Am Anfang steht ein Bekenntnis – und eine Warnung. Das ElWG soll Österreichs Stromsystem fairer, digitaler und planbarer machen. Hinter den Paragrafen stecken heikle Entscheidungen: Wer trägt welche Netzkosten? Wie werden Speicher belohnt? Was heißt „systemdienlich“ – in Euro, am Zählpunkt? Genau an dieser Nahtstelle zwischen Anspruch und Alltag setzt die politische Kommunikation an: Schnelligkeit ist verführerisch, doch tragfähige Lösungen brauchen Takt und Teamplay. Erst am Ende zeigt sich, ob Freigrenzen, Leistungstarife und saubere Datenflüsse die Balance halten.
Gleich zu Beginn des Trendforums von Oesterreichs Energie am 29. September 2025 machte Staatssekretärin Elisabeth Zehetner klar, wie sie den Prozess versteht: Sie sei „von Natur aus ein ungeduldiger Mensch“, sagte sie, „Dinge können mir normalerweise gar nicht schnell genug gehen.“ In der Politik aber sei „Schnelligkeit nicht das Entscheidende“ – wichtiger sei, „mit vielen Partnern gemeinsam tragfähige Lösungen zu finden“. Dieser Anspruch soll den Rahmen für das ElWG bilden: Ein Gesetz, das unser Einbahn-Stromnetz in ein digitales Mitmachnetz überführen soll – mit Viertelstunden-Messung, flexiblen Netzanschlüssen und einer Entgeltlogik, die Systemdienlichkeit (und nicht alleine Netzdienlichkeit) belohnt. Die Grundsätze setzt die Politik, die Details gestaltet die E-Control – ein Setup, das Anpassungen erlaubt, aber Planbarkeit gut erklären muss.
Warum das ElWG jetzt kommt – und wohin es steuert
Dass das alte Regelwerk nicht mehr passt, begründete Zehetner am selben Tag mit dem Strukturwandel selbst: Unsere Energielandschaft habe sich „massiv gewandelt – von wenigen großen Erzeugern hin zu einer Prosumergesellschaft mit kleinen Kraftwerken in Haushalten, mit Wind, PV, Wasserkraft, Speichern, mit Wasserstoff“. Diese Vielfalt bilde die bestehende Rechtslage nicht mehr ab; das neue Gesetz müsse „darauf reagieren“. Um die Preisdebatte zu erden, skizzierte sie den Haushaltsstrompreis: etwa 42 Prozent Marktpreis, die restlichen 58 Prozent teilen sich in etwa zur Hälfte in Steuern/Abgaben und Netzkosten auf. Genau bei diesen Netzkosten „schauen wir jetzt genauer hin“ – inklusive der Frage, ob Konsolidierungen bei Netzgesellschaften sinnvoll sind, und der Rolle der Digitalisierung, die Ausgleichsenergiemengen präziser und das System insgesamt effizienter macht.
Der rote Faden ist damit gelegt: Wer das Netz nutzt – „egal in welche Richtung“ –, soll einen verursachungsgerechten Beitrag leisten. Gleichzeitig kündigte Zehetner an, kleine PV-Anlagen ausnehmen zu wollen und „für eine gerechte Lösung zu sorgen“. Der Balanceakt ist benannt: Fairness herstellen, Business-Cases erhalten, Planbarkeit schaffen.
Stand des Verfahrens – mit Stimmen, die einordnen
Aus der Fachebene kam auf den E-Mobilitätstagen von Oesterreichs Energie am 7. Oktober 2025 von Katharina Saric-Gruber die nüchternste Zeitleiste aus dem Ministerium: Die Facharbeiten seien 2024 während der Schwarz-Grünen Regierung abgeschlossen und 2025 unter der aktuellen Regierung weitergeführt worden; über den Sommer habe man „intensiv gelesen, abgestimmt und nachgeschärft“. Ein überarbeiteter Fachentwurf liege der Politik vor, „der große Knackpunkt“ seien nun die politischen Verhandlungen. Ein Datum nannte sie nicht, verwies aber auf die notwendige Zweidrittelmehrheit – und darauf, dass die Fachebene bereitstehe, den Prozess zu unterstützen.
