Wer das Stromnetz nutzt, zahlt dafür Netzentgelte – eine Art Maut für das Stromnetz.

(WK-intern) – Mit der SNE-G-V legt die Regulierungsbehörde E-Control fest, nach welchen Regeln diese Entgelte ab 2027 berechnet werden.

Die Verordnung wurde am Montag, den 12. Oktober 2026 veröffentlicht; die Höhen der Tarife werden jährlich in einer Tarif-VO veröffentlicht, ebenfalls von der E-Control.

Die Verordnung birgt massive Bremsen für den dringend notwendigen Ausbau von Batteriespeichern und zieht daher die Kritik von Branchenexpert:innen auf sich. Es bestehen Hürden und es bleiben zentrale Fragen offen, die für einen raschen Ausbau, die Finanzierbarkeit der Batterieprojekte und die langfristige Senkung der Strom- und Netzkosten entscheidend sind.

Vera Immitzer, Geschäftsführerin Bundesverband Photovoltaic & Battery Austria

“Wir haben im Vorfeld zwei Bedarfsstudien vorgelegt und auch ganz konkrete Analysen, zur Bewertung der technischen Vorgaben inklusive einer wirtschaftlichen Bewertung der Vorhaben. Wenn die letzten entscheidenden Details dann auf den letzten Metern, ohne Fachverbände abgesprochen werden, ist die Ernsthaftigkeit der Verordnung zu hinterfragen“, kritisiert Vera Immitzer, Geschäftsführerin vom Bundesverband Photovoltaic & Battery Austria die kürzlich veröffentlichte Verordnung.

“Dabei war uns auch immer klar, dass eine Netzkostenbefreiung nicht pauschal erfolgen darf, sondern an den tatsächlichen Beitrag zur Netzentlastung geknüpft ist. Wir selbst wollen keine Trittbrettfahrer haben, waren an strengen Kriterien daher selbst interessiert und haben entsprechende Vorschläge eingebracht.“

Florian Maringer, Geschäftsführer WINDKRAFT Österreich

“Hybridkraftwerke nutzen bereits bestehende und bezahlte Netzanschlüsse. Sie verursachen keinerlei zusätzliche Investitionen. Sie nicht zu nutzen ist fahrlässig. Sie zu diskriminieren ist unverständlich. Die Verordnung erschwert die Nutzung und diskriminiert. Damit geht Österreich wieder in die Warteschleife. Wir hoffen, dass die Tarifverordnung und andere Verordnungen nun einen transparenteren und fachlich geeigneten Prozess erfahren, um wieder sachliche und planbare Wege zu gehen“, zeigt sich Florian Maringer, Geschäftsführer von WINDKRAFT Österreich verärgert.

Christoph Schmidt, Präsident Bundesverband Energiespeicher Österreich

“Wir hätten uns zusammensetzen und innerhalb weniger Wochen gemeinsam eine Lösung erarbeiten können, die das Beste für den Standort Österreich herausholt. Wir haben unsere Vorschläge bereits seit Anfang des Jahres in alle Diskussionen eingebracht. Man hat uns zwar zugehört, seitens der E-Control wurde aber letztlich vor allem an den eigenen Vorschlägen festgehalten. Dass die Chance auf einen echten gemeinsamen Lösungsprozess nicht genutzt wurde, ist schade für den Standort“, erklärt Christoph Schmidt, Präsident des Bundesverbands Energiespeicher Österreich.

“Es geht nicht darum, Kosten von Speicherbetreibern auf andere abzuwälzen. Es geht darum, die Gesamtkosten des Systems zu senken. Wenn ein netzdienlicher Speicher teuren Netzausbau vermeidet und die bestehende Infrastruktur besser nutzt, profitieren davon alle Netzkunden. Dann muss nicht jemand anderer mehr zahlen – vielmehr können langfristig alle weniger zahlen. Wer Speicher ausschließlich als zusätzliche Verbraucher betrachtet, übersieht ihren Nutzen für das Gesamtsystem.“

Lukas Stühlinger, Geschäftsführer Fingreen GmbH

“Mit den letzten Änderungen an der Verordnung sind neue Hürden für Hybridspeicher aufgebaut worden. Die finalen Regelungen sind teils unklar, teils nachteilig für den Zubau von Batteriespeichern zu bestehenden Wind- und Photovoltaikanlagen. Das macht die Projekte teurer und schwerer finanzierbar. Der Ausbau von Hybridspeichern in Österreich wird dadurch nachhaltig gebremst.” Erklärt Lukas Stühlinger, Geschäftsführer der Fingreen GmbH und Autor der Studie.

