Wer Spitzen meidet, spart: So baut die E-Control die Netzentgelte ab 2027 um

Leistungspreis für alle, ein neuer Winter-Nieder-Arbeitspreis, Rabatte gegen Flexibilität, ein einheitliches Netzanschlussentgelt und zehn Wege für systemdienliche Speicher: Mit der Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung (SNE-G-V) hat die E-Control am 12. Oktober 2026 die größte Reform der Netzentgelte seit Beginn der Liberalisierung vorgestellt. Das i-Magazin war bei der Pressekonferenz dabei und hat zusammengetragen, was sich ab 1. Jänner 2027 schrittweise ändert, wer davon profitiert, wer mehr bezahlen wird und welche Fragen noch offen sind.

Update, 13. Oktober 2026: Inzwischen liegt der Verordnungstext der SNE-G-V vor. Er präzisiert einige Angaben aus der Pressekonferenz – etwa zur Übergangsphase 2027, zur Leistungsbasis bestehender Anschlüsse, zur flexiblen Entnahme und zu den Kriterien für systemdienliche Speicher. Die betreffenden Passagen haben wir aktualisiert und entsprechend gekennzeichnet.

„Die Energiewende braucht neue Regeln“ – unter diesem Motto traten die beiden E-Control-Vorstände Michael Strebl und Alfons Haber am Montagvormittag in Wien vor die Presse, und Strebl ließ von Beginn an keinen Zweifel daran, wie groß der Wurf aus Sicht der Regulierungsbehörde ist. Das bestehende Tarifsystem sei rund 25 Jahre alt und für eine Welt entwickelt worden, in der wenige Großkraftwerke den Strom über Hochspannungsleitungen in die Verteilnetze schickten. Als er in der Energiewirtschaft begonnen habe, so Strebl, habe es in Wien vier Kraftwerke gegeben, drei davon im Besitz der Wien Energie; heute sei jede Photovoltaikanlage auf einem Wiener Dach ein Kraftwerk. Das Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) vom Dezember 2025 habe der zuständige Bundesminister damals als „neues Betriebssystem für den Strommarkt“ bezeichnet – Aufgabe der E-Control sei es nun, dieses Betriebssystem zu installieren und „den Computer zum Laufen zu bringen“. Die SNE-G-V sei dabei der erste wirklich große Meilenstein.

Der Hintergrund in aller Kürze

Die Ausgangslage ist schnell skizziert: Photovoltaik, Batteriespeicher, Energiegemeinschaften, E-Mobilität und Wärmepumpen haben Erzeugung, Netznutzung und Verbrauch gleichermaßen variabel gemacht. Weil sich die Erzeugung immer weniger nach dem Verbrauch richtet, gilt es – so Haber –, den Verbrauch und ebenso die Speicher stärker an die Erzeugung anzupassen. Flexibilität wird damit zum tragenden Element des neuen Tarifsystems. Die Netzbetreiber investieren viel, die transportierte Strommenge wächst aber nicht im gleichen Maß mit, sondern sinkt sogar leicht; steigende Kosten geteilt durch eine stagnierende Menge treiben die Netzentgelte zwangsläufig nach oben. Den Investitionsbedarf bestimmen dabei vor allem die Leistungsspitzen, etwa wenn E-Auto, Sauna und Wärmepumpe gleichzeitig laufen.

Genau dort setzt die Reform an. Die E-Control will die bestehenden Netze besser auslasten, Lastspitzen dämpfen und teuren Netzausbau möglichst vermeiden. Nach Berechnungen ihrer Fachabteilung ließen sich so langfristig rund 300 Millionen Euro an jährlichen Netzkosten vermeiden. Die Zahl ist nicht aus der Luft gegriffen, sondern stützt sich, wie Strebl darlegte, auf Benchmarking-Rechnungen mit den Daten der Netzbetreiber: Werden die Spitzen reduziert, lässt sich abschätzen, wie viele Zusatzinvestitionen ins Netz entfallen. Voraussetzung dafür ist, dass Speicher, E-Autos oder Wärmepumpen nicht gleichzeitig mit voller Leistung laden, sondern ihre Ladezyklen auf mehrere Stunden verteilen – und das, so die Logik der Behörde, geschieht nur, wenn Leistungsspitzen auch etwas kosten. Die Grundlage für die neuen Netzentgelte gilt ab 1. Jänner 2027. Erste Vorschläge dazu hatte die E-Control bereits 2017 unter dem Schlagwort „Tarife 2.0“ präsentiert; dem Beschluss gingen eine Marktkonsultation, eine Begutachtung, mehr als 100 Gespräche mit Interessengruppen und zuletzt, vor rund drei Wochen, ein weiterer Stakeholder-Dialog voraus.

„Unser Ziel war immer klar: faire Regeln zu schaffen, die die Transformation des Energiesystems ermöglichen, eine effiziente Netznutzung fördern und Kosten fairer und verursachungsgerechter verteilen.“

• Michael Strebl, Vorstand E-Control

Die Reform ruht auf fünf Kernelementen, die wir im Folgenden der Reihe nach durchgehen: dem Leistungspreis für alle, zeitvariablen Arbeitspreisen, der flexiblen Netznutzung, einem neuen Netzanschlussentgelt und Kriterien für den systemdienlichen Betrieb insbesondere von Speichern.

1. Leistungspreis für alle: Die Monatsspitze wird zur Rechengröße

Bisher war für Haushalte auf Netzebene 7 praktisch nur die Menge des verbrauchten Stroms maßgeblich. Laut Presseunterlage entfielen rund 90 Prozent der Netzkosten auf den Arbeitspreis, also auf die verbrauchte Kilowattstunde, und rund 10 Prozent auf eine Grundpreispauschale; Strebl bezifferte das Verhältnis von fixem zu variablem Anteil in der Pressekonferenz mit rund 20 zu 80. Die Netzrechnung ließ sich damit nur über die Verbrauchsmenge beeinflussen – was nach Ansicht der E-Control weder der Kostenstruktur der Netze noch einer fairen Verrechnung entspricht.

Künftig wird stufenweise die bezogene Leistung zu einem wesentlichen Faktor, wie es für größere Gewerbe- und Industriekunden schon bisher üblich ist. Zielwert ist ein Verhältnis von Arbeitspreis zu Leistungspreis von 50 zu 50. Maßgeblich ist der höchste 15-Minuten-Leistungswert eines Monats. Wer hohe Spitzen vermeidet oder seinen Verbrauch zeitlich verschiebt, kann seine Netzkosten damit aktiv beeinflussen; wer hohe Lastspitzen verursacht und so Investitionen ins Netz auslöst, soll einen entsprechend höheren Beitrag leisten. Strom zu sparen, um Geld zu sparen, bleibt selbstverständlich weiterhin sinnvoll.