Dazu passt die Einschätzung aus der Praxis: Ein Branchenjurist, der den alten wie den neuen Entwurf gelesen hat, spricht gegenüber dem i-Magazin von rund 80 Prozent Übereinstimmung; es sind also die verbleibenden 20 Prozent, in denen die politischen Linien verlaufen. Auf die Frage, warum es wieder so lange gedauert hat, verwies Zehetner am 29. September auf die Komplexität: „140 Seiten, 180 Paragrafen – da hängt alles miteinander zusammen. Jede Schraube, die man dreht, zieht Folgen nach sich. Wir wollen zügig arbeiten – aber vor allem gescheit.“ Und: Rund 570 Stellungnahmen seien eingelangt.
Was sich fachlich verändert – und warum das nicht nach „Fremdkörper“ klingt
Die Leitidee heißt Systemdienlichkeit. Saric-Gruber ordnete sie dreistufig: Erstens systemdienliche Standorte (ausgewiesen in Netzentwicklungsplänen), zweitens Flexibilitätsleistungen (vom Peak-Shaving bis zur verschobenen Last) und drittens die Frage, inwieweit ein Netznutzer dem Netzbetreiber systemdienliches Verhalten ermöglicht oder mit ihm vereinbart. Weil diese Feinsteuerung nicht abschließend in Paragraphen zu fassen ist, erhält die Regulierungsbehörde eine Verordnungsermächtigung; über Tarife und Entgeltstrukturen sollen aus Kriterien gelebte Anreize werden. Die Überleitung in den Alltag liegt auf der Hand: Erst wenn Viertelstunden-Messwerte verlässlich vorliegen und Mess-/Abrechnungskonzepte hinter dem Zählpunkt standardisiert sind, können diese Anreize überhaupt am Zählpunkt ankommen.
Bei den Entgelten wird der Werkzeugkasten neu sortiert: Netzzutritt und Bereitstellung verschmelzen zum Netzanschlussentgelt, das Systemdienstleistungsentgelt geht im Regelleistungsentgelt auf. Wichtig ist die klare Linie, dass Einspeise- und Entnahmeentgelte nicht saldiert werden – Net-Metering bleibt außen vor. Umgekehrt stärkt der Entwurf Speicher als Stoßdämpfer: Wer systemdienlich fährt, kann beim Bezug von Netznutzungs- und Netzverlustentgelt befreit werden. So entsteht ein Anreiz, Spitzen zu glätten und Engpässe zu vermeiden – nicht nur durch „mehr Kupfer“, sondern durch kluge Betriebsführung.
Streitpunkt Einspeiserbeitrag – fair verteilt oder riskant für Investitionen?
Die politisch pikanteste Frage ist, ob und wie auch Einspeiser an Netzentgelten beteiligt werden. Zehetner formulierte das Prinzip offen: „Wir können das ignorieren und die Kosten weiterlaufen lassen, oder wir sagen: Wer das Netz nutzt – egal in welche Richtung – leistet einen verursachergerechten Beitrag.“ Gleichzeitig räumte sie ein, dass dies „punktuell zu Belastungen“ führen und Business-Cases gefährden kann – genau dort suche man jetzt Lösungen, um Planbarkeit herzustellen.
Die Gegenstimme kam auf dem Trendforum deutlich aus der Energiewirtschaft: Wenn Österreich hier alleine vorprescht, entstünden Wettbewerbsnachteile gegenüber Nachbarländern. In der Konsequenz drohe weniger heimische Grünstrom-Erzeugung und mehr Import von Graustrom – oder höhere Endkundenpreise. Die Sorge ist nachvollziehbar, und die Brücke liegt in der Kalibrierung: Freigrenzen für kleine Anlagen (politisch kursiert „etwa 4 kW“ als Beispiel), maßvolle Sätze, EU-Kompatibilität – und flankierend Leistungskomponenten in Tarifen, die tatsächlich Spitzen reduzieren.
