hofräte Dr. Bumberger, Dr. Beck, Dr. Hinterwirth und Dr. Enzenhofer als Richter, im Beisein der Schriftführerin Dr. Chlup, über die Beschwerde der ÖBB Infrastruktur Bau Aktiengesellschaft in Wien, vertreten durch Lansky, Ganzger & Partner, Rechtsanwälte GmbH, Rotenturmstraße 29/9, 1010 Wien, gegen den Bescheid des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft vom 1. Juli 2005, BMLFUW-UW.4.1.12/0134-I/6/2005, betreffend Verfahren nach Paragraph 21 a, WRG, zu Recht erkannt:
Spruch
Spruchpunkt II 2 des angefochtenen Bescheides wird wegen Rechtswidrigkeit infolge Verletzung von Verfahrensvorschriften aufgehoben.
Im Übrigen wird die Beschwerde als unbegründet abgewiesen.
Der Bund hat der Beschwerdeführerin Aufwendungen in der Höhe von EUR 1.171,20 binnen zwei Wochen bei sonstiger Exekution zu ersetzen.
Begründung
Mit Bescheid des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft vom 23. Juli 1947 wurde der Rechtsvorgängerin der nunmehrigen Beschwerdeführerin, den Österreichischen Staatseisenbahnen, die wasserrechtliche Bewilligung zur Ausnützung der Wasserkraft der A zwischen Flusskilometer 19 und 8 sowie zur Errichtung und zum Betrieb der hiefür erforderlichen Anlagen (Kraftwerk B) erteilt. Eine Restwassermenge von 100 l/sec wurde in diesem Bescheid vorgeschrieben.
Mit Bescheid des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft vom 15. Juli 1960 wurde zum einen die Übereinstimmung der Ausführung des Kraftwerkes B mit der genannten wasserrechtlichen Bewilligung vom 23. Juli 1947 festgestellt und zum anderen in Spruchpunkt IIa in Abänderung der genannten Bewilligung verfügt, dass die zulässige Triebwasserentnahme auf 9,50 m3/sec erhöht werde, von der Belassung einer Mindestwassermenge (100 l/sec) im A-Bett hingegen Abstand zu nehmen sei.Mit Bescheid des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft vom 15. Juli 1960 wurde zum einen die Übereinstimmung der Ausführung des Kraftwerkes B mit der genannten wasserrechtlichen Bewilligung vom 23. Juli 1947 festgestellt und zum anderen in Spruchpunkt römisch zwei a in Abänderung der genannten Bewilligung verfügt, dass die zulässige Triebwasserentnahme auf 9,50 m3/sec erhöht werde, von der Belassung einer Mindestwassermenge (100 l/sec) im A-Bett hingegen Abstand zu nehmen sei.
1988 wandte sich die Bezirkshauptmannschaft B (BH) an die Beschwerdeführerin und wies darauf hin, dass in den letzten Jahren vermehrt Beschwerden über das Trockenfallen des A-Bettes bei Niedrigwasserführung unterhalb der Wasserfassung für das Kraftwerk B eingegangen seien.
Die ÖBB erklärten sich daraufhin bereit, freiwillig eine Restwassermenge von 150 l/sec in die Unterliegerstrecke der A abzugeben; diese freiwillige Dotation wurde bis 1996 vorgenommen.
Der Landeshauptmann von Vorarlberg (LH) führte schließlich ein Verfahren gemäß § 21a WRG 1959 durch, in dessen Verlauf er u. a. das Gutachten des Umweltinstitutes des Landes Vorarlberg vom November 1996 zur Beeinträchtigung der A unterhalb der Fassung D, samt Bestanddokumentation und Sanierungsempfehlungen, einholte. Demnach war infolge fehlender Ausleitung von Restwasser die ökologische Funktionsfähigkeit der A unterhalb der Fassung K/D in einem Abschnitt von 1 km Länge überhaupt nicht mehr gegeben, in einem weiteren Abschnitt in einer Länge von 600 m stark beeinträchtigt und in einem weiteren Abschnitt von ca. 1,5 km wesentlich beeinträchtigt.Der Landeshauptmann von Vorarlberg (LH) führte schließlich ein Verfahren gemäß Paragraph 21 a, WRG 1959 durch, in dessen Verlauf er u. a. das Gutachten des Umweltinstitutes des Landes Vorarlberg vom November 1996 zur Beeinträchtigung der A unterhalb der Fassung D, samt Bestanddokumentation und Sanierungsempfehlungen, einholte. Demnach war infolge fehlender Ausleitung von Restwasser die ökologische Funktionsfähigkeit der A unterhalb der Fassung K/D in einem Abschnitt von 1 km Länge überhaupt nicht mehr gegeben, in einem weiteren Abschnitt in einer Länge von 600 m stark beeinträchtigt und in einem weiteren Abschnitt von ca. 1,5 km wesentlich beeinträchtigt.
