Die E-Control will Österreichs Netztarife stärker an Leistung und Flexibilität ausrichten. Welche Lösungen dafür technisch bereits bereitstehen, zeigen Großbatterien, Energiemanagement und bidirektional nutzbare Elektroautos. Der Blick nach China macht deutlich, wie aus diesen Einzelteilen ein Stromsystem werden kann.
Mittags fällt der Strompreis ins Bodenlose, am Abend wird dieselbe Kilowattstunde wieder wertvoll. Photovoltaikanlagen liefern Überschüsse, während wenige Stunden später fossile Kraftwerke den Preis bestimmen. Das Problem des künftigen Strommarktes ist damit nicht nur die verfügbare Energiemenge. Es ist der Zeitpunkt.
Strompreise: zurück vom Krisenniveau, aber nicht in die alte Welt
Michael Strebl zeichnete bei der Pressekonferenz der E-Control die Entwicklung des gewichteten Bestandskundenpreises nach: Vor der Energiekrise lag er bei rund 18 Cent je Kilowattstunde netto, Anfang 2023 bei etwa 23 Cent. Danach sank er auf rund 16 Cent und liegt heute zwischen 13 und 14,5 Cent. Günstige Angebote sind laut Strebl bereits knapp über 10 Cent erhältlich.
Auch am Großhandelsmarkt zeigt sich die Bewegung. Der Day-ahead-Baseload lag im Jänner bei rund 114 Euro je Megawattstunde, sank im Mai auf etwa 70 Euro und stieg zuletzt wieder auf rund 107 Euro. An einzelnen Wochenenden und am 1. Mai waren die Preise zeitweise nahezu durchgehend negativ.
Strebl stellte dabei klar: „Der Erneuerbaren-Ausbau wirkt nachweislich dämpfend auf die Strompreise.“ Im Sommer entkoppeln sich Strom- und Gaspreise zunehmend, weil mehr erneuerbare Erzeugung im System ist. Im ersten und vierten Quartal bleibt der Strompreis hingegen stärker an fossile Gaskraftwerke gekoppelt.
Wenn Hitze zur Flaute wird
Viel Sonne garantiert allerdings noch keine entspannte Versorgungslage. Strebl sprach von einer „Hitzeflaute“: Bei hohen Temperaturen sinkt der Wirkungsgrad der Photovoltaik, bei Trockenheit liefert die Wasserkraft weniger, zugleich steigt der Strombedarf für Kühlung. Am Nachmittag geht die PV-Produktion zurück, während Klimaanlagen hochfahren. Erzeugung runter, Verbrauch rauf, Preis rauf.
Zusätzlich können thermische Kraftwerke Probleme mit zu warmem Kühlwasser bekommen. Strebl verwies auf Belgien, wo Kernkraftwerke vom Netz genommen werden mussten, und auf Leistungsreduktionen in Frankreich. Solche Wetterlagen können daher nicht nur teuer, sondern auch versorgungskritisch werden.
SNAP am Tag, Wintertarif in der Nacht
Die E-Control will Verbrauch deshalb stärker in jene Stunden lenken, in denen Strom und Netzkapazität verfügbar sind. Der Sommer-Niederarbeitspreis SNAP ist vom 1. April bis 30. September zwischen 10 und 16 Uhr vorgesehen. Das Winter-Pendant soll vom 1. Oktober bis 31. März zwischen 22 und 4 Uhr wirken.
Im Sommer können Warmwasserbereitung, Wärmepumpe, Heimspeicher und andere verschiebbare Lasten den Solarüberschuss nutzen. Im Winter sollen dieselben Verbraucher bevorzugt in schwach belasteten Nachtstunden arbeiten. Haber nannte außerdem vertragliche Steuerungsmodelle: Wer seinen Netzbezug vorab vereinbart zeitweise reduzieren lässt – etwa zweimal zwei Stunden täglich –, soll günstigere Netzentgelte erhalten können.
Für steuerbare Anlagen wird eine Mindestleistung von fünf Kilowatt diskutiert. Als Beispiel beschrieb Haber eine Wärmepumpe mit eigenem Zähler, die in definierten Morgen- und Abendfenstern pausiert und dennoch rund 16 Stunden pro Tag für die Wärmeerzeugung zur Verfügung hat. Auf Komfort soll also nicht verzichtet werden. Verschoben wird nur der Zeitpunkt.