„Damit wird die Verursachungsgerechtigkeit klar erhöht. Das Gesamtaufkommen für die derzeitigen Netzkosten ändert sich dabei nicht. Die Kosten werden aber anders auf die einzelnen Netznutzer verteilt. […] Wichtig dabei: für einen Durchschnittshaushalt ohne besonders leistungsstarke Geräte wird es mit dem neuen System bei den Netzkosten unterm Strich dadurch tendenziell günstiger.“

• Michael Strebl

Smart Meter liefern den Viertelstundenwert

Die technische Grundlage liefern die mittlerweile flächendeckend ausgerollten Smart Meter. Sie speichern die durchschnittliche Leistung in 15-Minuten-Intervallen; der höchste dieser Viertelstundenmittelwerte eines Monats wird abgerechnet. Warum gerade dieser Wert? Weil er gesetzlich vorgegeben ist und der Netzbetreiber ihn ohnehin vorhalten muss, wie Strebl erläuterte. Kurzzeitige Spitzen, etwa beim Einschalten von Geräten, führen deshalb nicht automatisch zu einem höheren Abrechnungswert: Sie dauern in der Regel nur ein bis zwei Minuten und fallen im Viertelstundenschnitt kaum ins Gewicht.

Auch Kundinnen und Kunden, die sich gegen die Auslesung von Viertelstundenwerten entschieden haben (Opt-out), entkommen dem System nicht ganz. Sie können zwar keine viertelstundenbasierten Tarife nutzen und weder am Sommer- noch am Winter-Nieder-Arbeitspreis teilnehmen, die Feststellung des monatlichen Viertelstunden-Höchstwerts können sie laut Haber jedoch nicht verhindern. Dieser Wert müsse immer ausgelesen werden können, weil sonst eine Optimierung zulasten der übrigen Netzbenutzerinnen und Netzbenutzer möglich wäre – so habe es auch der Gesetzgeber vorgesehen.

Übergangsphase: 2027 mit einheitlichem Leistungspreis

Für Haushalte und kleine Gewerbebetriebe auf Netzebene 7 gilt eine Übergangsphase. Wie sie genau aussieht, geht erst aus dem inzwischen veröffentlichten Verordnungstext hervor: Von 1. Jänner bis 30. November 2027 wird je Netzbereich ein einheitlicher Monatsleistungspreis in Cent/kW verrechnet – noch ohne die Stufe bei 10 kW. Für Kunden ohne Viertelstundenmessung gilt in dieser Zeit ein Pauschalbetrag je Zählpunkt. Die neue Tarifstruktur mit zwei Leistungspreisstufen greift damit frühestens ab 1. Dezember 2027. Bis 11. November 2026 müssen die Netzbetreiber der E-Control melden, ob sie für die neue Verrechnung bereit sind; je nach Netzbereich kann der Übergang per Verordnungsnovelle innerhalb des Zeitraums von 1. Jänner 2027 bis 30. Juni 2028 verschoben werden (§ 6 Abs. 3a und 3b SNE-G-V). Dass nicht alle Netzbereiche gleichzeitig umstellen müssen, hat einen pragmatischen Hintergrund.

Strebl begründete die Wahlfreiheit damit, dass die Netzbetreiber vor unterschiedlichen Situationen stünden – der eine stecke gerade mitten in einem IT-Einführungsprojekt, der andere habe andere Restriktionen. Eine fixe Deadline brauche es dennoch, „weil wir auch nicht haben wollen, dass Netzbetreiber das auf den Sankt-Nimmerleins-Tag verschieben“.

Auch das Verhältnis von Arbeits- zu Leistungspreis wird nicht auf einen Schlag umgestellt. In einem ersten Schritt ist laut Strebl ein Anteil von 40 Prozent Leistungspreis und 60 Prozent Arbeitspreis vorgesehen, in einem zweiten Schritt folgt die Endstufe mit 50 zu 50 – nach seinen Angaben bis 1. Jänner 2029. Die Presseunterlage spricht von einer stufenweisen, jährlichen Umsetzung des Zielwerts über alle Netzebenen hinweg innerhalb von drei Jahren. Im Verordnungstext selbst sind diese Prozentsätze und Termine nicht festgeschrieben: Dort heißt es lediglich, das Verhältnis sei „stufenweise zugunsten des Leistungspreises zu erhöhen“ (§ 5 Abs. 1). Die konkreten Schritte legt die jährliche Tarifverordnung fest. Die Übergangszeit soll den Kundinnen und Kunden ermöglichen, das neue System kennenzulernen, ihre eigene Situation zu analysieren und gegebenenfalls zu reagieren – durch geändertes Verbrauchsverhalten, ein Energiemanagementsystem oder einen Speicher. Strebl nannte auch ganz konkrete Maßnahmen: Wer sich vom Elektriker beraten lasse, könne etwa die Wallbox, die bisher mit 11 kW lädt, auf langsames Laden mit 4 kW umstellen.

„Eine Übergangsfrist zu schaffen, war uns ein großes Anliegen. […] Es gilt, alle Verbraucher:innen darüber zu informieren, dass sie – selbst wenn sie leistungsstarke Geräte haben – Leistungsspitzen durch einfache Anpassungen beim Verbrauch vermeiden und damit Kosten senken können. Etwa in dem man nicht gleichzeitig eine Infrarotsauna nutzt und das E-Auto lädt, sondern nacheinander.“

• Michael Strebl

Bleibt die naheliegende Frage, wann sich die Reform erstmals auf der Rechnung zeigt – im Guten wie im Schlechten. Strebl skizzierte das an einem fiktiven Beispiel: Stellt ein Netzbetreiber etwa per 1. März 2027 um und hat ein Kunde eine Monatsrechnung, wirkt sich eine vermiedene Leistungsspitze oder eine vereinbarte und eingehaltene flexible Entnahme bereits in der nächsten Monatsrechnung aus, andernfalls mit der Jahresabrechnung. Damit die Kundinnen und Kunden ihre neuen Tarife durchrechnen können, arbeiten die Netzbetreiber laut Haber daran, die monatliche Leistungsspitze in ihren Kundenportalen einfach ersichtlich zu machen.

Damit der Systemwechsel nicht an mangelnder Information scheitert, kündigte die E-Control eine umfassende Informationskampagne gemeinsam mit den Netzbetreibern und der Branche an: Erklärfilme, Erklärvideos und eine Tour durch die Bundesländer sollen klären, wer überhaupt betroffen ist und wie man seine Spitzen reduzieren kann. Angesichts von fünf bis sechs Millionen Zählpunkten in Österreich sei eine adäquate Information aller Kundinnen und Kunden zentral, betonte Strebl.