“Unsere Analyse zeigt, dass die Netzgebühren ein essenzieller Faktor sind und über die Wirtschaftlich und Finanzierbarkeit eines Projekts entscheiden. Wenn wesentliche Kostenbestandteile unsicher sind, verlangen Banken mehr Eigenkapital und höhere Zinsen. Das macht die Projekte zusätzlich teurer.“

Warum braucht es Stromspeicher?

Stromspeicher sind essenziell für die Energiewende: Sie nehmen Strom auf, aus der Erzeugungsanlage wie auch aus dem Stromnetz, wenn viel Wind weht oder die Sonne scheint, und geben ihn später wieder ab, wenn er benötigt wird. Damit tragen Stromspeicher dazu bei, dass das Stromnetz entlastet wird, geringerer Netzausbau notwendig ist und damit Kosten eingespart werden.

Wie viele Stromspeicher braucht es?

Mehrere aktuelle Studien belegen mittlerweile, dass der Ausbau von Speichern ein Schlüsselelement für eine sichere und günstige Energieversorgung ist. Im Jahr 2030 besteht laut TU Graz und APG ein Speicherbedarf von rund 10,2 Gigawattstunden. Aktuell steht Österreich bei gerade mal 4 Gigawattstunden.

Mit dem weiteren dringend notwendigen Ausbau der österreichischen Stromerzeugung wird dieser Speicherbedarf noch deutlich zunehmen. Da durch die zunehmende Elektrifizierung von Verkehr, Heizung und Industrie der Energiebedarf stark ansteigt, muss die erneuerbare Stromerzeugung bis dahin nahezu verdoppelt werden.

Wieso gibt es Kritik am Prozess?

Seit Jahresbeginn wurde an der Verordnung gearbeitet, zwei öffentliche Konsultationen haben stattgefunden, über 1.000 Seiten an Stellungnahmen wurden abgegeben – das zeigt, dass viel Expertise besteht. Schlussendlich wurde die Verordnung von der E-Control aber lediglich im Regulierungsbeirat von den Sozialpartnern, der Industriellenvereinigung und dem Verein für Konsument:inneninformation, ohne technischer Expertise, finalisiert.

Gerade angesichts des steigenden Bedarfs an Flexibilität im Stromsystem wäre es notwendig gewesen, die offenen Fragen vor der Veröffentlichung gemeinsam mit den betroffenen Fachverbänden und Marktteilnehmern zu lösen.

Konkrete Lösungsvorschläge wurden mehrfach vorgelegt

Die Fachverbände haben sich inhaltlich eingebracht und der BVEÖ hat ein Drei-Stufen-Speichermodell vorgeschlagen, welches mehrere konkrete Wege aufgezeigt hätte, wie netzdienliche Stand-Alone-Batteriespeicher rasch und wirtschaftlich tragfähig im Interesse von Netzbetreibern, Stromkund:innen und Speicherbetreibern ausgebaut werden können.

Drei wesentliche Ziele wurden dabei immer verfolgt: die bestmögliche Nutzung der bestehenden Netzinfrastruktur, ohne einen zusätzlichen Netzausbau allein für Speicher erforderlich zu machen; einen angemessenen finanziellen Beitrag der Speicher zu den Netzkosten; sowie langfristig verlässliche Rahmenbedingungen, die eine Finanzierung der Projekte ermöglichen.

