Europa soll elektrischer werden – und zwar deutlich schneller als bisher. Mit dem Electrification Action Plan setzt die Europäische Kommission ein politisches Signal für bessere Preisrelationen zwischen Strom und fossilen Energieträgern, mehr Flexibilität sowie eine stärkere Verbreitung elektrischer Technologien. Welche verbindlichen Folgen daraus für Netzentgelte und nationale Tarife entstehen, entscheidet sich allerdings erst in den nachfolgenden Gesetzgebungs- und Regulierungsverfahren. Für Österreich kommt die Initiative dennoch genau zur richtigen Zeit: Mit der SNE-G-V wird gerade jene Netzentgeltstruktur vorbereitet, an der sich ab 2027 zeigen soll, ob Flexibilität tatsächlich belohnt wird.

Europa bestellt Millionen Wärmepumpen, Elektroautos und Batteriespeicher – und stellt ihnen an der Netzkassa noch immer ein Stoppschild hin. Denn während die Technik längst bereitsteht, Gebäude, Verkehr und große Teile der Industrie zu elektrifizieren, stammen zahlreiche Tarife, Anschlussregeln und wirtschaftliche Anreize aus einer Zeit, in der Strom zuverlässig in eine Richtung floss: vom Kraftwerk zum Verbraucher.

Mit dem am 17. Juli 2026 veröffentlichten Electrification Action Plan will die Europäische Kommission dieses System weiterentwickeln. Der Stromanteil am Endenergieverbrauch der Europäischen Union stagniert nach Angaben der Kommission seit einem Jahrzehnt bei rund 23 Prozent. Als Referenzwert für 2030 gelten 32 Prozent. Für 2040 schlägt die Kommission einen indikativen Elektrifizierungswert von 46 Prozent vor, der im Rahmen des für das vierte Quartal 2026 angekündigten Energieunion-Pakets einer Folgenabschätzung unterzogen werden soll.

Der Electrification Action Plan ist dabei zunächst eine Mitteilung der Europäischen Kommission – also kein unmittelbar geltendes Gesetz. Der Plan beschreibt politische Ziele, Hemmnisse und angekündigte Maßnahmen. Davon getrennt zu betrachten ist der am selben Tag vorgelegte Legislativvorschlag COM(2026) 600, mit dem die Kommission unter anderem die europäischen Regeln für Netzentgelte, Netzanschlüsse, intelligente Zähler und Flexibilität verändern will. Erst wenn Europäisches Parlament und Rat diesen Vorschlag annehmen, entstehen daraus verbindliche europäische Vorgaben.

Das klingt vorerst nach Brüsseler Papierarbeit. In Wahrheit geht es darum, ob Strom im täglichen Wettbewerb mit Öl und Gas endlich jene Rolle erhält, die ihm in sämtlichen Energiewendeplänen längst zugedacht ist.

Strom soll Öl und Gas ersetzen – darf aber nicht teurer bleiben

Der Ausgangspunkt der Kommission ist schwer zu widerlegen: Wer Wärme, Mobilität und Industrie elektrifizieren will, muss dafür sorgen, dass Strom gegenüber fossilen Energieträgern wirtschaftlich bestehen kann.

Eine Wärmepumpe nutzt die eingesetzte elektrische Energie effizienter als eine Gas- oder Ölheizung. Ein Elektroauto benötigt für dieselbe Fahrleistung erheblich weniger Endenergie als ein Verbrenner. Elektrische Prozesswärme kann fossile Anwendungen in Industrie und Gewerbe ersetzen. Trotzdem entscheidet am Ende nicht allein die technische Effizienz, sondern die Rechnung.

Hohe Stromsteuern, Abgaben, Netzentgelte, Anschlusskosten und Leistungspreise können den Vorteil elektrischer Anwendungen empfindlich schmälern. Genau darin sieht die Kommission eines der zentralen Hindernisse. Sie verweist darauf, dass Strom in den meisten Mitgliedstaaten höher besteuert wird als Gas und dass ungünstige Strom-Gas-Preisverhältnisse den Umstieg auf Wärmepumpen und andere elektrische Technologien bremsen.

Strom soll gegenüber fossilen Energieträgern deshalb wirtschaftlich konkurrenzfähiger werden. Gleichzeitig sollen flexible Verbraucher auf Preisspitzen, günstige Stunden und die Verfügbarkeit erneuerbarer Energie reagieren können. Der Aktionsplan nennt dafür dynamische Energiepreise, dynamische Netzentgelte und die Vergütung von Systemdienstleistungen.

