Präsentation

Report
Rechtliche Möglichkeiten der
Marktheranführung von Biogasanlagen
Otto Kalab, 13. Oktober 2014
Inhalt
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Die Energiewende ist Realität
Biogas kann vielfältig genutzt werden
Rechtliche Rahmenbedingungen für Ökostrom,
Netzeinspeisung und Kraftstoff
Der Ausgleichs- und Regelenergiemarkt wächst
Strompreisbildung und Marktentwicklung
Pooling von Regelenergie
EU fordert Nachhaltigkeitsregeln für Biogas
Der österreichische Gasmarkt
Fazit
Die Energiewende ist Realität
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Europaweit stehen Energieeffizienz und der weitere Ausbau
erneuerbarer Energien im Fokus.
Optimaler Energiemix der Zukunft ist für den Wirtschaftsstandort in
mehrfacher Hinsicht von besonderer Bedeutung:
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Ein geordneter und planbarer Umstieg auf erneuerbare Energieträger verbessert
die Versorgungssicherheit,
schafft regionale Wertschöpfung und damit heimische Arbeitsplätze,
bietet attraktive Exportchancen für die Wirtschaft und
hat positiven Einfluss auf die Umwelt.
Aber: konkurrierende wirtschaftspolitische Ziele, wie wettbewerbsfähige Energiepreise (insbesondere für die exportorientierten
Unternehmen) dürfen nicht vernachlässigt werden.
Stromerzeugungsanteile in der EU
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13 % Anteil
Erneuerbarer an der
Stromerzeugung
(ohne Wasserkraft)
Davon Biogas 1 %
Rund 56,7 % der
Anlagen in Europa
erzeugten Biogas aus
landwirtschaftlichen
Reststoffen
Mülldeponien
produzieren 31,3 %
und Kläranlagen 12 %
Quelle: ENTSO-E
Biogas kann vielfältig genutzt werden
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Die Ökostromerzeugung aus Biogas ist in den Jahren 2002 bis 2008
rasant gewachsen.
Von knapp 100 Anlagen mit 12,2 MW Leistung und etwa
75 GWh Erzeugung im Jahr 2002 auf etwa 291 Anlagen mit einer
Leistung von 82,5 MW und einer Erzeugung von 554 GWh im Jahr
2012
Biogas trägt zu 1 Prozent zum Stromaufkommen in Österreich bei.
Wesentlicher Vorteil der Biogasnutzung gegenüber Wind und Sonne
ist die planbare und kontinuierliche Erzeugung.
Mit der Biomethaneinspeisung eröffnen sich zusätzliche Chancen
für die Biogasnutzung.
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Erzeugung und Verbrauch können regional entkoppelt und alle Technologien
genutzt werden
Ökostromerzeugung in zentralen oder dezentralen Anlagen über die Verwendung
in KWK oder Feuerungsanlagen bis hin zur Nutzung als Treibstoff
Entwicklung der Vertragsverhältnisse
2003 bis 2013
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013
Entwicklung der Ökostrom-Einspeise-Mengen
2002 bis 2013
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013
Entwicklung der Ökostrom-Vergütungsvolumen
2003 bis 2012 (inklusive Marktwert)
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013
Biogasanlagen mit Vertragsverhältnis zur OeMAG
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013
Regionale Verteilung von Biogasanlagen
nach Engpassleistung
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013
Das Ökostromgesetz 2012 (1)
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§ 4 - 200 MW mengenmäßiges Ausbauziel für Biomasse und
Biogas für den Zeitraum 2010 bis 2020
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§ 23 - jährliches Unterstützungsvolumen 10 Mio. Euro
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soweit eine nachweisliche Verfügbarkeit der eingesetzten Rohstoffe
gegeben ist
3 Mio. Euro davon sind für Ökostromanlagen auf Basis fester Biomasse mit
einer Engpassleistung bis 500 kW reserviert.
Die aktuellen Einspeisetarife liegen laut Ökostrom-VO 2012 je nach
Anlagengröße zwischen 12,93 und 19,50 Cent/kWh.
Voraussetzung: Einsatz von tierischem Wirtschaftsdünger mit einem
Masseanteil von mindestens 30 %
Bei Einsatz von anderen als rein landwirtschaftlichen SubstratEinsatzstoffen werden die Einspeisetarife um 20 % reduziert.