Mit Bescheid des LH vom 9. Dezember 1998 wurde unter Spruchpunkt I das der Beschwerdeführerin zustehende Wasserbenutzungsrecht für das A-Kraftwerk B gemäß § 21a WRG auf Dauer in der Weise eingeschränkt, dass an der Fassung K/D ganzjährig eine Dotierwassermenge von 300 l/sec in die A abzugeben sei. Dabei habe die Abgabe von 100 l/sec über die bestehende Fischtreppe und von 200 l/sec im unmittelbaren Fassungsbereich über eine bestehende Entleeröffnung im obersten Abschnitt des orografisch linksseitigen Ausleitungskanales zu erfolgen.Mit Bescheid des LH vom 9. Dezember 1998 wurde unter Spruchpunkt römisch eins das der Beschwerdeführerin zustehende Wasserbenutzungsrecht für das A-Kraftwerk B gemäß Paragraph 21 a, WRG auf Dauer in der Weise eingeschränkt, dass an der Fassung K/D ganzjährig eine Dotierwassermenge von 300 l/sec in die A abzugeben sei. Dabei habe die Abgabe von 100 l/sec über die bestehende Fischtreppe und von 200 l/sec im unmittelbaren Fassungsbereich über eine bestehende Entleeröffnung im obersten Abschnitt des orografisch linksseitigen Ausleitungskanales zu erfolgen.
Unter Spruchpunkt II wurden der Beschwerdeführerin gemäß § 21a WRG für den Betrieb des A-Kraftwerkes B näher dargestellte zusätzliche Auflagen vorgeschrieben.Unter Spruchpunkt römisch zwei wurden der Beschwerdeführerin gemäß Paragraph 21 a, WRG für den Betrieb des A-Kraftwerkes B näher dargestellte zusätzliche Auflagen vorgeschrieben.
Die Beschwerdeführerin erhob Berufung.
Die belangte Behörde holte im Berufungsverfahren mehrere Gutachten ein (wasserbautechnische Gutachten vom 23. Juli 2001 und vom 4. Februar 2003, gewässerökologische Gutachten vom 18. Mai 2002 und vom 25. November 2002); die Beschwerdeführerin erstattete dazu Stellungnahmen.
Mit Bescheid der belangten Behörde vom 12. März 2003 wurde die Berufung der Beschwerdeführerin gemäß § 66 Abs. 4 AVG abgewiesen. In der Begründung dieses Bescheides stützte sich die belangte Behörde im Wesentlichen auf die von ihr eingeholten Gutachten.Mit Bescheid der belangten Behörde vom 12. März 2003 wurde die Berufung der Beschwerdeführerin gemäß Paragraph 66, Absatz 4, AVG abgewiesen. In der Begründung dieses Bescheides stützte sich die belangte Behörde im Wesentlichen auf die von ihr eingeholten Gutachten.
Mit Erkenntnis vom 27. Mai 2004, 2003/07/0074, hob der Verwaltungsgerichtshof diesen Bescheid wegen Rechtswidrigkeit seines Inhaltes auf. Maßgeblicher Aufhebungsgrund war der Umstand, dass dem Auftrag nach § 21a WRG entgegen der Bestimmung seines zweiten Absatzes keine Erfüllungsfrist beigesetzt worden war.Mit Erkenntnis vom 27. Mai 2004, 2003/07/0074, hob der Verwaltungsgerichtshof diesen Bescheid wegen Rechtswidrigkeit seines Inhaltes auf. Maßgeblicher Aufhebungsgrund war der Umstand, dass dem Auftrag nach Paragraph 21 a, WRG entgegen der Bestimmung seines zweiten Absatzes keine Erfüllungsfrist beigesetzt worden war.