Damit rückt ein Thema ins Zentrum, das lange als Pflichtübung der Regulierung behandelt wurde: Netzentgelte sind längst nicht mehr bloß die Maut für den Transport von Strom. Sie entscheiden zunehmend darüber, welche Technologien sich wirtschaftlich betreiben lassen.

Die Speicherzahlen stehen tatsächlich im EU-Papier

Die im Aktionsplan genannten Speicherzahlen lassen sich unmittelbar im Kommissionsdokument belegen: Die EU benötigt nach den Schätzungen der Kommission rund 200 Gigawatt installierte Speicherleistung bis 2030 und etwa 500 Gigawatt bis 2040. Als Ausgangswert nennt das Papier rund 55 Gigawatt im Jahr 2026. Die Werte beziehen sich auf den Bedarf an Kurz- und Langzeitspeichern im europäischen Energiesystem; sie sind keine bereits rechtsverbindlich auf die Mitgliedstaaten verteilten Ausbauquoten.

Die Größenordnung lässt dennoch erahnen, was bevorsteht. Innerhalb weniger Jahre müsste sich die europäische Speicherleistung nahezu vervierfachen. Bis 2040 wäre annähernd eine Verneunfachung notwendig.

Dabei ist Speicher nicht gleich Speicher. Batteriespeicher können Solarstrom vom Nachmittag in den Abend verschieben, kurzfristige Leistungsspitzen begrenzen, Frequenz und Spannung stabilisieren und binnen Sekunden auf Netzanforderungen reagieren. Langzeitspeicher sollen dagegen über viele Stunden oder sogar saisonal Energie bereitstellen.

Die Kommission bezeichnet Speicher mit einer Bereitstellungsdauer von mehr als acht Stunden ausdrücklich als Langzeitspeicher. Gleichzeitig umfasst der genannte Bedarf von 200 beziehungsweise 500 Gigawatt sowohl Kurz- als auch Langzeitspeicher.

Ein Speicher kann technisch wertvoll sein und trotzdem wirtschaftlich durchs Raster fallen. Wird er beim Laden wie ein Verbraucher und beim Entladen wie ein Erzeuger behandelt, können sich Entgelte und Abgaben mehrfach auf dieselbe gespeicherte Kilowattstunde legen. Wird seine Flexibilität nicht vergütet, bleibt dem Betreiber lediglich der Stromhandel. Und werden Marktprodukte so definiert, dass nur eine einzige Entladedauer zählt, bleiben andere Leistungen unbezahlt.

Der Aktionsplan und der Netzentgeltvorschlag sind zwei verschiedene Dokumente

Der Electrification Action Plan selbst schafft noch keine neuen Netztarife. Er hält aber fest, dass die Kommission parallel einen Legislativvorschlag zu den Netzentgelten angenommen hat. Dieser Vorschlag soll Elektrifizierung, Speicher, flexible Netznutzung und einen günstigeren Strom-Gas-Preisvergleich von der Netzseite her unterstützen. Außerdem kündigt der Aktionsplan neue beziehungsweise überarbeitete Netzkodizes für Erzeugungsanlagen und Verbrauchsanschlüsse an.

COM(2026) 600 sieht unter anderem vor, dass Netzentgelte zeitabhängige Elemente, Kapazitätskomponenten und räumliche Investitionssignale enthalten sollen. Die Regulierungsbehörden sollen Flexibilität, Speicher, intelligente Netze und andere Alternativen zum klassischen Netzausbau stärker berücksichtigen. Das ist ein konkreter Gesetzesvorschlag der Kommission – aber noch kein beschlossenes EU-Recht. Seine endgültige Form hängt vom weiteren Verfahren im Europäischen Parlament und im Rat ab.

Das klingt nach Regulierungsprosa. In Wahrheit geht es um sehr viel Geld.

Österreich baut gerade sein neues Tarifsystem

Für Österreich kommt die europäische Initiative zu einem bemerkenswerten Zeitpunkt. Die E-Control arbeitet mit der Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung, kurz SNE-G-V, an der neuen Struktur der heimischen Netzentgelte. Der Begutachtungsentwurf soll am 1. Jänner 2027 in Kraft treten und die methodische Grundlage für die konkreten Tarife der späteren SNE-T-V bilden.