§ 12 - Brennstoffnutzungsgrad bzw. gesamtenergetischer
Nutzungsgrad muss mindestens 60 % erreichen
Quelle: RIS Ökostromgesetz 2012; Ökostromverordnung 2012
Das Ökostromgesetz 2012 (2)
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§ 16 - Allgemeine Kontrahierungspflicht der OeMAG für feste und
flüssige Biomasse oder Biogas beträgt 15 Jahre
§ 17 - Reduzierte Einspeisetarife nach Ablauf der
Kontrahierungspflicht für bestimmte rohstoffabhängige Anlagen
§ 21 - Technologie- oder KWK-Bonus in Höhe von 2 Cent/kWh für
Biogasanlagen, in deren Verstromungsanlage mindestens 50 % auf
Erdgasqualität aufbereitetes Biogas eingesetzt wird oder welche
die Effizienzkriterien nach dem KWK-Gesetz erfüllen. § 20 - Die
Tarife haben sich an den durchschnittlichen Produktionskosten von
kosteneffizienten Anlagen, die dem Stand der Technik
entsprechen, zu orientieren.
Die Tarife können weitere Differenzierungen, etwa nach der
Engpassleistung, der Jahresstromproduktion (Zonentarifmodell)
oder nach anderen besonderen technischen Spezifikationen
enthalten. Eine zeitliche Unterscheidung nach Tag/Nacht und
Sommer/Winter ist zulässig.
Quelle: RIS Ökostromgesetz 2012; Ökostromverordnung 2012
Entwicklung der Einspeisetarife für Biogas
2003 - 2013
Einspeisetarife 2003 und 2009
Einspeisetarife 2011 und 2010
Einspeisetarife-VO 2012
Einspeisetarife-VO 2013
Entwicklung der Durchschnittsvergütung und des
Marktpreises von 2003 bis 2013
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013
Entwicklung des Marktpreises von 2003 bis 2014
Quelle: E-Control Marktpreisentwicklung
Rechtliche Rahmenbedingungen
für die Biogas-Netzeinspeisung (1)
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Die Erdgasbinnenmarkt-Richtlinie 2003/55/EG stellt sicher, dass
Biogas europaweit in Gasnetze eingespeist werden darf.
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Das Gaswirtschaftsgesetz verpflichtet Verteilnetzunternehmen,
Erzeuger von biogenen Gasen an ihr Netz anzuschließen.
Das einzuspeisende Biogas muss aber den in den „Allgemeinen
Verteilernetzbedingungen“ definierten Qualitätsanforderungen
entsprechen.
Eine Alternative zur Einspeisung in das öffentliche Gasnetz ist die
Errichtung von Direktleitungen und lokalen Biogasnetzen.
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Wer in Österreich Biogas einspeisen will, kann dazu entweder das bestehende
Erdgasnetz nutzen oder ein lokales Gasnetz (Mikronetz) aufbauen.
Diese können ergänzend zu bereits vor Ort vorhandenen Erdgasnetzen errichtet
werden.
Neben dem Netzzugang bzw. der Qualität von Biogas müssen bei
der Errichtung einer Biogasanlage weitere bundes- und
landesrechtliche Richtlinien und Regelwerke berücksichtigt
werden.
Quelle: Erdgas-Binnenmarkt RL 2003; Gaswirtschaftsgesetz 2012
Rechtliche Rahmenbedingungen
für die Biogas-Netzeinspeisung (2)
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Die ÖVGW Richtlinie G31 (Österreichische Vereinigung für das
Gas- und Wasserfach) definiert:
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Qualitätsanforderungen, die einen sicheren Transport innerhalb des
österreichischen Gasnetzes gewährleisten sollen.
Schreibt die brenntechnischen Daten des Gases fest.
Die angeführten Qualitätskriterien richten sich nach den Eigenschaften des
importierten Gases.
Die ÖVGW Richtlinie G33 (G B220) ist für die Einspeisung von
Biogas aus regenerativen Prozessen in die Gasnetze der
Gasnetzbetreiber anzuwenden
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In der Richtlinie wird die Qualität von regenerativen Gasen und die
Qualitätsüberwachung als Voraussetzung für die Einspeisung definiert.