Ausdrücklich angekündigt hat die E-Control außerdem eine Checkliste für Kundinnen und Kunden. Sie soll das exakte Vorgehen Schritt für Schritt beschreiben – vom Blick auf die eigene Leistungsspitze über die Anmeldung beim Netzbetreiber bis zur Nutzung von SNAP, WiNAP und flexibler Entnahme – und den Einstieg ins neue System damit deutlich erleichtern. Gerade für Hausbesitzerinnen und Hausbesitzer mit Wärmepumpe und E-Auto, die SNAP, WiNAP und Leistungsrabatt kombinieren wollen, dürfte eine solche Anleitung den Weg durch das neue Regelwerk spürbar vereinfachen. Laut Strebl wird an diesen Checklisten derzeit gearbeitet, Teile davon seien bereits veröffentlicht.

Zwei Leistungspreisstufen mit Schwelle bei 10 kW

Für Niederspannungskunden wird es eine Leistungsstufe bei 10 kW geben: Bis 10 kW gilt ein Leistungspreis, darüber ein höherer. Wie der inzwischen veröffentlichte Verordnungstext zeigt, gilt diese Staffelung erst nach der Übergangsphase, also frühestens ab Dezember 2027; zudem wird auf Netzebene 7 mindestens eine Leistung von 2 kW verrechnet, auch wenn die tatsächliche Spitze darunter liegt (§ 6 Abs. 2 und 3). Die Grenze sei bewusst mit Blick auf den durchschnittlichen Haushaltskunden gezogen worden, erläuterte Haber. Man kann sich das ähnlich wie eine Steuerstufe vorstellen. Wie viel teurer die zweite Stufe ausfällt, ließ die E-Control allerdings offen: Das obliege der Regulierungskommission. Der Entwurf der Tarifverordnung (SNE-T-V) soll aber noch im Oktober kommen und damit eine erste Indikation zu den Größenordnungen liefern. Ebenso wenig ließ sich Strebl eine Prognose entlocken, wohin sich die Netztarife 2027 insgesamt entwickeln: Die Kosten der Netzbetreiber würden streng geprüft, die Tarife aber nicht von der E-Control selbst, sondern von der Regulierungskommission erlassen und meist im Dezember veröffentlicht. Er sei „kein Freund davon, in Glaskugeln zu lesen“.

Was aber, wenn einmal alles gleichzeitig läuft – schleppt man diesen Ausrutscher dann den ganzen Folgemonat mit? Haber relativierte: Einen „Fehler“ sehe er darin nicht unmittelbar. Wer in einem Monat einmal über diese Schwelle rutscht, weil Wärmepumpe, E-Auto und Herd gleichzeitig laufen, zahlt für diesen Monat den höheren Leistungspreis, muss aber nicht sofort Netzleistung nachkaufen. Liegt die Spitze in den Folgemonaten wieder bei 7 oder 8 kW, wird auch wieder nur dieser Wert verrechnet. Ab wann tatsächlich nachgekauft werden muss, regelt die Verordnung nicht abschließend, wie der veröffentlichte Text zeigt: Der pauschale Anteil des Netzanschlussentgelts für zusätzlich in Anspruch genommene Leistung wird dann fällig, wenn die Überschreitung nach den Allgemeinen Netzbedingungen zu einer Anpassung des Netzzugangsvertrags führt (§ 18 Abs. 3). Haber hatte in der Pressekonferenz mehrfache Überschreitungen in aufeinanderfolgenden Monaten als mögliches Kriterium genannt.

Und wer sich um all das gar nicht kümmern will? Auch das sei legitim, sagte Strebl: Wer alles einschaltet, wie er möchte, könne das tun – er zahle dann aber einen faireren, also höheren Beitrag als bisher, weil er das Netz stärker belaste.

2. Zeitvariable Arbeitspreise: Nach dem SNAP kommt der WiNAP

Das zweite Element sind zeitvariable Arbeitspreise auf Netzebene 7. Der im Frühjahr 2026 erstmals eingeführte Sommer-Nieder-Arbeitspreis (SNAP) galt vom 1. April bis 30. September jeweils von 10 bis 16 Uhr und brachte bisher eine Reduktion des Netz-Arbeitspreises um 20 Prozent. Die E-Control spricht von guten Erfahrungen, zahlreiche Kundinnen und Kunden seien bereits in den SNAP gewechselt. Er wird 2027 im selben Zeitfenster wieder angeboten.

Prof. DI Dr. Alfons Haber, MBA, Vorstand der E-Control, erläuterte bei der Pressekonferenz am 12. Oktober 2026, warum nicht jeder Speicher systemdienlich ist und Netzentgeltrabatte immer einem klaren Nutzen für das Netz gegenüberstehen müssen. Foto: © Anna Rauchenberger/E-Control

Neu hinzu kommt der Winter-Nieder-Arbeitspreis (WiNAP). Er gilt vom 1. Oktober bis 31. März, allerdings nicht tagsüber, sondern nachts von 23 bis 5 Uhr, und tritt erstmals mit 1. Oktober 2027, also mit Beginn des Winterhalbjahres, in Kraft. Strebl nannte als typische Anwendungen das Laden von E-Autos, den Betrieb von Wärmepumpen und die Warmwasserbereitung – alles Verbräuche, die sich im Haushalt problemlos verschieben lassen. Die tatsächliche Höhe der Reduktion wird für beide Tarife in der Systemnutzungsentgelte-Tarifverordnung festgelegt. Einzige Voraussetzung ist, dass der Netzbetreiber die Smart-Meter-Daten viertelstündlich ablesen kann; beide Tarife sollen laut Strebl sehr niederschwellig zugänglich sein.

„Die beiden Tarife helfen einerseits dabei, die eigenen Stromkosten zu reduzieren und leisten andererseits einen Beitrag zur Entlastung der Stromnetze.“

• Michael Strebl

3. Flexible Entnahme: Rabatt gegen Flexibilität

Die flexible Netznutzung bezeichnet die E-Control selbst als eine der wichtigsten neuen Komponenten der Verordnung. Was viele bisher als „unterbrechbaren Tarif“ kennen – häufig für Heizungen und Wärmepumpen mit eigenem Zähler –, wird über die nächsten drei Jahre durch die sogenannte flexible Entnahme abgelöst. Der Grundgedanke, den Strebl salopp als „Rabatt gegen Flexibilität“ zusammenfasste: Wer dem Netz Flexibilität zur Verfügung stellt, profitiert direkt von niedrigeren Netzkosten.