Die Verbindung zwischen dem EU-Aktionsplan und der österreichischen SNE-G-V ist keine ausdrückliche Vorgabe des Kommissionsdokuments, sondern der entscheidende nationale Prüfstein: Brüssel schreibt Österreich mit der Mitteilung nicht vor, wie die Tarife ab 2027 auszusehen haben. Der Aktionsplan und der parallele Legislativvorschlag liefern aber einen europäischen Maßstab, an dem sich die österreichische Reform messen lassen muss.

Ein zentraler Punkt der SNE-G-V ist die stärkere Gewichtung der Leistung. Der Leistungspreis soll auf Basis des höchsten gemessenen Viertelstundenwertes eines Monats berechnet werden. Jedenfalls verrechnet werden sollen 20 Prozent der vertraglich vereinbarten netzwirksamen Leistung, mindestens jedoch zwei Kilowatt. Auf Netzebene 7 ist eine zweistufige Struktur vorgesehen: bis einschließlich zehn Kilowatt gilt ein erster Leistungspreis, für den darüber hinausgehenden Anteil ein gesonderter Tarif.

Aus Sicht der Netzplanung ist das nachvollziehbar. Leitungen, Transformatoren und Umspannwerke müssen nicht für den durchschnittlichen Jahresverbrauch ausgelegt werden, sondern für jene Viertelstunden, in denen besonders viele Verbraucher gleichzeitig Leistung abrufen.

Für Haushalte und kleinere Gewerbebetriebe beginnt damit allerdings eine neue Zeitrechnung. Wer am Abend gleichzeitig das Elektroauto lädt, die Wärmepumpe hochfährt, kocht und vielleicht noch den Warmwasserspeicher nachheizt, kann eine hohe Viertelstundenleistung verursachen.

Diese Spitze könnte künftig wesentlich stärker auf der Netzrechnung sichtbar werden.

Ein Leistungspreis kann einen sinnvollen Anreiz setzen. Er kann aber ebenso zu einer Strafgebühr für Kunden werden, denen weder ein geeignetes Energiemanagement noch verständliche Tarife, funktionierende Schnittstellen oder steuerbare Geräte zur Verfügung stehen.

Flexibilität darf nicht nur verhindern, dass es teuer wird

Die SNE-G-V enthält grundsätzlich auch eine Gegenleistung für flexible Netznutzung. Für vertraglich vereinbarte flexible Entnahme sollen Abschläge auf den Leistungspreis festgelegt werden. Netzbetreiber können dafür bestimmte Teile der Anschlussleistung statisch oder dynamisch einschränken. Die genaue Höhe der Abschläge bleibt jedoch der späteren Tarifverordnung vorbehalten.

Die Erläuterungen rechnen beispielhaft mit einem Leistungspreis von nur 25 Prozent des regulären Tarifs für den flexiblen Anteil. Bei einem beispielhaften Speicher könnte daraus eine Reduktion der regulären Netzentgelte um rund 70 Prozent entstehen. E-Control weist allerdings ausdrücklich darauf hin, dass der konkrete Abschlag erst in der Tarifverordnung festzulegen ist.

Damit ist der österreichische Entwurf näher an der europäischen Stoßrichtung, als eine reine Betrachtung der Leistungsspitze vermuten ließe. Ob daraus tatsächlich ein attraktives Flexibilitätsmodell wird, entscheidet sich aber nicht in den Grundsätzen, sondern bei den Euro- und Centbeträgen der Tarifverordnung. Ein theoretischer Rabatt hilft wenig, wenn die Differenz zum regulären Tarif zu klein bleibt oder die dafür verlangten Einschränkungsrechte wirtschaftlich schwerer wiegen als die Ersparnis.

Für systemdienliche Speicher sieht der Entwurf zusätzlich eine Befreiung vom Netznutzungs- und Netzverlustentgelt vor. Voraussetzung ist unter anderem, dass der Speicher ausschließlich zur Wiedereinspeisung betrieben wird, an einem geeigneten Standort angeschlossen ist, keinen zusätzlichen Netzausbau verursacht und Flexibilitätsleistungen erbringt. Als Einzelanlage muss er eine Engpassleistung von mindestens einem Megawatt erreichen. Eine Bündelung über Aggregatoren ist möglich, wobei jede teilnehmende Einheit mindestens 50 Kilowatt aufweisen muss.