Im fortgesetzten Verfahren erstattete die Beschwerdeführerin eine Stellungnahme vom 17. Dezember 2004. Darin rügte sie, dass der wasserbautechnische Amtssachverständige keine Berechnungen des Verdienstentganges in Bezug auf den berechneten Entgang des Realarbeitsvermögens des Kraftwerkes angestellt habe; dieser Mangel könne nicht durch Angaben der Beschwerdeführerin aus dem Jahr 1997 (5 Mio. S) ersetzt werden. Die Gesamtkosten seien nicht über die Gesamtlebensdauer des Kraftwerkes ermittelt worden. Das Argument der Amortisation des Kraftwerkes übersehe, dass 2002 die Erneuerung der Maschinensätze für das Kraftwerk bewilligt worden sei und auch sonst immer neue Investitionen anfielen. Das Gutachten vom Februar 2003 sei unrichtigerweise von einem fixen Strompreis ausgegangen und der Verlust von 10% bei der Umformung auf 16,66 Hz sei nicht bedacht worden. Die Baukosten und der zusätzliche Instandhaltungsaufwand der wasserbaulichen Errichtungen seien nicht berücksichtigt und das öffentliche Interesse an der Aufrechterhaltung der Arlbergstrecke nicht erhoben worden.
Dazu erstattete der wasserbautechnisches Amtssachverständige ein Gutachten vom 29. April 2005 mit folgendem (auszugsweisem) Inhalt:
"1. Verdienstentgang / Aufwand für die Ersatzstrombeschaffung
Der Verlust am Jahresarbeitsvermögen zufolge einer Restwasserabgabe von 300 l/s (ist an 338 Tagen im Regeljahr wirksam, nur an 28 Tagen Überwasser) wurde bereits in den vorangegangenen Stellungnahmen unbestritten mit 5,94 Mio.kWh bestimmt. Dies entspricht einem prozentuellen Verlust am Jahresarbeitsvermögen von 5,8 % lt. ho. Berechnung aufgrund älterer Angaben der ÖBB zum Regelarbeitsvermögen bzw. praktisch ident 5,56 % entsprechend späteren Angaben der ÖBB unter Zugrundelegung einer anderen Jahresreihe für die Ermittlung des Regelarbeitsvermögens.
Der zugehörige monetäre Verlust ergibt sich aus den Kosten für die Ersatzstrombeschaffung und hängt damit unmittelbar von den Preisen je kWh ab. Von der ÖBB wurde im Zuge des Verfahrens folgende Angaben gemacht:
1997: 0,865 ATS/kWh
2001: für Winterstrom 0,58 ATS/kWh bzw. Jahresverlust von 350 000 Euro entspricht 4,82 Mio. ATS (nach ho. Überprüfung ergibt sich auch unter Einrechnung von Transformatorverlusten von 10 % ein niedrigerer Jahresverlust).
Die ursprüngliche Beurteilung ging von einem Jahresverlust auf Preisbasis 1997 von 5,94 x 0,865 = 5,1 bzw. gerundet 5 Mio. ATS aus. Die geringeren Strompreise nach ÖBB-Angabe für 2001 ließen den Schluss zu, dass die Erstberechnung bereits eine Obergrenze der finanziellen Verluste darstelle.
Zur Folge der Strommarktliberalisierung ging der Strompreis zunächst stark zurück und steigt nun wieder an, ohne bisher annähernd den Wert von 1997 zu erreichen. Ein deutlicher Unterschied zwischen Sommer- und Winterstrom besteht nicht mehr, sondern die Preise werden täglich an den Strombörsen fixiert. Nach wie vor können aber langfristige Stromlieferungsverträge (Kaufverträge) abgeschlossen werden und es werden derartige Stromkontingente für die Zukunft an den Strombörsen als 'Forward-Platts für Jahres-Base' gehandelt. Im gegenständlichen Fall handelt es sich um den Ausfall von Grundlast und dieser Entfall ist nahezu über das gesamte Jahr in gleicher Weise wirksam. Die durchschnittlichen Preise an den Strombörsen für 'Forword-Platts' legen den finanziellen Aufwand für die ersatzweise Strombeschaffung ausreichend präzise fest. Diese Preise betragen nach Angaben der Verbund für die Jahre:
2001:
19,23 EUR/MWh
0,264 ATS/kWh
2002:
22,82 EUR/MWh
0,314 ATS/kWh
2003:
23,36 EUR/MWh
0,321 ATS/kWh
2004:
26,96 EUR/MWh
0,371 ATS/kWh
2005:
32,56 EUR/MWh
0,448 ATS/kWh
2006:
35,85 EUR/MWh
(vorläufig)
0,493 ATS/kWh
Es zeigt sich dass die Energiepreise nach wie vor deutlich unter dem Preis liegen, der im erstinstanzlichen Bescheid und der ho. Beurteilung als Obergrenze mit 0,865 ATS/kWh angesetzt wurde. Dieser Preis ist auch weiterhin als Obergrenze zu beurteilen und auch unter Einrechnung von Umformer-Verlusten in der Höhe von 10 % entsprechend der Angaben der ÖBB ergibt sich für 2005 ein Strompreis von ca. 0,50 ATS/kWh deutlich unter der 'Obergrenze' von 0,865 ATS/kWh entsprechend Preisbasis 1997. Der Jahresverlust wäre (inklusive Umformerverlusten) aktuell mit 5,94 x 0,50 = gerundet 3 Mio. ATS bzw. 218.000 Euro zu beziffern."
