Was die neuen Netzentgelte für Gemeinden bedeuten

Wer dem Netz hilft, zahlt weniger. Auf diesen Satz lässt sich die neue Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung (SNE-G-V) herunterbrechen, die die E-Control am 12. Oktober im Bundesgesetzblatt kundgemacht hat. Sie stützt sich auf das neue Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) und bildet ab 1. Jänner 2027 die Grundlage für die Stromnetzentgelte in Österreich. Für Gemeinden ist sie doppelt relevant: Sie sind sowohl Stromkunden mit eigenen Gebäuden, Ladepunkten und Anlagen als auch Akteure, die über Photovoltaik, Speicher und Energiegemeinschaften die Energiewende vor Ort mitgestalten.

Das Ziel: Die bestehenden Netze sollen besser ausgelastet und Lastspitzen reduziert werden. Nach Berechnungen des Regulators lassen sich so langfristig rund 300 Millionen Euro an Netzkosten pro Jahr vermeiden. Am Gesamtaufkommen der Netzentgelte ändert die Verordnung nichts, wohl aber an der Frage, wer wie viel davon trägt.

Die wichtigste Neuerung ist der Leistungspreis

Bisher richteten sich die Netzkosten von Haushalten und Kleingewerbe fast ausschließlich nach der verbrauchten Strommenge, die Leistung spielte für ihre Rechnung keine Rolle. Künftig zählt zusätzlich, wie viel Leistung ein Anschluss gleichzeitig aus dem Netz zieht. Maßgeblich ist der höchste Viertelstundenwert eines Monats, den der Smart Meter erfasst. Weil über eine Viertelstunde gemittelt wird, fallen kurze Spitzen etwa beim Einschalten eines Geräts kaum ins Gewicht. 

Auf Netzebene 7 werden mindestens 2 kW verrechnet. Der Leistungspreis kennt dort zwei Stufen: eine für den Anteil bis 10 kW und eine für alles darüber. In Simulationen der E-Control zum Verordnungsentwurf war der Preis über 10 kW doppelt so hoch. Verbindlich ist das nicht, die konkreten Preise legt erst die Tarifverordnung fest.

Eingeführt wird der Leistungspreis schrittweise. In einer ersten Phase soll er nach Angaben der E-Control rund 40 Prozent des Netznutzungsentgelts ausmachen, innerhalb von drei Jahren soll das Verhältnis zum Arbeitspreis bei 50 zu 50 liegen. Diese Werte stammen aus der Präsentation, der Verordnungstext spricht nur von einer stufenweisen Verschiebung. Auf Netzebene 7 gilt 2027 zunächst ein einheitlicher Leistungspreis je Netzbereich, die zweistufige Struktur kommt je nach Netzbetreiber frühestens im Dezember 2027 und spätestens Mitte 2028.

Für einen Durchschnittshaushalt ohne leistungsstarke Geräte ändert sich laut E-Control wenig, tendenziell wird es günstiger. Haushalte ohne E-Auto oder Wärmepumpe müssten die Leistungsspitzen anderer nicht mehr mitbezahlen, erklärte E-Control-Vorstand Michael Strebl. Teurer wird es dort, wo große Verbraucher ungesteuert gleichzeitig laufen. Bei E-Autos reicht es meist, die Ladeleistung von 11 auf 4 kW zu senken, Wärmepumpen können gleichmäßiger betrieben werden, etwa ohne Nachtabsenkung.

Diese Logik gilt auch für die Gemeinde

Wo kommunale Objekte vom Kindergarten bis zum Feuerwehrhaus auf Netzebene 7 angeschlossen sind, greifen dieselben Regeln wie für Haushalte und Kleingewerbe. Wer im Bauhof E-­Fahrzeuge lädt oder Gebäude mit Wärmepumpen heizt, sollte die Lastprofile seiner Anschlüsse kennen. Die E-Control rät, große Verbraucher nicht gleichzeitig zu betreiben, damit sie nicht in derselben Viertelstunde zusammenfallen. Die Interessenvertretung der E-Wirtschaft begrüßt die Reform grundsätzlich als Schritt zu einem verursachungsgerechteren Stromsystem.

Neben dem Leistungspreis setzt die Verordnung auf zeitvariable Arbeitspreise. Den Sommer-Nieder-Arbeitspreis (SNAP) gibt es bereits seit April 2026: Von 1. April bis 30. September ist der Netz-Arbeitspreis zwischen 10 und 16 Uhr derzeit um rund 20 Prozent reduziert. Ab 1. Oktober 2027 kommt ein Winter-Nieder-Arbeitspreis (­WiNAP) dazu. Er gilt von Oktober bis März zwischen 23 und 5 Uhr. Voraussetzung für beide ist, dass der Netzbetreiber die Smart-Meter-Daten viertelstündlich auslesen kann.

