Update Systemdienlichkeit: Finale SNE-G-V – Was BESS-Projektentwickler und Investoren jetzt wissen müssen

Worum geht es?

Die E-Control hat die Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung (SNE-G-V) am 12. Oktober 2026 als BGBl. II Nr. 299/2026 kundgemacht. Die Verordnung legt die Grundsätze fest, nach denen die Systemnutzungsentgelte ab 1. Jänner 2027 in der Tarifverordnung (SNE-T-V) bestimmt werden, und tritt – von wenigen Ausnahmen abgesehen – mit 1. Jänner 2027 in Kraft. Damit steht erstmals verbindlich fest, unter welchen Voraussetzungen Energiespeicher als „systemdienlich“ gelten und von der im Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) vorgesehenen Netzentgeltbefreiung profitieren können.

Bereits in unserem Client Alert vom 27. Februar 2026 haben wir über die Marktkonsultation der E-Control zur Systemdienlichkeit berichtet. Seither hat die E-Control einen Begutachtungsentwurf samt Erläuterungen vorgelegt und die Verordnung nunmehr in finaler Fassung erlassen. Für Betreiber, Projektentwickler und Investoren von Battery Energy Storage Systems (BESS) ergeben sich daraus konkrete Weichenstellungen für Standortwahl, Netzanschlussvertrag und Business Case.

Gesetzlicher Rahmen

Grundlage ist § 127 Abs. 3 ElWG: Energiespeicheranlagen sind unter Berücksichtigung des systemdienlichen Betriebs für 20 Jahre ab Inbetriebnahme hinsichtlich des Bezugs der zu speichernden Energie vom Netznutzungs- und Netzverlustentgelt freigestellt. „Systemdienlicher Betrieb“ ist in § 6 Abs. 1 Z 148 ElWG definiert und knüpft insbesondere an die Erbringung von Flexibilitätsleistungen, an einen im Netzentwicklungsplan ausgewiesenen Standort oder an Anforderungen des Netzbetreibers an. Die SNE-G-V konkretisiert diese Vorgaben auf Grundlage von § 135 Abs. 1 ElWG.

Flankierend verpflichtet das Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungsgesetz (EABG, BGBl. I Nr. 47/2026) die Länder, bundesländerübergreifend bis 2030 fünf GW kumulierte Batteriekapazität zu erreichen. Die geeigneten Standorte für einen systemdienlichen Betrieb von Speichern sind in den Netzentwicklungsplänen auszuweisen und auf der gemeinsamen Internetplattform der Verteilernetzbetreiber gemäß § 117 ElWG zu veröffentlichen; die Verteilernetzentwicklungsplanverordnung (BGBl. II Nr. 156/2026) regelt hierzu die näheren Darstellungsvorgaben.

Systemdienliche Speicher – Entgeltbefreiung im Überblick

Grundtatbestand. Die Entnahme eines Energiespeicherbetreibers ist vom Netznutzungs- und Netzverlustentgelt befreit, wenn die Anlage als systemdienlicher Speicher und ausschließlich zur Wiedereinspeisung betrieben wird (§ 23 SNE-G-V). Eine Entnahme für andere Anlagen am selben Netzanschlusspunkt schließt die Befreiung daher aus. Die Befreiung endet spätestens 20 Jahre nach erstmaliger Inbetriebnahme (§ 26 Abs. 8). Anpassungen der seitens des Netzbetreibers zulässigen Einschränkungen des Betriebsbereichs der Batterie sind erstmalig nach einem Jahr möglich, haben spätestens nach fünf Jahren zu erfolgen. Sofern es hier zu keiner Einigung zwischen dem Netzbetreiber und dem Batteriebetreiber kommt, kann die Qualifizierung als systemdienlich entfallen.

Speicher auf den Netzebenen 4 bis 7. Ein systemdienlicher Speicher im Verteilernetz muss kumulativ (i) ohne weiteren Netzausbau (mit Ausnahme der Anschlussanlage) angeschlossen werden, wofür der Netzbetreiber vertraglich das Recht und die technische Möglichkeit erhält, den Betriebsbereich in beide Energierichtungen unentgeltlich einzuschränken („Hüllkurven“), (ii) an einem Umspannwerk der Netzebene 4 bzw. nachgelagert angeschlossen sein, bei dem die Photovoltaik-Verhältnisleistung 0,3 MW/MVA oder die Windkraft-Verhältnisleistung 0,85 MW/MVA überschreitet und die Rückspeisedauer mehr als 2.500 Stunden beträgt, (iii) Anschlusskapazitäten für einen systemdienlichen Betrieb nach der durch die E-Control noch gemäß § 99 Abs. 3 ElWG festzulegenden Methode für die bestmögliche Nutzung von Netzkapazitäten nutzen und (iv) eine Engpassleistung von mindestens 1 MW aufweisen (§ 24 Abs. 1). Für das Standortkriterium sind erstmals die Daten des Kalenderjahres 2025 maßgeblich; eine Aktualisierung erfolgt in geraden Kalenderjahren (§ 24 Abs. 2).