Kundinnen und Kunden teilen ihre Leistung dabei selbst in einen garantierten und einen flexiblen Anteil auf. Für den flexiblen Anteil zahlen sie voraussichtlich nur 25 Prozent des regulären Leistungspreises, also um 75 Prozent weniger. Im Gegenzug darf der Netzbetreiber den Bezug dieses Anteils laut Presseunterlage in maximal zweimal zwei Stunden pro Tag einschränken – und auch nur dann, wenn es tatsächlich notwendig ist. Diese Zeitfenster sind nach den Analysen der E-Control jene wenigen Stunden, in denen die Netze strukturell stark belastet sind; sie unterscheiden sich je nach Netzbetreiber. Damit sich die Kundinnen und Kunden orientieren können, sind die zweimal zwei Stunden auf den Netzebenen 6 und 7 grundsätzlich fix vorgegeben. Der Verordnungstext, der erst nach der Pressekonferenz veröffentlicht wurde, präzisiert: Der Netzbetreiber darf diese Zeitfenster auf Netzebene 7 höchstens zweimal pro Kalenderjahr verlegen und muss dies vorab transparent bekanntgeben. Wenn der Netzbetreiber es technisch unterstützt und der Kunde es verlangt, ist auch eine dynamische Vorgabe bis 6 Uhr des Vortags möglich (§ 10 Abs. 2 und 4).

Zwei Klarstellungen sind für die Praxis besonders wichtig: wer die flexible Entnahme nutzen kann und wann der Rabatt gilt. Der Rabatt gilt nicht nur in den Sperrzeiten, sondern durchgehend. Die Leistungspreisreduktion gilt „die ganze Zeit“, weil man dem Netz hilft, indem man sich nicht an der Spitze beteiligt, betonte Strebl. Die Mindestgröße für den flexiblen Anteil liegt bei 4 kW, zudem müssen auf Netzebene 7 mindestens 4 kW als feste Leistung verbleiben. Wie sich erst aus dem veröffentlichten Verordnungstext und seinen Erläuterungen ergibt, ist eine teilweise Flexibilisierung damit erst ab 8 kW netzwirksamer Leistung möglich – ein Haushalt mit 10 kW kann also 4 bis 6 kW flexibel stellen. Wird die gesamte Leistung flexibel vereinbart, gilt die Untergrenze nicht; das soll vor allem die Umstellung bisher unterbrechbarer Anschlüsse erleichtern (§ 10 Abs. 2). Für Haushalts- und kleine Gewerbekunden ist die flexible Entnahme auf Kundenwunsch umzusetzen, auf den höheren Netzebenen, also bei größeren Gewerbe- und Industriekunden, ist sie mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Für die Industrie wurde ein vergleichbarer Tarif laut Haber bereits heuer eingeführt; nun wird er bis zu den Haushalten ausgerollt.

Vereinbarungen zur flexiblen Entnahme werden grundsätzlich auf zehn Jahre abgeschlossen, das Kündigungsrecht des Kunden bleibt unberührt. Laut dem nun veröffentlichten Verordnungstext müssen die Netzbetreiber solche Vereinbarungen auf Kundenwunsch umgehend und spätestens ab 1. Oktober 2027 abschließen und eine Ablehnung begründen. Wer sich nicht an die vereinbarten Sperrzeiten hält, muss mit einem Überschreitungsfaktor oder einer Pönale rechnen – außer der Netzbetreiber kann den Bezug selbst technisch begrenzen (§ 10 Abs. 5 und 8, § 32 Abs. 5). Das gilt auch für weitere Anwendungen wie Speicher. Laut Haber soll das ohne Komfortverlust gelingen: In Gesprächen mit Wärmepumpenherstellern habe sich gezeigt, dass Wärmepumpen zwei Stunden mit entsprechendem Puffer gut überbrücken und sich auf die fixen Zeitfenster automatisch einstellen lassen.

Rechenbeispiel aus der Pressekonferenz

Ein Haushalt hat eine Leistungsspitze von 9 kW. Er vereinbart mit dem Netzbetreiber, 4 kW davon flexibel zu stellen – etwa, so Habers fiktives Beispiel, von 6 bis 8 Uhr morgens und von 18 bis 20 Uhr abends. Für diese 4 kW zahlt er dauerhaft voraussichtlich nur 25 Prozent des Leistungspreises, für die verbleibenden 5 kW garantierte Leistung den vollen Preis.

Strebl brachte ein zweites Beispiel: Ein Haushalt mit 5 kW Grundbedarf und einer 11-kW-Wallbox lässt die 5 kW als garantierte Leistung und die 11 kW der Wallbox als flexible Leistung beim Netzbetreiber hinterlegen. Lädt das E-Auto in den zweimal zwei Stunden nicht, gibt es auf die 11 kW den voraussichtlichen Rabatt von 75 Prozent.

Wie kommt man konkret zur flexiblen Entnahme? Die Kundinnen und Kunden müssen dafür ihren Netzbetreiber kontaktieren und ihm mitteilen, welcher Anteil fix und welcher flexibel sein soll; der Netzbetreiber hinterlegt das. Smart Meter und Viertelstundenwerte seien in der Regel bereits vorhanden, sagte Strebl. Ob es dafür einen Elektriker braucht, der die Geräte etwa über Modbus oder eine Hausautomatisierung einbindet, ließ die E-Control bewusst offen: Der Einstieg solle sehr niederschwellig sein, die Zukunft liege aber in Energiemanagementsystemen. Strebl verwies in diesem Zusammenhang positiv auf ein Fördersystem der Bundesregierung für intelligente Speicher und Energiemanagementsysteme. Haber verglich ein solches System mit einem Verkehrsleitsystem: Ist das Netz frei, steht die Ampel auf Grün, und Erzeugung, Verbrauch und Speicher werden automatisch optimiert. Dass Netzbetreiber-Hotlines mitunter schwer erreichbar sind, ließ Strebl als Bedenken nicht gelten: Die Kundenservice-Center der meisten Netzbetreiber seien gut gerüstet – gerade deshalb gebe es die Übergangsfristen.

Bestehende unterbrechbare Tarife werden schrittweise abgeschafft. Nach dem inzwischen veröffentlichten Verordnungstext gilt für Anschlüsse, die Ende 2026 unterbrechbar waren, bis dahin ein eigener Leistungs- und Arbeitspreis, ab 1. Jänner 2030 das reguläre Netznutzungsentgelt (§ 34 Abs. 4 und 5). Die Erläuterungen sprechen von einer Umstellung „spätestens“ mit 31. Dezember 2030; wir haben bei der E-Control nachgefragt, welches Datum maßgeblich ist. In der Regel sollen diese Anschlüsse auf die flexible Entnahme wechseln, die – anders als der bisherige Tarif – auch über einen einzigen Zählpunkt abgerechnet werden kann. Betroffen ist keine Randgruppe: Österreichweit gibt es rund 500.000 unterbrechbare Zählpunkte, wie die E-Control noch während der Pressekonferenz bezifferte. Wie verbreitet sie sind, ist laut Haber je Netzbereich sehr unterschiedlich, im Westen etwa stärker als in Wien. Viele Wärmepumpen laufen mit eigenem Zähler im unterbrechbaren Tarif; dieser Zähler kann fortgeführt und auf die flexible Entnahme umgestellt werden. Mit dem Smart Meter sei die Einhaltung der Unterbrechung heute leicht zu kontrollieren, weil die Leistung jederzeit bekannt ist.