Damit entsteht eine entscheidende Frage: Wird Systemdienlichkeit nur dort honoriert, wo ein Netzbetreiber sie unmittelbar bestellt – oder auch dort, wo viele kleinere Anlagen gemeinsam das Netz entlasten?

Ein Haushalt mit Photovoltaik, Wärmepumpe, Speicher und Elektroauto könnte seinen Strombezug über viele Stunden verschieben. Dazu braucht er jedoch ein Energiemanagement, das Wetterprognose, Strompreis, Ladezustand, Wärmebedarf und Netzsignal zusammenführt. Vor allem braucht er einen Tarif, bei dem sich diese Verschiebung spürbar auszahlt.

Nur eine teure Leistungsspitze zu vermeiden, ist noch kein Geschäftsmodell für Flexibilität.

Deutschland zeigt, wie Technologieoffenheit am Kleingedruckten scheitert

Wie stark das Design eines Marktprodukts über Gewinner und Verlierer entscheidet, demonstriert Deutschland beinahe zeitgleich.

Am 21. Juli 2026 veröffentlichte die Bundesnetzagentur die erste Ausschreibung für Langzeitkapazitäten nach dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz. Bis zum 8. September 2026 können Gebote für insgesamt 4.500 Megawatt reduzierte Leistung abgegeben werden. Erfolgreiche Projekte erhalten über 15 Jahre eine Kapazitätsvergütung. Der Höchstwert beträgt 244.000 Euro je Megawatt reduzierter Leistung und Jahr. Zum Zeitpunkt der Bekanntmachung war das Gesetz allerdings noch nicht in Kraft; außerdem steht die beihilferechtliche Genehmigung einzelner Regelungen durch die Europäische Kommission noch aus.

Formal können auch Stromspeicher teilnehmen. Die eigentliche Musik spielt allerdings bei den technischen Anforderungen.

Alle teilnehmenden Erzeugungsanlagen müssen technisch in der Lage sein, mindestens zehn Stunden ohne Unterbrechung Strom in Höhe von 80 Prozent ihrer installierten Leistung einzuspeisen. Energiebegrenzte Technologien wie Batteriespeicher müssen diese Zehn-Stunden-Fähigkeit spätestens nach drei Stunden erneut herstellen können – und diesen Zyklus nach den Erläuterungen der Bundesnetzagentur jederzeit mehrfach wiederholen können.

Hinzu kommt ein auffälliger Unterschied bei den Rechenparametern: Für Batterien und sonstige Speicher setzt das Gesetz einen technischen Verfügbarkeitsfaktor von 1,00 und einen Zyklenwirkungsgrad von 0,92 an. Für Gas- und Dampfturbinenkraftwerke sowie andere Gaskraftwerke beträgt der technische Verfügbarkeitsfaktor dagegen 0,85. Präzise formuliert handelt es sich dabei um gesetzlich vorgegebene Faktoren für die Berechnung und Bewertung der Kapazität – nicht um einen gesonderten Nachweis, dass jede Batterie im praktischen Betrieb tatsächlich zu jeder Sekunde 100 Prozent verfügbar sein muss. Die wirtschaftliche Bewertung fällt für die Technologien dennoch deutlich unterschiedlich aus.

Für Batterien gelten zudem Herkunftsvorgaben. Das Batteriespeichersystem, Batteriezellen, Batteriemanagementsystem und Wechselrichter müssen aus den im Gesetz zugelassenen Regionen stammen. Weitere Batteriekomponenten werden ebenfalls in die Herkunftsbewertung einbezogen.

Damit wird aus der behaupteten Technologieoffenheit ein Wettbewerb mit höchst unterschiedlichen Eintrittskarten.

Ein üblicher Zwei-Stunden-Speicher müsste seine Energiekapazität für eine Teilnahme ungefähr verfünffachen. Selbst ein Vier-Stunden-System wäre noch weit von der verlangten Dauer entfernt. Die in Deutschland geplanten Zwei- und Vier-Stunden-Großspeicher können daher zwar wertvolle Netz- und Marktleistungen erbringen, sind für dieses konkrete Langzeitprodukt aber praktisch nicht geeignet.