Es wäre möglich gewesen Speicher gezielt dort zu errichten und zu betreiben, wo sie das Netz tatsächlich entlasten. Gleichzeitig hätten klare und langfristig kalkulierbare Regeln die notwendige Investitions- und Finanzierungssicherheit geschaffen. Stattdessen bleiben wesentliche Fragen auch nach der Veröffentlichung ungeklärt.

Auch die Kritik, dass eine 20-jährige Befreiung zu lange wäre, haben die Fachverbände aufgenommen und dazu einen konstruktiven Kompromissvorschlag eingebracht, um zu verhindern, dass es daran scheitern könnte. Aber auch dieser Vorschlag wurde nicht weiter besprochen.

Kostenoptimierung: niedrige Gesamtkosten als Ziel

Günstigere Netzentgelte führen nicht zwangsläufig zu Mehrbelastungen für andere Stromkund:innen oder zu einer Förderung. Es geht daher nicht darum Kosten zu verschieben, sondern vielmehr darum durch den Batterieausbau die Netz- und Gesamtkosten des Stromsystems zu senken und damit alle Österreicherinnen und Österreicher zu entlasten.

Speicher können Netzengpässe reduzieren, die vorhandene Infrastruktur besser auslasten und zusätzlichen Netzausbau vermeiden. Werden sie netzdienlich betrieben, können dadurch Kosten sinken, die andernfalls langfristig von allen Netznutzer:innen getragen werden müssten. Entscheidend ist daher, Batteriespeicher regulatorisch nicht ausschließlich als gewöhnliche Stromverbraucher zu behandeln, sondern ihren tatsächlichen Nutzen für das Gesamtsystem zu berücksichtigen.

Das bedeutet ausdrücklich nicht, dass jeder Speicher automatisch von Netzentgelten befreit werden soll. Vielmehr braucht es sachgerechte Kriterien, die sicherstellen, dass begünstigte Speicher tatsächlich einen Beitrag zur Entlastung des Netzes leisten.

Wieso gibt es inhaltliche Kritik?

Die nun vorliegende Verordnung lässt insbesondere bei der Nutzung bestehender Netzanschlüsse, den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen und der langfristigen Planbarkeit von Speicherprojekten wesentliche Fragen offen. Auch die konkrete Ausgestaltung der Tarife wird darüber entscheiden, ob tatsächlich ausreichend Investitionen ausgelöst werden.

Ungleichbehandlung von Stromspeichern mit und ohne Erzeugungsanlage

Von den Netzentgelten befreit werden können nur Batterien, die einen eigenen Netzanschluss, unabhängig von Erzeugungsanlagen, haben. Voraussetzung ist, dass sie das Netz nachweislich entlasten.

Batterien direkt bei einem Windpark oder einer PV-Anlage (so genannte Hybridanlagen) nutzen im Gegensatz dazu bereits bestehende Netzanschlüsse für die Einspeisung. Die notwendigen Netzentgelte zur Errichtung des Netzanschlusses und des vorgelagerten Netzes wurden dabei schon geleistet. Für den Anschluss der Batterie wird keine zusätzliche Ausbauleistung benötigt sondern lediglich die bestehende Anschlussleistung effizienter genutzt. Eine Befreiung steht den Batterien bei Erzeugungsanlagen, obwohl sie KEINEN Netzausbau erfordern, dennoch nicht zu. Dabei belasten sie das Netz sogar weniger, weil sie einen Anschluss nutzen, den es schon gibt.

Rückwirkende Eingriffe

Hybridspeicher können nur unter EINER Bedingung eine Reduktionen der Netzentgelte erlangen: wenn das gesamte Hybridkraftwerk, mit einem bereits bezahlten Netzanschluss, auf die Einspeisung verzichtet und akzeptiert dass diese jeden Tag neu durch den Netzbetreiber gedrosselt werden kann. Die Einspeisung kann dabei von 0 bis 100% reduziert werden. Das betrifft sowohl bereits bestehenden Erzeugungsanlagen, die für 20 Jahre finanziert wurden als auch neue Projekte. Die damit einhergehende Netzentgeltreduktion wird jährlich neu festgelegt und kann auch bei keiner Reduktion liegen. Somit finden für bestehende Kraftwerke rückwirkende Eingriffe statt und damit Planungssicherheit verloren.