Im weiteren Verlauf des Gutachtens ging der Amtssachverständige von akkumulierten Verlusten (Barwert) von 8,3 Mio. Euro aus, diese Größenordnung stimme mit den Angaben des Jahresverlustes von 350.000 Euro überein. Zur Amortisierung meinte er, bei Betrachtung des KW B als Einzelbetrieb müssten nach mehr als 50 Jahren Betriebsdauer die meisten Anlagenteile weitgehend/vollständig abgeschrieben sein, sodass eine Ertragsminderung den wirtschaftlichen Betrieb des Kraftwerkes nicht in Frage stellen könne. Die Rückzahlung der aufgewendeten Investitionskosten stelle für derartige Kraftwerke den Hauptkostenfaktor dar, da das Wasser selbst kostenlos zur Verfügung stehe, nur wenig Betriebskosten anfielen (kaum Personal) und auch die Instandhaltungskosten im Vergleich zu den Errichtungskosten untergeordnet seien. Schließlich nahm er auch zur Aufrechterhaltung des Eisenbahnbetriebes Stellung und meinte, die Versorgungssicherheit der Bahnlinie hänge in winterlichen Niederwasserzeiten in gleicher Weise mit und ohne Restwasserabgabe von der Funktionsfähigkeit der 110 kV-Leitung ab. Ein Zusammenhang der Versorgungssicherheit mit der Restwasserdotierung wäre nur dann gegeben, wenn ohne Restwasserdotierung auch in winterlichen Niederwasserzeiten ohne Stromzuleitung das Auslangen gefunden werden könnte, was aber bei weitem nicht der Fall sei.
Zu diesem Gutachten gab die Beschwerdeführerin mit Schreiben vom 6. Juni 2005 eine Stellungnahme ab, in der sie vorbrachte, dass die Kosten für die Ersatzstrombeschaffung aus Energiekosten, Systembenutzungstarifen samt Zuschlägen und der Clearing-Gebühr bestünden. Die Kosten für Stromhandelsprodukte müssten der EEX entnommen werden und nicht der Forward Platts für Jahres-base und in dieser seien höhere Preise veranschlagt. Das Kraftwerk B würde nicht nur als Lauf- sondern auch als Speicherkraftwerk betrieben und somit auch Spitzenstrom erzeugt. Des Weiteren müssten noch die KWK-Abgabe, Förderbeiträge für KKWs und Ökostromanlagen sowie Verpflichtungen der Berufungswerberin gem. § 19 ÖkostromG berücksichtigt werden. Zur monetären Bewertung des Verdienstentgangs müsse somit ein Wirtschaftsprüfer als Sachverständiger bestellt werden. Der Amtssachverständige solle die von ihm benötigten Basisdaten präzisieren, damit die Berufungswerberin ihrer Mitwirkungspflicht nachkommen könne.Zu diesem Gutachten gab die Beschwerdeführerin mit Schreiben vom 6. Juni 2005 eine Stellungnahme ab, in der sie vorbrachte, dass die Kosten für die Ersatzstrombeschaffung aus Energiekosten, Systembenutzungstarifen samt Zuschlägen und der Clearing-Gebühr bestünden. Die Kosten für Stromhandelsprodukte müssten der EEX entnommen werden und nicht der Forward Platts für Jahres-base und in dieser seien höhere Preise veranschlagt. Das Kraftwerk B würde nicht nur als Lauf- sondern auch als Speicherkraftwerk betrieben und somit auch Spitzenstrom erzeugt. Des Weiteren müssten noch die KWK-Abgabe, Förderbeiträge für KKWs und Ökostromanlagen sowie Verpflichtungen der Berufungswerberin gem. Paragraph 19, ÖkostromG berücksichtigt werden. Zur monetären Bewertung des Verdienstentgangs müsse somit ein Wirtschaftsprüfer als Sachverständiger bestellt werden. Der Amtssachverständige solle die von ihm benötigten Basisdaten präzisieren, damit die Berufungswerberin ihrer Mitwirkungspflicht nachkommen könne.