Quelle: ÖVGW G31; ÖVGW G33 (G B220)
Gereinigtes Biogas als Kraftstoff
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Biogas kann in normalen Erdgasfahrzeugen als Treibstoff
eingesetzt werden
Voraussetzung ist die Aufbereitung auf Erdgasqualität
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Aufgrund fehlender infrastruktureller Einrichtungen, sind die Mengen des
im Verkehrssektor eingesetzten Biogases nur gering
Wegen der hohen Aufbereitungskosten und der sonst begrenzten
Verteilungsmöglichkeit werden derzeit nur geringe Mengen an Biogas an
dezentralen Biogastankstellen an Fahrzeuge abgegeben
§ 3. (1) Z.5 Kraftstoff-VO 2012
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Die im Großhandel oder Kleinverkauf angebotenen Kraftstoffe aus Erdgas
und Biomethan sowie Mischprodukten aus Erdgas und Biomethan haben den
Spezifikationen gemäß Anhang V zu entsprechen
Quelle: Kraftstoff-VO 2012
Der Ausgleichs und Regelenergiemarkt wächst
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Die voranschreitende Liberalisierung des Strommarktes und die
schwerer prognostizierbare Last durch den vermehrten Einsatz
erneuerbarer Energieträger, insbesondere von Wind und Sonne,
erfordert einen erhöhten Reservekapazitätsaufwand bei AusgleichsRegelenergie.
Damit steigen die Netzrisiken und Kosten für die Ausgleichs- und
Regelenergie
Auf Grund der hohen Preisvolatilität bei den
Ausgleichsenergiepreisen und am Intradaymarkt drängen immer
mehr Erzeuger in dieses Marktsegment wobei hier besonders
strenge rechtliche und technische Zugangskriterien bestehen.
Potentielle Interessenten sind:
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Direktvermarkter von EEG Mengen
industrielle Eigenanlagen
Erzeuger mit geringerer Flexibilität (z.B. thermische Kraftwerke) sowie
Erzeuger mit hoher Flexibilität (z.B. Pumpspeicher, Laufwasser mit Rückstau,
Gaskraftwerke).
Rechtliche Grundlagen für den
Ausgleichs- und Regelenergiemarkt
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1) Europarechtliche Grundlagen
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2) Nationale Grundlagen
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Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über gemeinsame Vorschriften für den
Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG
und
die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates über die
Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung
(EG) Nr. 1228/2003
Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG)
Regelungen über Systemnutzungsentgelte finden Sie in der jeweils gültigen SystemnutzungsentgelteVerordnung (SNE-VO).
Andere Grundlagen:
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Die Allgemeinen Netzbedingungen regeln in Ergänzung der zwingenden gesetzlichen und behördlichen Vorgaben
die Rechtsverhältnisse der APG bezüglich Netzanschluss und Netznutzung bzw. Netzverbund und
Netzkooperation.
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Die Technischen und Organisatorischen Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen (TOR) stellen ein
mehrteiliges und umfassendes nationales technisches Regelwerk dar, welches von der E-Control in
Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern erarbeitet wurde. Der Inhalt dieses Werks richtet sich an die Betreiber
aller Übertragungs- und Verteilernetze sowie an sämtliche Netzbenutzer.
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Operation Handbook der ENTSO-E RG CE (Regional Group Continental Europe) ist die aktuelle Sammlung der
Grundsätze und Regeln für den Betrieb des kontinentaleuropäischen Synchrongebietes.
Abgrenzung von Regel- zu Ausgleichsenergie
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Was ist Regelenergie?
Elektrische Energie kann in den Übertragungs- und Verteilnetzen nicht gespeichert
werden
Einspeisungen und Entnahmen müssen daher innerhalb jeder Regelzone und zu
jedem Zeitpunkt im Gleichgewicht sein.
Kurzfristige Abweichungen führen zu Abweichungen der Nennfrequenz von 50 Hz
Um Black-Out‘s zu vermeiden müssen zusätzliche Einspeisungen bzw. Entnahmen
kurzfristig sichergestellt werden.