„Rabatte gegen Flexibilität – wer dem Netz hilft, profitiert“, fasst E-Control-Vorstand Alfons Haber den Grundgedanken zusammen. 

Am deutlichsten wird das bei der flexiblen Netznutzung. Kunden legen selbst fest, welcher Teil ihrer Leistung garantiert ist und welcher flexibel. Den flexiblen Teil, mindestens 4 kW, darf der Netzbetreiber im Bedarfsfall in zwei Zeitfenstern zu je zwei Stunden pro Tag einschränken. Dafür kostet er voraussichtlich nur ein Viertel des regulären Leistungspreises, der Rabatt beträgt also 75 Prozent. 

Die Verträge laufen grundsätzlich zehn Jahre, spätestens ab 1. Oktober 2027 müssen Netzbetreiber sie auf Kundenwunsch abschließen. Das Modell ersetzt die bisherigen unterbrechbaren Tarife, die laut ORF rund 500.000 Kunden nutzen. Sie laufen mit Ende 2029 aus.

Entlastung gibt es auch beim Netzanschluss

Das neue Netzanschlussentgelt besteht aus einem aufwandsorientierten Teil für die konkrete Anschlussleitung und einem pauschalen Teil, der den Netzausbau mitfinanziert. Bestehenden Anschlüssen auf Netzebene 7 werden ­mindestens 10 kW zugeordnet, Nachzahlungen für die Vergangenheit gibt es nicht. Neue Photovoltaik­anlagen bis 15 kW zahlen in der Regel keinen pauschalen Anteil.

Am heftigsten umstritten sind die Regeln für Batteriespeicher. Die Verordnung sieht laut E-Control zehn Varianten vor, mit denen Speicher ganz oder teilweise von Netzentgelten befreit werden können. Entscheidend ist, ob ein Speicher systemdienlich betrieben wird, also keinen zusätzlichen Netzausbau auslöst, sondern hilft, ihn zu vermeiden. 

Den Kern bildet eine Befreiung von Netznutzungs- und Netzverlustentgelt für bis zu 20 Jahre. Auf den Netzebenen 4 bis 7 setzt sie unter anderem eine Leistung von mindestens 1 MW voraus, das Recht des Netzbetreibers, den Betrieb unentgeltlich einzuschränken, und einen Standort an einem Umspannwerk, an dem viel Wind- oder Sonnenstrom zurückgespeist wird und die Rückspeisedauer mehr als 2.500 Stunden pro Jahr beträgt. 

Mehrere kleinere Speicher ab 10 kW dürfen gebündelt werden, wenn sie am selben Umspannwerk hängen, über eine technische Aggregation gesteuert werden und zusammen mindestens 1 MW erreichen. Die Befreiungen sind österreichweit mit 5 GW gedeckelt und gelten nur für Anlagen, die bis Ende 2030 in Betrieb gehen. Für viele andere Speicher bleibt die flexible Netznutzung als Option.

Die Erneuerbaren-Branche reagierte scharf

Der Bundesverband Photovoltaic & Battery Austria, Windkraft Österreich und der Bundesverband Energiespeicher Österreich hatten schon vor der Präsentation vor einer „Batterieverzögerungs-Verordnung“ gewarnt. Sie kritisieren ­mangelnde Einbindung der Fachleute und fordern, die netzentlastende Wirkung von Speichern in den Netzgebühren anzuerkennen. Ein zentraler Kritikpunkt: Bereits bezahlte Netzanschlüsse von Wind- und Solarparks könnten kaum für zusätzliche Speicher genutzt werden. Auch der Dachverband Erneuerbare Energie Österreich hält die Kriterien für zu eng.

Die E-Control hält dagegen: Die Verordnung sei kein Förderinstrument für Speicher, sondern solle eine effiziente Netzauslastung und eine verursachergerechte Kostenverteilung sicherstellen. Was begünstigte Speicher nicht zahlen, müssten Haushalte und Unternehmen tragen. Zugleich verweist der Regulator darauf, dass Standort und Betriebsweise zählen, nicht die Technologie an sich.

Aus kommunaler Sicht ist wichtig: ­Nutzen Teilnehmer Strom im selben Gebäude oder Standortbereich gemeinsam, mindert das ihren Leistungspreis. Für lokale und regionale Energiegemeinschaften sind prozentuelle Abschläge beim Arbeitspreis vorgesehen. Wie hoch diese ausfallen, regelt ebenfalls die Tarifverordnung. Für Gemeinden, die Energiegemeinschaften tragen oder unterstützen, lohnt es sich deshalb, die Tarife für 2027 genau zu verfolgen.

Fix ist mit der Grundsatzverordnung also das Gerüst, noch offen sind die Zahlen. Die konkreten Netztarife für 2027 werden erst mit der Tarifverordnung festgelegt. Wer als Gemeinde jetzt seine Lastspitzen kennt, Ladevorgänge steuert und die flexible Netznutzung prüft, ist für den Umstieg gut gerüstet.