Weiters vertrat sie die Ansicht, sie sei nie zur Vorlage von Basisdaten zur Gesamtkostenberechnung aufgefordert worden; es werde ersucht die diesbezüglichen Präzisierungen vorzugeben. Die veranschlagte Restnutzungsdauer von 40 Jahren sei fraglich, da alle Maschinensätze ausgetauscht worden seien. Die kumulierten Verluste, die mit 8,3 Mio. Euro beziffert worden seien, stammten aus dem Jahr 1997 und seien somit veraltet. Auch die Investitionen in das Kraftwerk der letzten Jahre seien zu beachten. Der bauliche Aufwand und die Instandhaltung der Anlage seien nicht vernachlässigbar gering. Die aktuelle Fischaufstiegshilfe sei momentan nur bedingt brauchbar und es müsse noch ein Projekt zu deren Adaptierung erarbeitet werden; diesbezüglich seien schon Gespräche mit dem Amt der Vorarlberger Landesregierung geführt worden. Die Projektierung würde 3 Monate in Anspruch nehmen, weitere 3 Monate wären für die Ausschreibung zu veranschlagen und die bauliche Umsetzung würde weitere 3 Monate benötigen. Abschließend wies sie darauf hin, dass der Betrieb des KW B als Speicherkraftwerk durch die Restwasservorschreibung erheblich beeinträchtigt werde und es zu Problemen der Inselversorgung kommen könne, was wiederum das öffentliche Interesse am aufrechten Bahnbetrieb der Arlbergstrecke gefährde. Bei extremen Versorgungsengpässen sei auch die freiwillige Restwasserabgabe eingestellt worden. Mit Bescheid der Vorarlberger Landesregierung vom 6. Oktober 2004 sei ein schonender Betrieb der Maschinensätze 1 und 2 vorgeschrieben worden; unter 5 MW dürften keine Regelbewegungen stattfinden, somit seien beide Maschinen für den Inselbetrieb und in der übrigen Zeit zur Abdeckung geringer Verbraucherspitzen praktisch nicht einsetzbar. Auch dies führe zu einer Verschärfung der Inselproblematik. Schließlich werde der Antrag auf Fristerstreckung um 4 Wochen zur Zuziehung eines Privatgutachters gestellt, um dem Amtssachverständige auf gleicher fachlicher Ebene entgegentreten zu können, und die Anregung wiederholt, dass ein ökonomischer Sachverständiger zur Bewertung des monetären Verdienstentganges beigezogen werde.
Dazu holte die belangte Behörde ein abschließendes Gutachten ihres wasserbautechnischen Amtssachverständigen vom 24. Juni 2005 ein, welches folgenden (auszugsweisen) Inhalt hat:
"1. Versorgung der Arlbergbahn (und sonstiger Bahnstrecken westlich des Arlberges) mit Strom
In dem Werk 'Die Geschichte der Bahnen in Vorarlberg', das bezüglich der relevanten Teile als Kopie dem Akt einliegt, wird ausgeführt:
...
Damit übereinstimmend wurde von der ÖBB mit Schreiben vom 10. Jänner 1992 angegeben:
'Das Kraftwerk B und das Kraftwerk S in Verbindung mit dem Speicher S bilden die Kraftwerksgruppe Klostertal und dienen der Abdeckung des Bahnstrombedarfes in Vorarlberg und in westlichen Teilen des Bundeslandes Tirol. Gemeinsam mit den Bahnstrommaschinensätzen des KW F und des TIWAG-Kraftwerkes C wird in den beiden westlichen Bundesländern im Regeljahr 235 GWh elektrische Energie mit einer verfügbaren Leistung von 60 MW bereitgestellt.