Bündelung kleinerer Speicher. Die 1-MW-Schwelle kann durch Bündelung von Speichern mit jeweils mindestens 10 kW erreicht werden, die messtechnisch geeignet erfasst und an demselben Umspannwerk angeschlossen sind; die Betriebsvorgaben sind dann über technische Aggregation von der Gesamtheit zu erfüllen (§ 24 Abs. 3). Die Befreiung erlischt, wenn ein Teilnehmer die Aggregation verlässt oder die 1 MW insgesamt unterschritten werden – ein Punkt, der in Aggregationsverträgen abzubilden ist.

Speicher auf den Netzebenen 1 bis 3. Auf Hoch- und Höchstspannungsebene ist zusätzlich erforderlich, dass der Speicher unmittelbar an eine der Netzebenen 1 bis 3 und an einem im Netzentwicklungsplan oder Verteilernetzentwicklungsplan als geeignet ausgewiesenen Netzanschlusspunkt angeschlossen wird, dem Netzbetreiber unentgeltlich Blindleistung im angeforderten Umfang bereitstellt und die standortspezifischen Anforderungen des Netzbetreibers erfüllt (§ 25).

Hüllkurven und Planungssicherheit. Der Netzbetreiber hat das maximale Ausmaß der Einschränkung für die ersten fünf Jahre bei Abschluss des Netzanschlussvertrags auf stündlicher Basis, differenziert nach Monaten, bekanntzugeben und das tatsächliche Ausmaß der Einschränkung täglich bis 6 Uhr des Vortages dynamisch mitzuteilen (§ 26 Abs. 1). Nach frühestens einem Jahr können die Parteien die Hüllkurven einvernehmlich für weitere fünf Jahre neu festlegen (§ 26 Abs. 2).

5-GW-Deckel und Reihung. Die Befreiung wird österreichweit bis zu 5 GW Engpassleistung gewährt (§ 26 Abs. 3). Netzbetreiber müssen vergebene Leistungen binnen 30 Tagen auf der Plattform gemäß § 117 ElWG einmelden; Netzanschlussverträge für systemdienliche Speicher sind aufschiebend bedingt. Wird der Deckel binnen 30 Tagen erreicht, werden die betroffenen Verträge nach der Photovoltaik-Verhältnisleistung des Umspannwerks gereiht; nicht berücksichtigte Verträge sind als unwirksam aufzulösen (§ 26 Abs. 4 bis 7).

Befristetes Fenster. Die §§ 23 bis 26 treten mit Ablauf des 31. Dezember 2030 außer Kraft, gelten aber für vor diesem Zeitpunkt in Betrieb genommene Speicher weiter (§ 33 Abs. 1). Für die Befreiung ist somit die Inbetriebnahme bis Ende 2030 entscheidend.

Weitere für BESS relevante Neuerungen

Netzverlustentgelt bei Wiedereinspeisung. Unabhängig von der Systemdienlichkeit ist jede Wiedereinspeisung vom Netzverlustentgelt befreit (§ 12 Abs. 3). Wird ein Speicher nicht ausschließlich zur Wiedereinspeisung eingesetzt, ermittelt der Netzbetreiber den Anteil bilanziell über zwölf Monate unter Ansatz typischer Wirkungsgradverluste; anlagenspezifische Werte können nachgewiesen werden (§ 12 Abs. 4).

Netznutzungsentgelt für flexible Entnahme. Für Speicher, die keine Befreiung erlangen, bietet § 10 einen reduzierten Leistungspreis, wenn ein flexibler Netzzugang gemäß §§ 103, 104 ElWG vereinbart ist oder sich der Netzbenutzer verpflichtet, die Bezugsleistung bei hoher Netzbelastung um bis zu 100 % einzuschränken – auf den Netzebenen 1 bis 5 dynamisch bis 6 Uhr des Vortags für zwei Zeiträume von jeweils bis zu zwei Stunden täglich. Solche Vereinbarungen sind grundsätzlich auf zehn Jahre abzuschließen; bei vertragswidrigem Bezug drohen Überschreitungsfaktoren oder -pönalen. Netzbetreiber müssen diese Vereinbarungen spätestens ab 1. Oktober 2027 abschließen (§ 32 Abs. 5).