Die Zehn-Stunden-Anforderung ist nicht völlig aus der Luft gegriffen. Die Ausschreibung soll ausdrücklich Kapazitäten für länger andauernde Knappheitssituationen beschaffen. Sie ist daher nicht als Markt für die kurzfristige Glättung von Solarstrom gedacht.

Trotzdem bleibt die Schieflage bemerkenswert. Ein technologieneutraler Kapazitätsmarkt müsste unterschiedliche Leistungen auch in unterschiedlichen Produkten bewerten. Wer jede Anlage zwingt, dieselbe Aufgabe auf dieselbe Weise zu erfüllen, verwechselt Technologieoffenheit mit Einheitsgröße.

Die Botschaft ist eindeutig: Technologieoffenheit endet dort, wo die Teilnahmebedingungen so gewählt werden, dass eine Technologie bereits an der Eingangstür hängen bleibt.

Für die europäische Speicherstrategie ist das deutsche Modell ein Warnsignal. Hunderte Gigawatt Speicherleistung entstehen nicht, weil sie in einem Aktionsplan stehen. Sie entstehen nur, wenn Speicher Zugang zu mehreren Erlösquellen erhalten: Stromhandel, Regelenergie, Engpassmanagement, Netzdienstleistungen, flexible Anschlüsse und – wo ihre Fähigkeiten tatsächlich benötigt werden – Kapazitätsmärkte.

Smart Charging muss mehr können als später laden

Neben den Speichern rückt die Kommission die Elektromobilität stärker in das Stromsystem. Elektroautos sollen nicht mehr ausschließlich als zusätzliche Verbraucher betrachtet werden. Smart Charging soll Ladevorgänge in Zeiten mit ausreichender Netzkapazität und günstiger Stromerzeugung verschieben. Vehicle-to-Grid soll perspektivisch ermöglichen, dass Fahrzeuge Strom auch wieder in Gebäude oder Netze zurückspeisen.

Der Aktionsplan kündigt regulatorische Testfelder für Vehicle-to-Grid an. Bis Mitte 2027 will die Kommission prüfen und fördern, dass intelligentes Laden standardmäßig in fahrzeugbezogenen Stromlieferverträgen angeboten wird. Bis Ende 2027 sollen außerdem Anforderungen für neue Elektrofahrzeuge vorbereitet werden, die ab 2030 auf den EU-Markt kommen, einschließlich standardisierter Kommunikationsprotokolle.

Auf dem Papier klingt das nach einer Softwarefunktion. In der Praxis beginnt damit ein umfangreiches elektrotechnisches Integrationsprojekt.

Eine Wallbox muss nicht nur laden, sondern auf Gebäudelast, Netzsignal, Strompreis und Mobilitätsbedarf reagieren. Das Fahrzeug muss bidirektionales Laden technisch unterstützen. Die Ladeelektronik muss die relevanten Normen erfüllen. Der Netzbetreiber muss Messung, Abrechnung und Einspeisung zulassen.

Vehicle-to-Grid ist deshalb weniger eine einzelne Technologie als eine Kette von Voraussetzungen. Fällt nur ein Glied aus, bleibt das Elektroauto trotz großer Batterie ein gewöhnlicher Verbraucher.

Aus dem Installateur wird der Systemintegrator

Für die Elektrotechnik bedeutet diese Entwicklung weit mehr als zusätzliche Aufträge für Wallboxen, Wärmepumpen oder Batteriespeicher.

Das Produktgeschäft wird zum Systemgeschäft.

Eine Wallbox muss künftig Netz-, Preis- und Gebäudesignale verarbeiten. Eine Wärmepumpe muss Wärmebedarf und thermische Speicherfähigkeit berücksichtigen. Ein Batteriespeicher soll Eigenverbrauch erhöhen, Leistungsspitzen begrenzen, auf dynamische Preise reagieren und womöglich Flexibilitätsleistungen vermarkten.

Auf dem Datenblatt klingt das nach Automatisierung. Auf der Baustelle bedeutet es Schnittstellenprüfung, Messkonzept, Netzwerkkommunikation, Parametrierung, Inbetriebnahme, Funktionsprüfung, Fehleranalyse und laufende Optimierung.

Denn selbst wenn Wechselrichter, Speicher, Wärmepumpe, Wallbox und Smart Meter jeweils als „smart“ verkauft werden, heißt das noch lange nicht, dass sie miteinander sprechen.