Dem stand im Jahr 1990 ein Verbrauch im entsprechenden Bahnnetz in Höhe von 317 GWh mit einem Leistungserfordernis von 98 MW gegenüber. Aufgrund von Prognosen werden sich diese Verbrauchswerte bis zum Jahr 2000 nach vorsichtiger Schätzung auf 530 GWh bzw. 175 MW erhöhen. Die Entwicklung im vergangenen Jahr 1991 bestätigen diese Vorgaben. Im gesamten Bundesgebiet musste eine Zuwachsrate von 11,5 % festgestellt werden, im Westen Österreichs liegt die Rate noch höher. Auch bei Betrachtung der Arlbergstrecke und des Vorarlberger Raumes erkennt man die angespannte Energiesituation des Schienennetzes. Im Jahr 1990 konnten die beiden Vorarlberger ÖBB-Kraftwerke B und S den Jahresbedarf gerade decken. Die Zuwachsrate des Jahres 1991 liegt über 13,5 %, dadurch entstand bereits im vergangenen Jahr ein Strommanko von über 20 GWh. Die fortschreitende Tendenz dieser Entwicklung ist abzusehen und zwingt die ÖBB zur intensiven Suche nach zusätzlichen Energiequellen.
Anmerkung: Die differierenden Absolutwerte beider Aussagen gehen auf den unterschiedlichen untersuchten Raum zurück, sind aber gut kompatibel und belegen denselben Trend bzw. dieselbe Aussage, dass regelmäßig in großen Mengen Strom seit den 90iger Jahren zugekauft werden muss.
In Anbetracht dieser Ausgangslage ist es im Hinblick auf die Versorgungssicherheit des Bahnverkehrs der Arlbergbahn verfehlt von einem Inselbetrieb zu sprechen (als Inselbetrieb ist im strengen Sinn eine Versorgung nur durch ein bzw. einige Kraftwerke ohne Anschluss an das übergeordnete Netz zu verstehen), sondern es handelt sich tatsächlich um den Verbund zahlreicher Kraftwerke sowohl der ÖBB als auch der VKW, der Verbund, TIWAG und über Zuleitungen auch von Kraftwerken aus der Schweiz und Deutschland.
Weiters ist offensichtlich, dass auch in der Vergangenheit vollkommen unabhängig von der gegenständlichen Restwasservorschreibung die Produktion von Bahnstrom in ÖBB-Kraftwerken und Bahnstrommaschinensätzen in Kraftwerken Dritter nicht zur Abdeckung des Bedarfs ausreichte und massiv Strom zugekauft werden musste. Dieses Strommanko bestand nicht nur als Summe über das Regeljahr sondern noch vermehrt in niederschlagsarmen Jahren (Trockenjahren) bzw. zu Zeiten geringer Wasserführung in den Laufkraftwerken. An dieser grundsätzlichen Lage ändert sich durch die vergleichsweise geringe Erzeugungseinbuße zufolge der Restwasserabgabe (5,94 GWh) nichts, da bereits mit Stand 1992 von der ÖBB selbst ein Erzeugungsmanko von 20 GWh mit der Tendenz stark steigend angegeben wurde.
Weiters ist bezüglich der von der ÖBB behaupteten Gefährdung der Versorgungssicherheit darauf zu verweisen, dass der Unterschied der nutzbaren Wasserfracht eines Trockenjahres im Vergleich zu einem Regeljahr, auf das sich die oben angeführten Bilanzen beziehen mindestens 20 % beträgt. Auch in Trockenjahren der vergangenen Jahrzehnte sind keine Störungen des Bahnbetriebes zufolge eines Energiemangels bekannt geworden, sondern es konnte offensichtlich der erforderliche Bedarf am Strommarkt gedeckt werden.
Weiters ergibt sich aus den aktuell mit Schreiben vom 06.06.2005 vorgelegten Unterlagen zum Leistungsbedarf der 'Insel Vorarlberg' (in Wirklichkeit keine Energieinsel), dass die angegebenen Leistungsspitzen von ca. 23 MW durch das S-Kraftwerk und das KW B abgedeckt werden können. Noch ohne Ausleitung aus der A ergibt sich bei Abarbeitung der Ausbauwassermenge S von 6,3 m3/s am KW S und am unterliegenden KW B bei einer gesamten Fallhöhe von ca. 800 + 300 = 1.100 m eine Leistung von ca. 8 x 6,3 x 1100 = 55440 kW bzw. 55,44 MW.
Damit korrespondieren auch die aktuellen Angaben der ÖBB zur produzierten Leistung in KW B von bis zu 25 MW. Tatsächlich ist es so, dass unabhängig von der Restwasserabgabe Strom primär als Grundlast zugekauft werden muss und die Speicherkraftwerke der ÖBB die Bedarfsspitzen abdecken. Somit kann eine im Wesentlichen konstante Restwasserabgabe durch entsprechend höhere Zukäufe von Grundlast kompensiert werden.