Der Überbegriff lautet Energiemanagement. Haber verwies dazu auf Förderungen des Wirtschaftsministeriums für Haushalte und Betriebe. Für die Elektrotechnik entsteht daraus eine zentrale Aufgabe: Elektriker müssen PV-Anlage, Wärmepumpe, Speicher, Smart Meter und steuerbare Verbraucher nicht nur anschließen, sondern zu einem funktionierenden System verbinden. Haber betonte ausdrücklich, dass die neuen Möglichkeiten bis zu den Elektrikern getragen werden müssen, damit sie ihre Kunden entsprechend ausstatten können.
Gewerbebetriebe: Die Spitze bekommt einen Preis
Für große Industrie- und Gewerbekunden ist die Leistungsmessung nicht neu. Strebl formulierte es im O-Ton:
„Alle, die jetzt schon leistungsmäßig sind im Industrie- und Gewerbebereich, sind ja davon positiv betroffen, weil für die ist das System nichts Neues und die Leistungspreise sinken.“
Komplexer wird es bei mittleren Betrieben. Eine Tischlerei kann hohe Spitzen, zugleich aber einen hohen Gesamtverbrauch haben. Der sinkende Arbeitspreis kann den höheren Leistungsanteil teilweise ausgleichen. Bei einer Autolackiererei wiederum stellt sich die Frage, ob mehrere Lackierstraßen gleichzeitig anlaufen müssen. Strebls Botschaft: Wer Spitzen verursacht, treibt den Netzausbau; wer sie über Energiemanagement glättet, kann seine Kosten beeinflussen.
25 Gigawatt Speicher – zumindest auf dem Papier
Auch Großbatterien sollen Flexibilität liefern. Österreich verzeichnet laut Haber Netzanschlussanfragen über bis zu 25 Gigawatt. Dem steht ein von der E-Control erwarteter Bedarf von drei bis fünf Gigawatt in den kommenden zehn Jahren gegenüber.
Die Zahl ist deshalb zu relativieren. Investoren fragen teils bei mehreren Netzbetreibern oder an mehreren Anschlusspunkten für dasselbe Projekt an. Nicht jede Anfrage wird gebaut, nicht jedes Projekt erhält einen positiven Business Case. Für eine mögliche Netzentgeltbegünstigung zählt zudem, ob ein Speicher am richtigen Ort und in einer netzdienlichen Betriebsweise eingesetzt wird.
Aus Sicht der Redaktion sind die 25 Gigawatt daher weniger Ausbauprognose als Fieberthermometer für das Investoreninteresse. Entscheidend wird sein, ob sich wirtschaftlicher Betrieb und Systemnutzen decken.
Vom Batteriecontainer zur Batterie auf Rädern
Damit ist die Flexibilitätsfrage aber noch nicht zu Ende erzählt. Denn Speicher stehen künftig nicht nur als Container neben Umspannwerken. Ein beträchtlicher Teil könnte bereits auf Parkplätzen und in Garagen vorhanden sein.
Ex-VW-Konzernchef Herbert Diess verweist im „Move – New Mobility Podcast“ auf das Missverhältnis zwischen Batteriekapazität und Alltagsnutzung: Elektroautos besitzen häufig Reichweiten von 400 bis 500 Kilometern, werden täglich aber nur rund 30 bis 35 Kilometer bewegt. Die meiste Kapazität steht ungenutzt herum.
Vehicle-to-Home kann diese Reserve für das eigene Gebäude nutzen, Vehicle-to-Building für größere Immobilien. Vehicle-to-Grid macht das Auto schließlich zum Teilnehmer am Strommarkt. Es lädt bei niedrigen Preisen und gibt Energie bei höherem Bedarf wieder ab.
Österreich: V2H ist da, V2G steckt noch fest
Kurt Leonhartsberger vom V2G Network beurteilt Vehicle-to-Home mit ausgewählten Fahrzeugen und geeigneter Hardware als bereits machbar. Die Ladetechnik ist allerdings noch vergleichsweise teuer; Leasingfahrzeuge, Herstellerfreigaben, Software und die Kombination unterschiedlicher Komponenten können die Umsetzung erschweren.
Neben Moon Power arbeiten auch EVEMS aus Böheimkirchen und Sigenergy an vergleichbaren Lösungen und konkreten Anwendungen.
Bei Vehicle-to-Grid kommen Stromkennzeichnung und Netzentgelte hinzu. Lädt ein Aggregator Strom aus dem Netz in das Fahrzeug, fallen Netzkosten an. Beim späteren Rückverkauf muss die Preisdifferenz laut Leonhartsberger mindestens rund zehn Cent betragen, um diese Belastung wieder hereinzuspielen – ein Spread, der nicht regelmäßig verfügbar ist.