Erneuerbare Hybridanlagen (Co-Location). Neu definiert ist die „erneuerbare Hybridanlage“: eine Kombination aus Wasser-, Wind- oder PV-Anlage mit Speichern von insgesamt mindestens 1 MW ohne weitere Verbrauchseinheiten, bei der die Entnahme ausschließlich der Wiedereinspeisung dient und die Erzeugungsleistung zumindest der Speicherleistung entspricht (§ 2 Abs. 1 Z 4). Verpflichtet sich die Anlage zusätzlich, ihre Einspeisung dynamisch unentgeltlich einschränken zu lassen, ist für ihre Entnahme ein gesonderter Arbeitspreis festzulegen (§ 10 Abs. 7 Z 3); bei mehr als drei Überschreitungen im Kalenderjahr gilt rückwirkend der reguläre Arbeitspreis (§ 10 Abs. 9).

Flexibilitätsleistungen und saisonale Speicher. Anbieter von Regelreserve und anderen Flexibilitätsleistungen können auf Antrag ein einheitliches Netznutzungsentgelt für die dadurch verursachte zusätzliche Arbeit und Leistung beanspruchen (§ 11). Für „saisonale Speicher“ mit einer Entladedauer von mehr als zehn Stunden sind österreichweit einheitliche Leistungs- und Arbeitspreise festzulegen (§§ 2 Abs. 1 Z 13, 6 Abs. 5, 7 Abs. 6).

Wesentliche Änderungen gegenüber dem Begutachtungsentwurf

Die finale Fassung weicht in mehreren für BESS wesentlichen Punkten vom Begutachtungsentwurf ab: Der Abschluss eines Vertrags über Flexibilitätsleistungen mit dem Regelzonenführer ist keine Befreiungsvoraussetzung mehr. Das Standortkriterium im Verteilernetz stellt nicht mehr auf die Transformatorauslastung (80 % in 20 % der Stunden) ab, sondern auf die PV- bzw. Windkraft-Verhältnisleistung und die Rückspeisedauer. Die Mindestgröße für gebündelte Einzelanlagen wurde von 50 kW auf 10 kW gesenkt, und systemdienliche Speicher auf den Netzebenen 1 bis 3 können nun auch an im Verteilernetzentwicklungsplan ausgewiesenen Punkten angeschlossen werden. Anstelle von Mittel- und Langfristspeichern (über 24 bzw. ab 168 Stunden) sind nunmehr saisonale Speicher ab zehn Stunden Entladedauer begünstigt.

Was sollten Projektentwickler und Investoren jetzt tun?

Die Standortwahl bleibt der entscheidende Hebel: Projekte sollten frühzeitig gegen die in den (Verteiler-)Netzentwicklungsplänen und auf der Plattform gemäß § 117 ElWG (https://www.ebutilities.at/) ausgewiesenen Standorte sowie gegen die Kennzahlen des jeweiligen Umspannwerks geprüft werden. Da die Qualifizierung als systemdienlich und die damit einhergehende Befreiung an die Inbetriebnahme bis Ende 2030 und an den 5-GW-Deckel gekoppelt ist, sind Projektzeitpläne und der Zeitpunkt des Vertragsabschlusses kritisch; die aufschiebende Bedingung und das Reihungsverfahren sollten in Finanzierungs- und Transaktionsdokumentation berücksichtigt werden. Wer mehr Flexibilität für sein Projekt (insbesondere bei der Standortwahl und der Betriebsweise) möchte, sollte prüfen, ob alternativ die verringerten Netzentgelte für die flexible Entnahme ausreichend sind, um die Batterieanlage wirtschaftlich betreiben zu können.

In den Netzanschlussverträgen kommt den Hüllkurven zentrale Bedeutung zu: Die bekanntgegebenen maximalen Einschränkungen sind in das Vermarktungsmodell einzupreisen, und die Evaluierungsmöglichkeit nach einem Jahr sollte strategisch genutzt werden. Für Co-Location-Projekte ist zu prüfen, ob das Modell der erneuerbaren Hybridanlage oder der flexiblen Entnahme wirtschaftlicher ist, da eine Kumulierung mehrerer Begünstigungen grundsätzlich nicht vorgesehen ist. Die konkreten Entgelthöhen und Abschläge werden erst in der SNE-T-V festgelegt, deren Entwurf genau zu verfolgen ist.

Gerne unterstützen wir Sie bei der Prüfung Ihrer Projekte, der Gestaltung von Netzanschluss-, Aggregations- und Finanzierungsverträgen sowie bei Stellungnahmen im Verfahren zur im Dezember erwarteten Tarifverordnung.