Dass die o.a. 110 KV-Leitung von Vorarlberg nach Tirol für die Betriebssicherheit der Bahn entscheidend ist, steht außer Zweifel, jedoch ändert sich daran durch die im Vergleich zum Bedarf bzw. zum Strommanko geringe Reduktion des Arbeitsvermögens zufolge Restwasserabgabe nichts.
Zusammenfassend ist festzustellen, dass die Betriebssicherheit der Bahn (am Arlberg, in Vorarlberg und ebenso im restlichen Österreich) auch bei der geringen Restwasserabgabe (Arbeitsverlust verschwindend gering gegenüber dem Bedarf und den erforderlichen Zukäufen) ebenso gewährleistet ist wie in den letzten Jahrzehnten, jedoch sind größere Stromzukäufe erforderlich, die für die ÖBB zusätzliche Kosten verursachen.
2. Kosten für die Ersatzstrombeschaffung
Die Kosten für die Ersatzstrombeschaffung könnte am genauesten und einfachsten (mit minimalem Aufwand) das Unternehmen selbst bekannt geben, da bei derart geringen Änderungen des Zukaufes die Extrapolation des Aufwandes für die bisherigen Zukäufe eine ausreichende Abschätzung ist. Diese Angabe wurde in einem früheren Stadium des Verfahrens von der ÖBB gemacht und den bisherigen Stellungnahmen zugrunde gelegt. In einem späteren Stadium wurden diese Angaben von der ÖBB konsequent verweigert.
Angabe ÖBB 1997: 0,865 ATS/kWh
Angabe ÖBB 2001: (teuerer) Winterstrom 0,58 ATS/kWh
Bei der mangels aussagekräftiger Angaben der ÖBB erforderlichen ho. Abschätzung ist von folgenden Grundlagen auszugehen.
Die Kosten setzen sich aus den Bestandteilen Energiepreis, Netzgebühren (Systemnutzungstarif) und diversen Zuschlägen wie KWK-Abgabe, Förderbeitrag für KWK und sonstige Ökostromabgaben, Mehraufwendungen § 19 Ökostromgesetz und Clearinggebühren (vor allem Abdeckung der Kosten der staatlichen E-Control) zusammen.Die Kosten setzen sich aus den Bestandteilen Energiepreis, Netzgebühren (Systemnutzungstarif) und diversen Zuschlägen wie KWK-Abgabe, Förderbeitrag für KWK und sonstige Ökostromabgaben, Mehraufwendungen Paragraph 19, Ökostromgesetz und Clearinggebühren (vor allem Abdeckung der Kosten der staatlichen E-Control) zusammen.
Für den ersten Faktor wurden in der vorangegangenen Stellungnahme nach Einholung einer Information von der Verbund - als größtem Stromlieferant Österreichs - Angaben für 'Forward-Platts für Jahres Base' zugrunde gelegt. Dieses Produkt wird täglich bis zum Beginn des jeweiligen Jahrs gehandelt, der angegebene Wert stellte den Mittelwert der Börsepreise, die sich eingestellt haben, dar (mehrere Börsen und zeitliche Mittelung). Es handelt sich quasi um ein Termingeschäft, wobei der Stromkäufer ein Stromkontingent für die Zukunft zu fixen Preisen kaufen kann. Entsprechend Angebot und Nachfrage ändern sich die Preise für derartige futures im Laufe der Zeit. Besonders starken Schwankungen unterliegen Monats-futures (Kontingente für einzelne Monate - im Folgemonat(en) zu konsumieren), während Jahres-futures für entfernte Jahre relativ preisstabil sind. Der verantwortungsvolle Stromeinkäufer ermittelt sein Bedarfsprofil (Strombedarf über das Jahr) und versucht durch futures diese Profil bestmöglich abzudecken. Die geringen Abweichungen des tatsächlichen Bedarfes von dem zur Verfügung stehenden Strom aus Eigenproduktion und futures wird am Spotmark gedeckt. Die Preise dieser extrem kurzfristigen Einkäufe (Stunden) schwanken extrem stark, aber bei richtiger Markteinschätzung der Stromkäufer und Stromverkäufer ist die Schwankung ca. symmetrisch zu den Preisen für die futures. Für die Einschätzung längerfristige Zukäufe (zum Ersatz des dauerhaft entfallenden Stromes zufolge Restwasserabgabe) sind nur langfristige futures repräsentativ.