Das im Mai 2026 veröffentlichte Papier „D3.2 NutzerInnen-orientierte Use-Cases“ des V2G Network fasst die möglichen Anwendungen von bidirektionalem Laden von PV-Überschussnutzung und flexiblen Tarifen über Spitzenlastreduktion und Blackout-Vorsorge bis zu Stromhandel, Regelenergie und Energy Sharing zusammen. Sein kurzes Fazit: V2G ist technisch und teilweise wirtschaftlich machbar, der Markt bleibt aber von proprietären Gesamtsystemen, begrenzter Interoperabilität und festen Bindungen an einzelne Aggregatoren geprägt. Für Österreich ist ein breites kommerzielles Angebot noch nicht absehbar. (Quelle: V2G Network, „D3.2 NutzerInnen-orientierte Use-Cases“, Mai 2026)
Was China anders macht
Genau an dieser Stelle wird der Blick nach China interessant. Während Europa noch versucht, Fahrzeug, Wallbox, Energiemanagement und Vermarktung zu einem offenen System zu verbinden, plant China laut dem Ökonomen Dirk Specht Energie-, Industrie-, Mobilitäts- und Netzpolitik gemeinsam.
Eine zentrale Rolle spielt der Kapazitätsmarkt. Bezahlt wird dabei nicht nur tatsächlich gelieferter Strom, sondern auch die verlässlich verfügbare Leistung. Das schafft ein Geschäftsmodell für Speicher, die nicht bloß zwei bis vier teure Abendstunden überbrücken, sondern Energie über acht (!) Stunden bereitstellen können.
Specht beschreibt die Logik so: Wer nur Preisunterschiede nutzt, glättet einzelne Spitzen. Wer Kraftwerke ersetzen will, braucht länger verfügbare Kapazität sowie digitalisierte Netze und Leistungselektronik. China verknüpft diese Elemente und schafft damit einen Markt für Bereitschaft – nicht nur für Kilowattstunden.
Aus Sicht der Redaktion liegt darin die eigentliche Lektion für Europa: China muss weder politisch noch regulatorisch kopiert werden. Aber Speicher, Netze, Elektromobilität und Marktregeln dürfen nicht länger wie voneinander unabhängige Projekte behandelt werden.
Vom flexiblen Speicher zum gewaltigen Verbraucher
Wie dringend ein solcher Systemblick wird, zeigt die andere Seite des Strommarktes. Nicht nur Millionen kleiner Geräte und Batterien müssen integriert werden. Auch einzelne neue Verbraucher erreichen Dimensionen, die bisher ganzen Industriestandorten vorbehalten waren.
Beim geplanten Google-Rechenzentrum in Oberösterreich ist nach den Angaben in der Pressekonferenz in zwei Ausbaustufen von 150 beziehungsweise 500 Megawatt Anschlussleistung die Rede. Alfons Haber reagierte darauf gelassen: Die Anschlussmöglichkeiten seien in Oberösterreich vorhanden; auch Verbraucher mit mehr als einer Terawattstunde Jahresbedarf seien in den Versorgungssicherheitsszenarien berücksichtigt. Energetisch seien solche Mengen ebenso möglich wie der Netzanschluss leistungsmäßig.
Damit wird das Projekt zum Praxistest für genau jene neue Marktlogik, über die zuvor gesprochen wurde: Wo große flexible oder dauerhaft hohe Lasten entstehen, müssen Netzausbau, Erzeugung, Speicher und Steuerung gemeinsam gedacht werden.
Regeln allein speichern noch keine Kilowattstunde
Österreich beginnt, den Strommarkt auf Leistung, Zeitfenster und Flexibilität auszurichten. Die E-Control beschreibt dafür den regulatorischen Rahmen. Großbatterien, Energiemanagement und bidirektional nutzbare Fahrzeuge zeigen, mit welchen Technologien dieser Rahmen gefüllt werden könnte.
Aus Sicht von Experten, mit der das i-Magazin sprach, muss der nächste Schritt darin bestehen, aus technischen Möglichkeiten belastbare Geschäftsmodelle zu machen – offen, interoperabel und ohne doppelte Kostenhürden. Denn der Strom der Zukunft ist längst da. Was noch fehlt, ist ein Markt, der im richtigen Moment das Richtige mit ihm macht.