Der Regelzonenführer muss daher auf Kraftwerksreserven zurückgreifen können,
welche im Anforderungsfall in der nachfolgend angegebenen Reihenfolge
automatisch bzw. manuell abgerufen werden
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Primärregelung (PRL)
Sekundärregelung (SRL)
Tertiärregelung (TRL)
Was ist Ausgleichsenergie?
Ausgleichsenergie ist die Differenz zwischen dem vereinbarten Fahrplanwert und
dem tatsächlichen Bezug oder der tatsächlichen Lieferung der Bilanzgruppe
innerhalb einer Messperiode
Entwicklung der effektiven Ausgleichsenergiekosten
von 2003 bis 2013
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013
Der Regelenergiemarkt
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Für eine stabile Netzfrequenz ist ein Gleichgewicht zwischen
Erzeugung und Verbrauch unbedingt und jederzeit erforderlich.
Abweichungen von diesem Gleichgewicht, die z. B. durch
Kraftwerksausfälle oder unerwartete Verbrauchsänderungen
verursacht werden können, müssen permanent durch Aktivierung von
Kraftwerksleistung kompensiert werden.
Die Aktivierung muss in beide Richtungen (höhere/verminderte
Erzeugung) möglich sein.
Die Austrian Power Grid (APG) ist als Regelzonenführer für die
Beschaffung und Aktivierung der benötigten Kraftwerksleistung in der
Regelzone APG verantwortlich.
Seit 2012 erfolgt in der Regelzone APG die Beschaffung der
benötigten Regelleistung einheitlich durch APG mittels regelmäßiger
Ausschreibungen.
An diesen Ausschreibungen kann jeder Marktteilnehmer, der
bestimmte technische Bedingungen erfüllt und einen entsprechenden
Rahmenvertrag unterzeichnet hat, teilnehmen.
Quelle: APG - Netzregelung
Vorhaltung von Regelenergie
Quelle: E-Control Marktbericht 2014
Entwicklung des Regelenergiemarktes
von 2013 bis 2014
Quelle: APG-Preisbericht Regelenergiemarkt
Die Primärregelung
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Primärregelleistung wird
dezentral in Kraftwerken zur
Stabilisierung der
Netzfrequenz bereitgestellt
Ein auftretendes
Ungleichgewicht zwischen
Erzeugung und Verbrauch
muss innerhalb weniger
Sekunden automatisch durch
entsprechende Aktivierung
(Regelung) kompensiert und
damit die Frequenz stabilisiert
werden
Im kontinentaleuropäischen
Netz wird eine
Primärregelleistung von +/3000 MW ständig
bereitgehalten
Die von der Regelzone APG
vorzuhaltende
Primärregelleistung beträgt
größenordnungsmäßig etwa
+/-70 MW
Quelle: APG - Primärregelung
Die Sekundärregelung
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Die Sekundärregelung wird
automatisch aktiviert, damit
die Primärregelung entlastet
und frei wird, um ihre Funktion
zum Netzausgleich wieder
erfüllen zu können.
Die Sekundärregelung wird
dann aktiviert, wenn die
Beeinflussung des Netzes
länger als 30 Sekunden dauert
oder angenommen wird, dass
sie länger als 30 Sekunden
dauern wird.
Das erforderliche Ausmaß der
Sekundärregelung ist abhängig
von der Größe der Regelzone
und der Verfügbarkeit von
Kraftwerken in der Regelzone.
Die Sekundärregelung muss in
der Lage sein, den Ausfall des
größten Kraftwerksblocks in
der Regelzone auszugleichen.
Quelle: APG - Sekundärregelung
Die Tertiärregelung
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Sollte die Abweichung der
Regelzone länger als 15
Minuten dauern, wird die
Tertiärregelleistung aktiviert.
Die Tertiärregelung dient der
Entlastung der
Sekundärregelung, damit diese
wieder frei wird, um im
Bedarfsfall die Primärregelung
zu unterstützen bzw. wieder
verfügbar zu machen.
Die Tertiärregelung kann
automatisch oder manuell
aktiviert werden. In der
Regelzone APG erfolgt bei der
Tertiärregelung ein manueller
Abruf.