„Konsument:innen, die ihre Leistung in Zeiten verlagern, in denen das Netz weniger stark beansprucht ist, sparen bares Geld. Rabatte gegen Flexibilität – wer dem Netz hilft, profitiert.“

• Alfons Haber, Vorstand E-Control

4. Neues Netzanschlussentgelt: Gleiche Leistung, gleicher Preis

In den vergangenen 25 Jahren habe es beim Netzanschluss ein Ungleichgewicht gegeben, sagte Haber: gleiche Leistung, aber unterschiedliche Tarife. Künftig zahlen alle Netzbenutzer für den Netzanschluss nach derselben Systematik gleich viel. Gleichzeitig sollen Standorte, an denen Netzkapazität verfügbar ist oder an denen eine Anlage das Netz entlastet, mit günstigeren Anschlusskosten bevorzugt werden – wer also dort, wo Kapazität frei ist, einen Speicher errichten will, bekommt eine Reduktion. Indem diese Netzanschlusskapazitäten transparent gemacht werden, will die E-Control auch den Ausbau der Erneuerbaren gezielt an die richtigen Standorte lenken.

Das neue Netzanschlussentgelt besteht aus zwei Komponenten. Der aufwandsorientierte Anteil (AWA) deckt die tatsächlichen Kosten für die Herstellung des konkreten Anschlusses, insbesondere Anschlussleitung und deren Verlegung. Der pauschale Anteil (PA) ist leistungsbezogen und finanziert den bereits erfolgten und künftig notwendigen Netzausbau, wobei erstmals auch der vorgelagerte Netzausbau berücksichtigt wird. Für Photovoltaikanlagen bis 15 kW netzwirksamer Leistung entfällt der pauschale Anteil – allerdings nur, wie der veröffentlichte Verordnungstext klarstellt, wenn dafür an der bestehenden Anschlussanlage nichts geändert werden muss und daher auch kein aufwandsorientierter Anteil anfällt (§ 18 Abs. 6 in Verbindung mit § 15 Abs. 3). Für ein typisches Einfamilienhaus sollen sich bei den Anschlusskosten keine gravierenden Änderungen ergeben – das Ziel sei mehr Transparenz und Gleichbehandlung.

Keine Nachverrechnung, mindestens 10 kW für Bestandsanschlüsse

Ein neuer Begriff in diesem Zusammenhang ist die „verursachungsgerechte“ beziehungsweise netzwirksame Leistung, die über den Smart Meter erfasst wird und auf die sich sowohl der Leistungspreis als auch die Netzanschlusskosten beziehen. Für bestehende Kundinnen und Kunden kommt es durch die Umstellung zu keinerlei Nachverrechnungen. Bestehenden Entnahmeanschlüssen auf Netzebene 7 werden zunächst mindestens 10 kW netzwirksame Leistung zugeordnet. Da die bisher vertraglich vereinbarte Bezugsleistung vielfach bei 4 kW lag, entsteht damit eine weitreichende Übergangsregelung. Wie viel Leistung einem bestehenden Anschluss darüber hinaus zusteht, regelt der erst nach der Pressekonferenz veröffentlichte Verordnungstext genauer, als es Haber in seinem Beispiel dargestellt hatte. Maßgeblich ist der höchste von drei Werten: 10 kW, die bis Ende 2026 vertraglich vereinbarte Leistung oder der Mittelwert der zwei höchsten monatlichen Viertelstundenwerte des Jahres 2026 – liegen keine Messwerte vor, jene des Jahres 2027 (§ 34 Abs. 1). Wer 2026 also Spitzen über 10 kW hatte, bekommt nicht automatisch die höchste Spitze zugestanden, sondern einen geglätteten Wert. Ausgenommen von dieser Regel sind Kleinstanschlüsse und bisher unterbrechbare Anschlüsse. Die Netzbetreiber müssen ihre Kundinnen und Kunden über Webportal oder Netzrechnung informieren, welche Leistung für sie gilt.

Dass die E-Control das Thema Nachverrechnung so betont, hat einen konkreten Grund: Strebl erklärte, manche Haushalte hätten ihre vereinbarte Leistung überschritten, und das sei bei manchen Netzbetreibern auch nachverrechnet worden. Für die Übergangsphase wolle man das grundsätzlich nicht. Zu den 4 kW ergänzte Haber, dass viele Haushalte zwischen 3 und 6 kW liegen; die 4 kW seien eine statistische Planungsgröße für eine bestimmte Anzahl von Haushalten je Trafostation. Die Anhebung auf 10 kW sei bewusst erfolgt, damit jeder zu Hause mit 4 kW laden könne und die Elektrifizierung nicht behindert werde – die Netze würden durch die aktuellen Belastungen gut beansprucht, aber nicht überlastet. Künftig gilt jedoch: Wer zum Beispiel mit 22 kW laden will, weil es ihm einen Mehrwert bringt, wird mehr zahlen und einen pauschalen Anteil für das Netz nachkaufen müssen.

„Die Idee dahinter ist: Künftig wird stärker berücksichtigt, wer durch seinen Netzanschluss welchen Netzausbau verursacht. Netzdienliche Standorte und flexible Netzzugänge führen im Gegensatz zu Reduktionen bei den Kosten.“

• Alfons Haber

5. Systemdienlichkeit: Nicht jeder Speicher entlastet das Netz

Am intensivsten diskutiert wurde im Vorfeld das Thema Speicher – und damit ein Begriff, der laut Haber vor rund zwei Jahren erstmals aufgetaucht ist und den „heute noch immer nicht jeder beschreiben kann“: die Systemdienlichkeit. Gemeint ist, dass eine Anlage dem Stromsystem einen klar erkennbaren Nutzen bringt. Ein systemdienlicher Speicher soll keinen zusätzlichen Netzausbau verursachen, bestehende Netzkapazitäten möglichst gut nutzen und seine Betriebsweise an den Anforderungen eines erneuerbaren Energiesystems ausrichten. Konkret heißt das: Er nimmt Strom auf, wenn viel davon im Netz ist, er hilft Netzengpässe zu vermeiden oder lässt sie gar nicht erst entstehen, und er trägt zur Stabilisierung des Netzes bei.