Planbarkeit, bitte – aus Sicht von Investoren und Banken
Aus dem Publikum des Trendforums kamen dazu drei klare Hinweise: Erstens habe „seit Monaten niemand“ Sicherheit, Projekte lägen auf Eis. Zweitens sei eine jährlich rotierende Festlegung von Beträgen per Verordnung „kaum kalkulierbar“, insbesondere bei stark fremdfinanzierten Vorhaben; jede Unsicherheit erhöhe Zinsen und verteuere Energie. Drittens sei es wenig hilfreich, weitere Kostenkomponenten auf bestehende Anschluss- und laufende Gebühren zu stapeln. Die Botschaft zwischen den Zeilen: Verordnungsspielraum ist richtig, aber er braucht Methode, Zyklen und Vorlauf – damit Bankfähigkeit bleibt.
Michael Strugl zog am 29. September einen praxisnahen Strich darunter. Er nannte drei Hebel, die teils sofort wirken: eine Tarifierung mit stärkerer Leistungskomponente, den schnelleren Abbau von Regulierungskonten/Sonderkonten („auf denen enorme Summen liegen“) und – außerhalb des Gesetzes – die Senkung der Energiesteuern: „Wenn wir wirklich wollen, dass Strom günstiger wird, dann müssen wir die Steuern auf Energie senken … Auch das geht ohne neue Gesetze.“ So gelesen, ist das ElWG die Architektur, aber nicht der einzige Preismechanismus.
PV-Praxis: Was Betreiber:innen konkret erwartet
Für kleine und mittlere Anlagen wird das Alltagsgeschäft strukturierter. Mehrere Abrechnungspunkte hinter einem Zählpunkt ordnen PV, Speicher, Wallbox und Shared-Use sauber; Streitfälle rund um Zuordnung und Bilanzierung werden seltener. In Engpasszonen eröffnet der flexible Netzzugang echte Alternativen zur Absage: mit netzwirksamen Leistungen und Spitzenkappung, die den Anschluss ermöglichen, solange bestimmte Grenzen eingehalten werden. Saric-Gruber stellte am 29. 09. 2025 dazu klar, dass eine fixe Kappung auf 4 kW im aktuellen Entwurf nicht vorgesehen ist. Politisch hingegen wird eine Freigrenze beim Netznutzungsentgelt für kleinere Einspeiser verhandelt – als Beispiel werden 4 kW genannt.
Der zweite Baustein ist Datenreife: Viertelstunden-Messwerte sind nicht Bürokratie, sondern die Eintrittskarte zu Tarifen, die Verhalten belohnen – laden, wenn es günstig ist; einspeisen, wenn Bedarf da ist; vermeiden, wenn es eng wird. Erst mit dieser Taktung lassen sich Speicher so bewirtschaften, dass die geplante Befreiung beim Bezug tatsächlich greift und sich in der Kalkulation niederschlägt.
Netze: Managen, wo steuern effizienter ist – bauen, wo es unvermeidbar ist
Das Gesetz denkt den Netzausbau breiter: Verteilnetze sind nicht mehr Einbahn-Leitungen, sondern Knotenpunkte für wechselseitige Flüsse. Digitalisierung wird zum Preishebel, weil präzisere Ausgleichsenergiemengen die Systemkosten drücken. In der Praxis heißt das auch: Transparenzpflichten bei Ablehnungen – mit Begründung, Maßnahmen und Zeithorizont – und die Rückspiegelung in Netzentwicklungspläne. So entsteht ein Kreislauf aus Information, Anschlussoption und gezieltem Ausbau.
Barbara Schmidt, Generalsekretärin von Oesterreichs Energie brachte den Nutzungseffekt auf den Punkt: Man sehe aktuell Rückgänge bei den Entnahmen aus dem öffentlichen Netz. Wenn Elektromobilität, Wärmepumpen und industrielle Umstellungen weiter vorankommen, werde das System, „das wir gerade aufbauen, auch tatsächlich genutzt – und dann sinken die Kosten für den Einzelnen“. Mit anderen Worten: Bessere Rahmenbedingungen für die Elektromobilität und von Erneuerbarer Heiztechnik würde vieles vereinfachen und gleichzeitig voranbringen. Genau diese Auslastung bis 2040 ist der realistische Zeithorizont, den Zehetner mehrfach betonte.