Quelle: APG – Tertiärregelung, APG - Deltaregelzone
Teilnahme von Ökostromanlagen
am Regelenergiemarkt
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Geförderte Ökostromanlagen können aufgrund der derzeitigen
Rechtslage nicht am Regelenergiemarkt in Österreich teilnehmen.
Ökostromanlagen, die nicht in das Förderregime der OeMAG
fallen, können am Regelenergiemarkt grundsätzlich teilnehmen,
wenn sie die technischen Bedingungen
(Präqualifikationsbedingungen) der APG erfüllen.
Erzeugungseinheiten, die Tertiärregelleistung bereithalten,
können daneben beliebige Fahrplan- und auch Reservelieferungen
durchführen.
Es muss jedoch gewährleistet sein, dass zu jedem Zeitpunkt das
vereinbarte Tertiärregelband nachweislich frei verfügbar ist.
Ausgehend vom aktuellen Arbeitspunkt muss jederzeit sowohl
eine Leistungserhöhung als auch Leistungsverminderung im
vereinbarten Umfang und mit vereinbarter Qualität möglich sein.
Ausschreibungen der Tertiärregelleistung
in der Regelzone APG (1)
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Die Ausschreibung von Tertiärregelleistung mit Leistungspreis
("Marketmaker-Ausschreibung") erfolgt für das kommende
Wochenende (Samstag und Sonntag) sowie – getrennt – für die
Folgewoche von Montag bis Freitag.
Innerhalb dieser 2 Ausschreibungszeiträume werden 6
Produktzeitscheiben unterschieden für die einzeln geboten
werden kann.
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0-4 Uhr, 4-8 Uhr, 8-12 Uhr, 12-16 Uhr, 16-20 Uhr, 20-24 Uhr
Weiters gibt es eine kurzfristigere Ausschreibung, in der kein
Leistungspreis für die vorgehaltene Tertiärregelleistung bezahlt
wird ("Day-ahead-Ausschreibung").
Hier gibt es für jeden einzelnen Tag die 6 verschiedenen
Produktzeitscheiben, in denen unterschiedliche Arbeitspreise
geboten werden können.
Quelle: APG - Ausschreibungen
Ausschreibungen der Tertiärregelleistung
in der Regelzone APG (2)
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Ausgeschriebene Menge
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Mindest- und Maximalgebot
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Je Anbieter und Zeitintervall kann ein Block zwischen 10 MW und 50 MW
angeboten werden. Es können nur ganze MW angeboten werden. Es sind positive
und negative Arbeitspreise zulässig.
Zuschlagsverfahren
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Üblicherweise beträgt der Bedarf an Tertiärregelleistung in der Regelzone APG
durchgehend:
+280 MW (Leistungserhöhung, d. h. Anbieter liefert an Netz)
-125 MW (Leistungsreduktion, d. h. Anbieter entnimmt Energie aus dem Netz)
In der Marketmaker-Ausschreibung erhalten die Angebote mit dem niedrigsten
Leistungspreis den Zuschlag. Bei Gleichheit erhält das zuerst abgegebene Angebot
den Zuschlag.
Abruf
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Die Erbringung von Tertiärregelenergie erfolgt ausschließlich auf Abruf von APG
und erfolgt dann mindestens für eine Dauer von 15 Minuten. Diese Mindestlaufzeit
gilt jedoch nicht zum Ende der Produktzeitscheibe, da in diesem Fall der Abruf
zeitgleich mit der Produktzeitscheibe endet.
Abgerufene Anbieter erhalten den von ihnen gebotenen Preis in Euro pro
Megawattstunde (bei Lieferung von Energie) bzw. bezahlen den von ihnen
gebotenen Preis (bei Entnahme von Energie aus dem Netz).
Quelle: APG - Ausschreibungen
Aktuelle Preise im Regelenergiemarkt
Quelle: E-Control Marktbericht 2014
Preisbildung auf dem europäischen Strommarkt
Quelle: A.T. Kearney
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Preisbildung aus
Angebots- und
Nachfragekurve
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Grenzkosten
bestimmen
Strompreis
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Stark von
Brennstoffkosten und CO2Zertifikaten
abhängig
Strom – Börsepreise nach Angebot und Nachfrage
Quellen:
www.exaa.at
www.epexspot.com
Aktuelle Preise am Day-Ahead-Markt
Quelle: E-Control Marktbericht 2014
Regelenergiepool der Lechwerke AG
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Beim 3. Marktforum Regelenergie wurde die geplante Einführung
eines Viertelstundenmarktes diskutiert sowie das Pooling-Konzept
der Lechwerke AG vorgestellt.