Von der ÖBB wurde die Zugrundelegung der Handelspreise einer speziellen Strommarkbörse EEX - European Energy Exchange AAG, L vorgeschlagen. Die Auswertung dieser Preise per Stichtag 21.06.2005 ergibt folgendes Bild (alle Angaben Euro/MWh):
Monats-futures: Juli 2005: Baseload 45,75, Peakload 65,70
Jahres-futures: für die Jahre 2006 bis 2011: ca. von 41
auf 38 abfallend danach auf 41 steigend. Peakload ca. parallel und ca. 15 Euro höher
Die Spotpreise Baseload vom Jänner bis Juni 2005 betrugen vergleichsweise 25 bis 70 Euro.
Für den gegenständlichen Entfall (im wesentlichen Basisleistung) sind die Baseloadangaben vorrangig heranzuziehen.
Das ergibt sich aus folgenden Gründen:
* Die ÖBB verfügt über sehr leistungsfähige Speicherkraftwerke, die die Spitzenleistung abdecken können, während das Jahresarbeitsvermögen nicht ausreicht.
* Die Ausleitung aus der A ist grundsätzlich als Laufkraftwerk einzuschätzen, das Speichervermögen im Wasserschloss ist mit einigen 10.000 m3 sehr klein gegenüber den verbleibenden Speicherräumen in den Talsperren (z.B. S). Überdies entspricht die Angabe der ÖBB eines Speichervolumens im Wasserschloss von 35.000 m3 nicht den Angaben im Kollaudierungsbescheid - je nach Dotierung der Leitung ca. 26.200 bis 30.700 m3.
Bei Zugrundelegung der Jahres-futures für Baseload ergibt sich für 2006 bis 2011 ein Preis des Ersatzstromes von ca. 40 Euro/MWh, wobei besonders zu beachten ist, dass zwischenzeitlich der Strompreis sogar sinkt und insgesamt praktisch keine Preissteigerung festzustellen ist. Die Angabe der ÖBB, dass der Strompreis ab 2011 steigen wird, ist aus diesen Unterlagen nicht ablesbar und als Vermutung einzuschätzen. Gegenüber dem bisherigen Ansatz basierend auf der Auswertung von Strompreisen des Jahres 2005 mit Stichtag April 2005 ergibt sich eine Preissteigerung von 32,56 auf 40 Euro/MWh.
Netzgebühren:
Die Netzgebühren setzen sich aus einem Stromnetzgrundpreis und einem Stromnetzverbrauchspreis zusammen. Nach Auskunft der E-Control können ohne genaue Angaben des benützten Netzes (z.B. TIWAG-Netz, VKW-Netz, Verbundnetz, etc.), der Netzebene, der Leistung und Leistungschwankungen und der Arbeit keine exakten Netzgebühren ermittelt werden. Diese Angaben und auch die der ÖBB unmittelbar bekannten Netzkosten (aufgrund ihrer bisherigen Stromeinkäufe) wurden von der ÖBB nicht bekannt geben.
Unter Berücksichtigung der deutlich niedrigeren Netzgebühren auf der höheren Netzebene der ÖBB (hohe Spannung, übergeordnetes Netz, keine Endverteilleitungen) im Vergleich zum Endverbraucher (Haushalt) werden diese Kosten in der Größenordnung mit 20 Euro/MWh abgeschätzt.
Zuschläge:
Die weiteren Eingangs angeführten Zuschläge sind
vergleichsweise unbedeutend und werden summarisch mit einem
2 Euro/MWh abgeschätzt.
Gesamte Stromkosten:
Unter Ansatz von Leitungs- und Umspannungsverlusten bei der Umwandlung des zugekauften Stromes auf Bahnstrom von 10 % ergibt sich für die Ersatzstrombeschaffung ein plausibler abgeschätzter Preis von 40 + 20 + 2 = 62 + 10 % = 68 Euro/MWh bzw. 0,936 ATS/kWh bzw. für 5,94 Mio. kWh ein Arbeitsverlust von 5,56 Mio. ATS (= 404.000 EUR) pro Jahr. Im Vergleich dazu betrug die Angabe der ÖBB aus dem Jahre 1997 0,865 ATS/kWh, das ist um ca. 8 % weniger. In Anbetracht der Unschärfen bei der Abschätzung der Kosten der Ersatzstrombeschaffung und unter Berücksichtigung, dass nach aktuellem Stand der Strompreis längerfristig gleich bleibt bzw. sogar noch gering sinkt, während 1997 von einer Steigerung zumindest entsprechend der allgemeinen Inflation ausgegangen wurde, ka