Politik & Fairness: das „Villa-PV“-Motiv – und die Frage, wer zahlt
Im ZiB-2-Interview vom August brachte Zehetner den Gerechtigkeitsaspekt in ein Bild, das hängen bleibt: Soll wirklich „der, der in einer Mietwohnung sitzt“, die Kosten für „den tragen, der auf der Villa die PV-Anlage hat“? Dahinter steht nicht der Wunsch, PV zu bremsen, sondern die Idee, Beiträge entlang realer Netznutzung zu staffeln – mit gezielten Ausnahmen für kleine Anlagen und mit Anreizen, Speicher systemdienlich zu fahren. Der Punkt ist politisch heikel; er wird im Detail über Verordnungen und Übergangsfristen gelöst werden müssen.
Michael Strugl, Präsident Oesterreichs Energie mit Elisabeth Zehetner, Staatssekretärin für Energie und Barbara Schmidt, Generalsekretärin Oesterreichs Energie. Foto: ©Oesterreichs Energie
Und die Strompreise? Die ehrlichen Hebel
Kurzfristig liegen die schnellsten Dämpfer außerhalb des Paragrafenteils: die Steuer-/Abgabenkomponente und der Abbau von Regulierungskonten. Mittel- bis langfristig entscheidet der Dreiklang aus mehr Wettbewerb (mehr Erzeuger), klaren Preissignalen (dynamisch/leistungslastig) und gezieltem Netzausbau plus Flex. Strugl formulierte es ungeschminkt: „Es ist widersinnig, hohe Steuern auf etwas zu erheben, das wir alle brauchen.“ Das ElWG selbst liefert dafür die Marktarchitektur – die Preispolitik bleibt Sache von Politik und Regulator.
Schlussbild
Am Ende ist das ElWG weder Wunderwaffe noch Stolperstein, sondern die Bauanleitung für ein Stromsystem, das aus Daten, Tarifen und verlässlichen Regeln neue Effizienz erzeugt. Die Regierung hat den Takt vorgegeben: nicht maximal schnell, dafür aber tragfähig – im Dialog. Saric-Gruber hat die Feinmechanik erklärt: Systemdienlichkeit in Standort, Flex und Vereinbarung übersetzen und über Tarife wirksam machen. Die Wirtschaft hat die Preismechanik ergänzt: Leistungskomponente stärken, Regulierungsgelder schneller zurückführen, Steuern prüfen. Wenn dieser Dreiklang gelingt, werden Investitionen fließen, Netze stabiler und Preise berechenbarer – nicht von heute auf morgen, aber Schritt für Schritt in Richtung 2040.
Praxisleitfaden (kompakt, aktualisiert)
- PV & Speicher als Einheit planen: Systemdienlicher Betrieb macht den Speicher zum Business-Case-Booster – Stichwort Befreiung beim Bezug.
- Viertelstunden-Readiness herstellen: Ohne saubere Mess-/Datenkette bleiben Preissignale stumpf.
- Flexiblen Netzzugang aktiv verhandeln: Spitzenkappung und netzwirksame Leistung als Brücke in Engpasszonen nutzen; Ablehnungen samt Maßnahmen-/Zeitplan einfordern.
- Standortwahl professionalisieren: Das künftige Netzanschlussentgelt spiegelt reale Kosten; systemdienliche Standorte rechnen sich häufiger als „nur Sonne“.
- Sharing sauber bilanzieren: Mehrere Abrechnungspunkte hinter einem Zählpunkt vereinfachen Verträge und Abrechnung.
- Finanzierung mit Bandbreiten modellieren: Verordnungszyklen in Sensitivitäten abbilden; Covenants auf Parameterwechsel vorbereiten.
- Kund:innen befähigen: Dynamische Tarife funktionieren nur mit Verständnis – einfache Leitfäden und Tools einplanen.
Lieber Leserinnen und Leser! Die Materie ist sehr komplex, sodass sogar Gremien, deren Haupttätigkeit es ist, sich mit diesem Thema auseinanderzusetzen, bei der Bitte, die Inhalte dieser Story auf Richtigkeit zu prüfen, abgewunken haben – falls manches inhaltlich nicht korrekt ist, können Sie (Leser) uns gerne darauf aufmerksam machen. Wir haben jedenfalls nach Besten Wissen und Gewissen recherchiert (verfügen über umfangreiche Audio-Aufnahmen) und eine zuständige Stelle um eine Stellungnahme gebeten, aber leider keine gehaltvolle Antwort bekommen.