Seinen Ausführungen dazu stellte Haber eine Prämisse voran: Zwischen der Netzentgeltreduktion, die ein Speicher erhält, und dem Nutzen, den er dem Netz bringt, muss ein ausgewogenes Verhältnis bestehen. Wäre das nicht der Fall, müssten alle anderen Netzbenutzer – Haushalte, Gewerbe und Industrie – die Differenz bezahlen. Es gehe ausdrücklich nicht darum, über die Netzkosten Förderungen auszuschütten. Gleichzeitig sei klar, dass das System mehr Flexibilität und „ganz essenziell auch mehr Speicher im Netz“ brauche. Speicher seien Teil der Lösung und sollten es auch bleiben – aber eben dort, wo sie einen hohen Nutzen bringen, auch für die Netzkosten. Daraus folgt der Kernmechanismus der Verordnung: Eine netztarifliche Begünstigung erhält ein Speicher dann, wenn er keine Netzausbaukosten verursacht, an einen bestehenden Netzanschluss angeschlossen werden kann und der Netzbetreiber seine Betriebsweise vorgeben kann. Das Stromnetz dürfe nicht als Fördersystem betrachtet werden; jeder nicht bezahlte Euro müsse von allen vier Millionen Haushalten und den Unternehmen in Österreich getragen werden.

Ist jeder Speicher systemdienlich? „Nein, das ist nicht so“

In vielen Diskussionen habe er das Argument gehört, jeder Speicher im Netz bringe einen Vorteil, sagte Haber – und antwortete darauf mit einem klaren „Nein, das ist nicht so“. Entscheidend sei nicht nur die Technologie, sondern vor allem der Standort und die Betriebsweise eines Speichers. Haber machte das an einem Beispiel fest: Ein Speicher neben einer Erzeugungsanlage, der Strom aus dem Netz aufnimmt, wenn viel davon vorhanden ist, entlastet das Netz und ist systemdienlich. Ein Speicher neben einem Industriekunden, der ohnehin ständig Strom bezieht und dann zusätzlich Strom aus dem Netz zieht, ist dagegen ein Nachteil, weil das Netz dafür ausgebaut werden müsste. Der Standort fließt deshalb als eigenes Kriterium in die Kostenbetrachtung ein. Strebl ergänzte, er könne ad hoc je fünf Fälle nennen, in denen Speicher durch ihre Betriebsweise systemdienlich beziehungsweise nicht systemdienlich seien.

Dipl.-Ing. Mag. Michael Strebl, Vorstand der E-Control, bezeichnete die neue Grundsatzverordnung bei der Pressekonferenz am 12. Oktober 2026 als größte Reform der Netzentgelte seit Beginn der Liberalisierung. Foto: © Anna Rauchenberger/E-Control

Zehn Varianten statt nur der 20-Jahres-Befreiung

Aus diesem Grundsatz leitet sich ein abgestuftes System von Netzentgeltbefreiungen und -reduktionen ab. An der Spitze steht die Befreiung, die gesetzlich im ElWG verankert ist; die Kriterien dafür legt die SNE-G-V fest: Nach § 127 Abs. 3 ElWG ist der Bezug von Energiespeicheranlagen unter Berücksichtigung des systemdienlichen Betriebs für 20 Jahre ab Inbetriebnahme von Netznutzungs- und Netzverlustentgelt befreit. Auf diese Befreiung hat sich ein Großteil der öffentlichen Debatte konzentriert. Sie ist allerdings an klare Kriterien gebunden, denen ein eindeutiger Netznutzen gegenüberstehen muss. Darunter gibt es laut Haber neun weitere „Säulen“, insgesamt also zehn maßgeschneiderte Varianten, aus denen Betreiber die für Standort und Betriebsweise passende wählen können. Die Speicherbetreiber hätten „die Qual der Wahl“, so Haber. Je nach Variante schlagen sich die Vergünstigungen im Netzanschlussentgelt, im Netzverlustentgelt oder im Netznutzungsentgelt nieder – als einmalige Reduktion, als über Jahre garantierter Rabatt oder als langfristige Befreiung beziehungsweise Reduktion. In der ersten Begutachtung waren es noch sieben Säulen; man habe die Säulen und die möglichen Reduktionen kontinuierlich weiterentwickelt.

Für die 20-jährige Befreiung nannte Haber als wesentliche Kriterien, dass der Speicher keinen zusätzlichen Netzausbau verursacht, seine Betriebsweise vorgegeben werden kann und dass er an einem geeigneten Standort steht. Der inzwischen veröffentlichte Verordnungstext macht diese Kriterien erstmals konkret (§§ 23 bis 26): Der Speicher muss ausschließlich zur Wiedereinspeisung betrieben werden und eine Engpassleistung von mindestens 1 MW haben. Der Netzbetreiber muss seinen Betrieb in beide Richtungen unentgeltlich einschränken dürfen, mit stündlichen Vorgaben für fünf Jahre und Tagesvorgaben bis 6 Uhr des Vortags. Als geeignet gilt ein Umspannwerk, an dem die installierte Photovoltaikleistung 0,3 MW je MVA Transformatorleistung oder die Windkraftleistung 0,85 MW/MVA übersteigt und das mehr als 2.500 Stunden im Jahr in die vorgelagerte Netzebene zurückspeist. Kleinere Speicher ab 10 kW dürfen sich am selben Umspannwerk zu einem „Schwarmspeicher“ von 1 MW bündeln – im Juli waren hier noch 50 kW je Einheit vorgesehen; die technische Aggregation dürfen auch Energiegemeinschaften übernehmen. Die Befreiung ist österreichweit auf 5 GW begrenzt und gilt nur für Speicher, die bis 31. Dezember 2030 in Betrieb gehen.

Wer die strengen Kriterien nicht erfüllt, fällt nicht ins Leere. Für den typischen Speicherbetrieb steht vor allem die flexible Entnahme offen – mit voraussichtlich 75 Prozent Rabatt auf den Leistungspreis und einer Vertragslaufzeit von grundsätzlich zehn Jahren. Sie eignet sich laut E-Control auch für größere Verbraucher und flexible Industrieanwendungen. Speicherbetreiber können damit wirtschaftliche Vorteile erzielen, wenn sie in wenigen, vorab definierten Zeitfenstern eine gewisse Einschränkung ihres Betriebs akzeptieren. Unabhängig davon gilt: Ob systemdienlich oder nicht, Speicheranlagen zahlen grundsätzlich keine doppelten Netzentgelte. Jede Reduktion für bestimmte Anwendergruppen belaste aber die übrigen Kundinnen und Kunden, betonte Haber. Er bezeichnete die E-Control in diesem Zusammenhang als „bedachte Wächter der Netzkosten“.