Der Elektrotechniker wird damit zunehmend zum Übersetzer zwischen Herstellerwelt, Netzbetreiber, Tarifmodell und Kundenwunsch.

Wer lediglich Geräte montiert, wird einen Teil des zukünftigen Geschäfts abgeben. Wer Energiesysteme plant, vernetzt und dauerhaft betreut, erschließt dagegen neue Leistungen: Lastganganalyse, Energiemanagement, Optimierung der Anschlussleistung, flexible Netzanschlüsse, Speicherbewirtschaftung, Fernüberwachung und laufendes Monitoring.

Die Technik ist verfügbar – die Schnittstellen sind es nicht immer

Die größte praktische Hürde liegt nicht zwangsläufig im einzelnen Gerät. Viele Wärmepumpen, Wechselrichter, Speicher und Ladeeinrichtungen verfügen bereits über digitale Schnittstellen.

Das Problem beginnt dort, wo Hersteller unterschiedliche Protokolle, Cloud-Lösungen, Berechtigungsmodelle und Datenformate einsetzen.

Ein Energiemanagementsystem kann nur dann sinnvoll steuern, wenn es die relevanten Messwerte erhält und Befehle zuverlässig an die Geräte übertragen kann. Dazu zählen die aktuelle Netzbezugsleistung, die Photovoltaikerzeugung, der Ladezustand des Speichers, der Mobilitätsbedarf des Elektroautos, der Wärmebedarf des Gebäudes, der Energiepreis und die Leistungsgrenze des Netzanschlusses.

Fehlt nur einer dieser Werte oder lässt sich eines der Geräte nicht zuverlässig ansteuern, bleibt die Optimierung unvollständig.

Herstellerübergreifende und leicht nachrüstbare Lösungen sind weiterhin nicht selbstverständlich. Viele als Plug-and-play beworbene Systeme verlangen in der Praxis eine Bestandsaufnahme, Schnittstellenprüfung, Programmierung und ausführliche Tests.

Damit steigen auch die Anforderungen an Fachbetriebe. Sie müssen künftig nicht nur wissen, ob ein Gerät elektrisch angeschlossen werden kann, sondern ob das gesamte System technisch, regulatorisch und wirtschaftlich zusammenspielt.

2027 darf nicht bei der Leistungsspitze enden

Österreichs geplante Netzentgeltreform und der EU-Aktionsplan verfolgen grundsätzlich dieselbe Richtung: Netze sollen effizienter genutzt, Lastspitzen reduziert und flexible Verbraucher aktiviert werden.

Doch die Gewichtung entscheidet.

Wird die höchste Viertelstundenleistung deutlich teurer, während flexible Zeitfenster nur einen kleinen finanziellen Vorteil bringen, entsteht kein intelligentes Tarifsystem, sondern ein Minenfeld für unvorbereitete Kunden.

Werden Speicher nur dann begünstigt, wenn sie groß genug sind, an ausgewählten Standorten stehen und konkrete Netzleistungen erbringen, bleibt ein erheblicher Teil des dezentralen Potenzials ungenutzt.

Und werden steuerbare Geräte verlangt, ohne Standards, Datenzugang und wirtschaftliche Anreize sicherzustellen, landet die Verantwortung am Ende beim Fachbetrieb.

Der Electrification Action Plan setzt dafür ein klares politisches Signal, ersetzt aber weder das europäische Gesetzgebungsverfahren noch die österreichische Tarifentscheidung. Die konkrete Wirkung entsteht erst dann, wenn aus europäischen Vorschlägen verbindliche Regeln und aus der österreichischen SNE-G-V nachvollziehbare Euro- und Centbeträge werden.

Die neue SNE-G-V darf deshalb nicht nur beantworten, wie viel eine Leistungsspitze kostet. Sie muss ebenso klar zeigen, was Kunden sparen oder verdienen, wenn sie dem Netz Flexibilität zur Verfügung stellen. Erst daran wird sich messen lassen, ob Österreich die europäische Elektrifizierungsrichtung tatsächlich aufnimmt – oder lediglich eine neue Form der Leistungsmessung einführt.

Brüssel hat den Schalter umgelegt. Ob daraus eine funktionierende Elektrifizierung wird, entscheidet sich aber nicht im Aktionsplan – sondern in jener Viertelstunde, die auf der österreichischen Netzrechnung steht.