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Die Vorteile der Abwicklung durch einen Partner liegen:
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in der vorhanden Infrastruktur für die Kommunikation (Marktzugang,
Rahmenverträge, Telekommunikation, Fahrplanmanagement,
Datenarchivierung,…)
dem langjährigen Know-How bei der Preisfindung am Regelenergiemarkt
der raschen Umsetzung der Präqualifikation der technischen Einheiten
der Streuung der Gebote und
dem Schutz bei Ausfällen
Quelle: APG – Marktforum Regelenergie
EU fordert Nachhaltigkeitsregeln für Biogas
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Um einem Wildwuchs nationaler Regelungen vorzubeugen, plant die Europäische Kommission
EU-weit einheitliche Nachhaltigkeitskriterien für Biogas und feste Biomasse.
Rohstoffe, die auf das EU-Ziel zur Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien angerechnet
werden kann, sollen künftig gegenüber fossilen Kraftstoffen wenigstens 60 % Treibhausgase
einsparen.
Mit dem Konzept will die Kommission Innovation und Effizienzsteigerungen fördern,
Investitionen in Anlagen mit geringem Einsparungspotential hingegen bremsen.
Ferner setzt die Kommission auf eine vereinheitlichte Berechnungsmethode für den
Treibhausgasausstoß und eine Liste von Normwerten für unterschiedliche Herstellungswege.
Altanlagen nicht betroffen
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Ein kommissionsinterner Entwurf definiert zusätzliche Auflagen für neue Biogasanlagen und für
Elektrizitätserzeuger mit einer Kapazität von mehr als 1 Megawatt (MW) und Wärmekraftwerke mit einer
Kapazität über 2,5 MW.
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Bestehende Biogasanlagen wären ausdrücklich nicht betroffen, um Planungssicherheit zu gewährleisten.
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Mit dem Konzept will die Kommission Innovationen und Effizienzsteigerungen fördern, Investitionen in Anlagen
mit geringem Einsparungspotential hingegen bremsen.
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Vorgesehen ist eine Vereinheitlichung der Berechnungsmethode für den Treibhausgasausstoß und eine Liste von
Normwerten für unterschiedliche Herstellungswege.
Quelle: EU Nachhaltigkeitsrahmen (Agrar heute)
Erdgasbilanz 2011 – 2013
Quelle: E-Control Marktbericht 2014
Speicherkapazitäten in Österreich 2013
Quelle: E-Control Marktbericht 2014
Transit- und Fernleitungen in den
3 Regelzonen Österreichs
Entwicklung der Energieforschungsausgaben für
Bioenergie (2011 ‐2013)
Quelle: Energieforschungserhebung 2013
Fazit
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Rechtliche Möglichkeiten der Marktheranführung von Biogas sind noch
nicht ausgeschöpft
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Hohe rechtliche, technische und wirtschaftliche Eintrittsbarrieren für
den Regelenergiemarkt
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Zeitliche Splittung der Einspeisetarife nach Tag- und Nachtentgelten für die
Ökostromeinspeisung
Ausschluss für Anlagen im Ökostromregime
Hohe Preisvolatilität erschwert Kalkulation
Eintritt nur mit Partnern ev. über Pooling
Forschung und Entwicklung intensivieren
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Reduktion der Erzeugungskosten durch:
Neue Einsatzstoffe (Substrate aus Grüner Tonne, …)
Mit Bedarf abgestimmte Betriebsweise (Speicher, …)
Weitere Infos
WKO Oberösterreich
Hessenplatz 3, 4020 Linz
Ing. Otto Kalab MSc
Wirtschaftspolitik und Außenhandel
Energiewirtschaft und Energietechnik
Tel.
05 - 90 909 – 34 60
Fax.
05 – 90 909 – 34 49
Mail
[email protected]
WEB
wko.at/ooe/energie
Vielen Dank für Ihr Interesse!

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