Als typische innovative, netzentlastende Konzepte, die wirtschaftlich profitieren sollen, nannte die E-Control erneuerbare Hybridanlagen, Elektrolyseure mit bilanzieller Wiedereinspeisung, Vehicle-to-Grid-Lösungen sowie aggregierte Schwarmspeicher. Zu den europaweit diskutierten Colocation-Anlagen sagte Haber, die begriffliche Abgrenzung sei nicht ganz klar gewesen; die E-Control habe Hybridanlagen deshalb eigens definiert. Erst der veröffentlichte Verordnungstext zeigt, wie eng diese Definition ist: Eine erneuerbare Hybridanlage kombiniert Wasser-, Wind- oder Photovoltaikerzeugung mit Speichern von zusammen mindestens 1 MW, enthält keine weiteren Verbraucher, darf Strom aus dem Netz nur zur Wiedereinspeisung beziehen und muss mindestens so viel Erzeugungs- wie Speicherleistung haben (§ 2 Abs. 1 Z 4). Für die Heim-PV mit Batterie ist diese Kategorie damit nicht gedacht. Neben dem rabattierten Leistungspreis der flexiblen Entnahme erhalten Hybridanlagen einen gesonderten Arbeitspreis, wenn sie zusätzlich eine dynamische Einschränkung ihrer Einspeisung akzeptieren; wer diese mehr als dreimal im Jahr überschreitet, zahlt für das ganze Jahr den regulären Arbeitspreis (§ 10 Abs. 7 und 9). Bei Batteriespeichern kann die garantierte Bezugsleistung laut Haber sogar auf null reduziert werden, sodass für die gesamte Leistung voraussichtlich nur noch 25 Prozent des Leistungspreises anfallen – das könne „ganz eigene und sehr gute Einsatzmöglichkeiten“ bringen. Generell sei die flexible Entnahme in vielen Gesprächen mit Investoren als wirtschaftlich attraktiver Anreiz für Speicherinvestitionen herausgekommen.

„Unsere Intention war klar: Die Errichtung systemdienlicher Speicher soll erleichtert werden. Insbesondere innovative, netzentlastende Flexibilitätskonzepte wie erneuerbare Hybridanlagen, Elektrolyseure mit bilanzieller Wiedereinspeisung, Vehicle-to-Grid-Lösungen sowie aggregierte Schwarmspeicher sollen wirtschaftlich profitieren.“

• Alfons Haber

Haber sprach in diesem Zusammenhang fast schon von einer „Speicherermöglichungsverordnung“ und einer „Flexibilitätsermöglichungsverordnung“. Mit der Kritik der Erneuerbaren-Verbände konfrontiert, man habe trotz zahlreicher Stellungnahmen nicht mit ihnen gesprochen, rang Haber nach eigenen Worten „ein bisschen um die richtige Formulierung“ und wies den Vorwurf dann zurück: Er könne seinen Terminkalender zeigen, es habe rund 30 Einzelgespräche gegeben, er kenne alle Investoren, Lobbyisten und Verbandssprecher persönlich und habe mit allen gesprochen. Strebl verwies auf den Stakeholder-Dialog vor drei Wochen, zu dem auch die Speicherbetreiber eingeladen gewesen und gekommen seien. Dass diese für ihre Sache lobbyierten, sei legitim und verständlich; Rolle der E-Control sei es aber, die Einzelinteressen abzuwägen und in ein für das Gesamtsystem vorteilhaftes Ganzes zu integrieren. Wer die 20-jährige Befreiung letztlich erhält, beantwortete Strebl mit einem Grundsatz: Rabatte oder Befreiungen könne man nur weitergeben, wenn jemand tatsächlich weniger Kosten verursacht – ein Netztarif sei kein Förderinstrument. Entscheidend seien Standort und Betriebsweise, die genauen Kriterien stünden in der Verordnung.

Vehicle-to-Grid: Regeln in Arbeit

Dass künftig jeder nach Belieben aus seinem E-Auto ins Netz einspeist, ist so einfach nicht. Haber verwies auf eine Reihe weiterer Regelungen, die noch zu berücksichtigen seien. Sinngemäß wie bei einer Photovoltaikanlage brauche es einen Partner – einen Energielieferanten oder Aggregator –, der den eingespeisten Strom abnimmt, und die Einspeisung müsse messtechnisch erfasst werden. Die E-Control schaffe die Grundlagen, damit Vehicle-to-Grid perspektivisch auch im Rahmen von Speicher- und Schwarmspeichermodellen möglich wird; an den Regelungen werde parallel noch gearbeitet. Die Erläuterungen zum inzwischen veröffentlichten Verordnungstext gehen einen Schritt weiter: Rückspeisefähige Ladeeinrichtungen werden dort ausdrücklich als Anwendungsfall der flexiblen Entnahme genannt. Für die Ladeeinrichtung muss zudem ein Einspeise-Abnahmevertrag abgeschlossen werden; die Vergütung der eingespeisten Mengen läuft über den Zählpunkt und ist nicht an ein bestimmtes Fahrzeug gebunden.

Was die Reform für wen bedeutet

Für den vielzitierten „Wiener Haushalt“ – eine Wohnung ohne E-Auto, ohne Photovoltaik und ohne Wärmepumpe, der sich wie ein roter Faden durch das Gespräch zog – ändert sich laut Strebl wenig: Wer kaum Flexibilität anbieten kann, sei nicht besonders betroffen und müsse sich keine Gedanken machen. Er profitiere aber mittelfristig davon, dass Netzausbaukosten gedämpft werden. Ist es dann nicht unfair, dass gerade dieser Haushalt kaum Rabatte lukrieren kann? Strebl sieht es umgekehrt: Unfair sei das bisherige System gewesen, in dem der Wiener Haushalt die Spitzen der anderen mitbezahlt habe. Weil der Leistungspreis angehoben und der Arbeitspreis je Kilowattstunde gesenkt wird, sei gerade dieser Haushalt ohne hohe Spitzen „sicherlich ein Profiteur dieser Regelung“.

Für Haushalte mit Photovoltaik, E-Auto oder Wärmepumpe wird die Reform dagegen sehr relevant, und dort kommt es darauf an, nicht alles gleichzeitig zu betreiben. Haber rechnete vor, dass ein Haushalt, der im Winter nachts mit 4 kW lädt und eine Wärmepumpe mit typischerweise 4 kW betreibt, die 10-kW-Schwelle nicht reißt. Wer seinen Haushalt noch stärker elektrifizieren will, etwa mit einer 6-kW-Sauna, kann sich beim Elektriker ein Energiemanagementsystem einbauen lassen, das die Wallbox blockiert, solange die Sauna läuft, und sich durchrechnen lassen, ob sich das lohnt. Für die Elektrotechnik eröffnet sich damit ein klares Beratungs- und Installationsfeld: Leistungsmanagement, Wallbox-Drosselung, die Einbindung von Wärmepumpen in fixe Sperrfenster und Energiemanagementsysteme werden mit der Reform für viele Kundinnen und Kunden zur bezifferbaren Kostenfrage.