Unsicherheit und mangelnde Finanzierbarkeit

Anders als systemdienliche Stand Alone Batterien müssen Batterien bei Wind- und PV-Parks immer Netzentgelte zahlen. Die daraus potenziell entstehenden Hybridkraftwerke mit bereits bestehenden Netzanschlüssen können so nicht genutzt werden. Die notwendige Finanzierungslücke wurde gegenüber der E-Control und den Interessengruppierungen im Regulierungsbeirat auch über die erfolgten Stellungnahmen transparent dargelegt.

Den Netzkostenrabatt, mit dem sich der Speicher rechnen könnte, gibt es nur, wenn der Netzbetreiber im Gegenzug den ganzen Erzeugungspark herunterregeln darf – ohne Entschädigung und ohne Grenze, wie oft und wie lange. Jede Stunde, in der der Windpark stillsteht, kostet aber Einnahmen. Dieser Verlust kann viel größer sein als der Rabatt.

Wie hoch die Rabatte bei den Netztarifen sind, wird jedes Jahr neu festgelegt. Der Betreiber muss sich aber für zehn Jahre zur reduzierten Einspeisung verpflichten. Eine Batterie wird über mehr als zehn Jahre finanziert – mit Rabatten, die sich jedes Jahr ändern können, lässt sich das nicht seriös kalkulieren.

Die Eingriffe in bestehende Projekte, der Fehlenden Klarheit zum Ausmaß der Einspeisereduktion sowie die fehlende Klarheit bei der Tarifentwicklung in der Zukunft führen zu finanzieller Unkalkulierbarkeit und lähmender Unsicherheit bei Investoren. Für Batterien bei Wind- und PV-Parks wird es dadurch kaum möglich, verlässlich zu planen. Etwaige Vorteile der Netzkostenreduktion fallen daher zu gering aus.

Die Hürden sind so hoch, dass kaum ein Speicher sie schafft

Auch alleinstehende Batterien, so genannte Stand Alone, bekommen die Befreiung nur an ganz bestimmten Orten: dort, wo schon sehr viel Wind- oder PV-Strom erzeugt wird, und regelmäßig mehr Strom anfällt, als die Region verbraucht. Diese Bedingungen sind so streng, dass es kaum passende Standorte gibt. Auch ist die geforderte Rückeinspeisung, von Umspannwerken in die höher Netzebene, ist zu hoch gewählt und damit nur auf ein paar wenige Standorte zutreffend. Gerade die kurzen und wenigen Stromspitzen wären mit Batteriespeichern, statt mit mehr Kupfer, äußerst gut abfederbar – dafür sind die geforderten 2.500 Stunden aber zu hoch gesetzt.

Was sind die Konsequenzen für den Speicherausbau?

Durch die strengen Kriterien in der Verordnung gibt es faktisch für Stand Alone Batterien kaum Standorte, wo diese errichtet werden können; Für Batteriespeicher bei Erzeugungsanlagen gibt es keine Anreize diese netzdienlich zu betreiben. Unter diesen Bedingungen werden nur sehr wenige Betreiber ihre Anlagen so bauen und betreiben, dass sie das Netz entlasten. Batterien, die so nicht gebaut werden, fehlen dem österreichischen Stromsystem auf Dauer – für ein stabiles Netz, für mehr erneuerbare Energie und um teuren Netzausbau zu vermeiden. Genau das wollte die Verordnung eigentlich erreichen.

Wie geht es nun weiter?

Basierend auf der Grundsatzverordnung werden ab sofort jährlich die konkreten Tarife und gegebenenfalls weitere Modalitäten festgelegt. Die Fachverbände werden diesen Prozess transparent weiterverfolgen, Rückmeldung aus der Praxis einbringen und eine Novelle der Grundsatzverordnung weiterhin verfolgen.

PM: WINDKRAFT Österreich

PB: Ausbau der Stromspeicher in Österreich unter Einordnung der Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung / ©: WINDKRAFT Österreich