Für Netzbetreiber bedeutet die Reform eine Reihe operativer Aufgaben: die Meldung ihrer Umstellungsbereitschaft bis 11. November 2026 und die Umstellung auf die neue Tarifstruktur bis spätestens Mitte 2028, die Festlegung der Zeitfenster für die flexible Entnahme, die Abwicklung der Vereinbarungen mit Kundinnen und Kunden, die Darstellung der monatlichen Leistungsspitze im Kundenportal sowie die Ausweisung geeigneter Speicherstandorte in den Verteilernetzentwicklungsplänen. Speicherbetreiber und Investoren wiederum müssen sich künftig entscheiden, welche der zehn Varianten zu Standort und Betriebsweise passt.

Für Energiegemeinschaften bleibt die bisherige Reduktion beim gemeinsam genutzten Strom unverändert, wie die E-Control bestätigte. Für Haushalte mit Photovoltaik, Wärmepumpe oder Mitgliedschaft in einer Energiegemeinschaft stellt sich zudem ein ganz anderes Problem: Immer mehr Energielieferanten bieten ihnen ihre Standardtarife nicht an. Strebl verwies auf die Produktfreiheit im liberalisierten Markt. Wer ein solches Angebot nicht wolle, könne den Lieferanten wechseln; im Tarifkalkulator der E-Control seien alle seriösen Anbieter gelistet. Jeder Preis „um die 10 Cent“ sei derzeit ein guter Preis.

„Das Stromsystem verändert sich. Daher müssen sich auch die Regeln für die Netznutzung weiterentwickeln. […] Durch die bessere Auslastung können große Investitionsmaßnahmen verschoben oder gar vermieden und somit die Kosten für alle mittel- und langfristig reduziert werden.“

• Alfons Haber

Zum Vergleich: Was bei der Fachveranstaltung im Juli auf dem Tisch lag

Bei der Fachveranstaltung der E-Control zur Grundsatzverordnung am 14. Juli 2026 wurden auf Basis des damaligen Begutachtungsentwurfs bereits konkrete Simulationen präsentiert. Die Zahlen beruhen auf Verbrauchswerten 2024, sind statisch gerechnet, also ohne Verhaltensanpassung, und beziehen sich auf die Endstufe 50/50. Verbindliche Werte ergeben sich erst mit der Tarifverordnung.

Rund 75 Prozent der österreichischen Zählpunkte würden demnach künftig weniger zahlen (im Schnitt rund 63 Euro beziehungsweise 17,2 Prozent pro Jahr weniger), rund 22,8 Prozent mehr (im Schnitt rund 198 Euro beziehungsweise 32,7 Prozent mehr), 2,2 Prozent blieben nahezu unverändert. Für Netzebene 7 wurden in der Endstufe als österreichweiter Durchschnitt ein Arbeitspreis von 4,53 Cent/kWh (derzeit 7,36 Cent/kWh plus 54 Euro Pauschale) und Leistungspreise von 33,82 Euro/kW und Jahr bis 10 kW sowie 67,64 Euro/kW und Jahr darüber genannt; Pauschale und Messentgelt sollten entfallen. Je Netzbereich wird ein eigener, erlösneutraler Tarif gerechnet.

Bei den Musterkunden ergab sich für einen kleinen Haushalt (1.800 kWh, 2 kW Spitze) ein Minus von 31 Prozent, für einen typischen Haushalt (3.500 kWh, 4,4 kW) minus 10 Prozent, für eine Wärmepumpe (8.700 kWh, 7 kW) minus 12,4 Prozent, für einen Landwirt (50.000 kWh, 27 kW) plus 1 Prozent und für E-Mobilität ohne Verhaltensanpassung (7.000 kWh, 11 kW) plus 21 Prozent – mit flexibler Entnahme dagegen minus 8,5 Prozent.

Einige Parameter haben sich seither verändert: Der WiNAP war bei der Fachveranstaltung im Juli noch mit 22 bis 4 Uhr dargestellt, die heutige Presseunterlage nennt 23 bis 5 Uhr. Für die flexible Entnahme auf den Netzebenen 5 bis 7 waren bei der Fachveranstaltung im Juli als „vorläufige Position“ noch zweimal vier Stunden genannt, die heutige Presseunterlage nennt zweimal zwei Stunden. Der inzwischen veröffentlichte Verordnungstext bestätigt die neuen Werte: Der WiNAP gilt von 23 bis 5 Uhr (§ 7 Abs. 4), die flexible Entnahme auf den Netzebenen 6 und 7 umfasst zwei Zeiträume von jeweils zwei Stunden täglich (§ 10 Abs. 2).

Zeitplan

Februar/März 2026: Marktkonsultation · Ende Juni 2026: Begutachtungsentwurf SNE-G-V, Begutachtungsfrist bis 24. Juli 2026 · 14. Juli 2026: Fachveranstaltung · 9. Oktober 2026: Beschluss der SNE-G-V durch den E-Control-Vorstand · 12. Oktober 2026: Präsentation · 11. November 2026: Netzbetreiber melden ihre Bereitschaft zur neuen Verrechnung · Dezember 2026: Tarifverordnung (SNE-T-V) · 1. Jänner 2027: Inkrafttreten; neue Regeln für Netzanschlussentgelte · 1. Jänner bis 30. November 2027: Übergangsphase mit einheitlichem Leistungspreis je Netzbereich · 1. Oktober 2027: Start WiNAP; Rechtsanspruch auf flexible Entnahme · frühestens 1. Dezember 2027, je Netzbereich spätestens 30. Juni 2028: neue Tarifstruktur mit 10-kW-Stufe · 1. Jänner 2030: Ende der Sonderregeln für unterbrechbare Anschlüsse · 31. Dezember 2030: letzter Inbetriebnahmetermin für befreite systemdienliche Speicher. (Termine ab 9. Oktober 2026 laut Verordnungstext; die von Strebl genannte Endstufe 50/50 per 1. Jänner 2029 ist in der Verordnung nicht festgeschrieben.)

In eigener Sache: Was wir nachreichen

Die Fragen, die i-Magazin zur Pressekonferenz zu Vehicle-to-Grid und zu den Netzkosten für Heimspeicher eingebracht hat, hat die E-Control inzwischen schriftlich beantwortet. Was die Antworten bedeuten und wie sie zur Kritik der Branche passen, lesen Sie in unserem Folgebeitrag.

Laut Michael Strebl sollte die Verordnung noch am Tag der Pressekonferenz veröffentlicht werden. Zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Beitrags lag der Verordnungstext noch nicht vor. Inzwischen ist er veröffentlicht; die Passagen, in denen er die Angaben aus der Pressekonferenz präzisiert, haben wir am 13. Oktober 2026 aktualisiert und eine eingehendere Analyse in einem Folgebeitrag angekündigt.

Quelle: E-Control, SNE-G-V (Verordnungstext und Erläuterungen)