4 Infrastruktur

Ausbau, Umbau, Aufbau

Die Herausforderungen der Infrastrukturplanung und -umsetzung in Österreich sind je nach Sektor sehr unterschiedlich. Im Strombereich greifen bewährte Planungsinstrumente auf EU- und österreichischer Ebene ineinander, werden jedoch durch Planung für ausreichende Flexibilitäten erweitert. Die Umsetzung bringt eigene Aktionsfelder wie den Netzanschluss zahlreicher Anlagen, den bestmöglichen Einsatz der Smart Meter oder die Netzreserve mit sich.

Im Gegensatz dazu ist der Sektor Gas von veränderten Flüssen und rückgängigen Mengen und Anschlusszahlen geprägt. Beim Wasserstoff wiederum werden mit den Planungen erst die Grundlagen für eine Österreich- und EU-weite Infrastruktur gelegt.

4.1 Netzausbau Strom

Die Netzentwicklungsplanung in Österreich erfolgt auf mehreren Ebenen und umfasst Übertragungs- und Verteilernetze. Die E-Control genehmigt und überwacht den Netzentwicklungsplan der Übertragungsnetzbetreiber und koordiniert sich mit europäischen Planungen. Auf Verteilernetzebene sollen künftig alle zwei Jahre Netzentwicklungspläne erstellt werden.

Zur Beschleunigung des Netzanschlusses von erneuerbaren Erzeugungsanlagen hat die E-Control den Aktionsplan Netzanschluss 2.0 erstellt, der Maßnahmen zur Standardisierung, Optimierung und Reduktion bürokratischer Hürden umfasst. Im Bereich der Smart Meter konnten die Ausrollungsziele erreicht werden, doch sind weitere Optimierungen notwendig.

Parallel dazu wird der Flexibilitätsbedarf im Stromnetz bewertet. Die Netzreserve wurde für weitere fünf Jahre genehmigt.

4.1.1 Netzentwicklungsplanung für Übertragungsnetze

Die Planung des Ausbaus der Stromnetzinfrastruktur erfolgt in Österreich auf mehreren Ebenen. Grundlage sind der nationale Netzentwicklungsplan, der europäische Zehnjahresnetzentwicklungsplan und der integrierte österreichische Netzinfrastrukturplan, der die Abstimmung mit dem Gasbereich sicherstellt. Die Übertragungsnetzbetreiber stimmen sich bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans mit den Verteilernetzbetreibern ab, sodass eine
inhaltliche Kohärenz mit den bislang unverbindlichen Plänen der Verteilernetze gegeben ist.

Im Zentrum steht das Ziel, ab 2030 den gesamten österreichischen Stromverbrauch bilanziell aus erneuerbaren Energieträgern zu decken. Dies führt zu einem deutlichen Anstieg der Einspeisung auf Verteilernetzebene und verändert die Anforderungen an die Infrastruktur sowie die Energieflüsse zwischen Übertragungs- und Verteilernetzen. Für die Energiesystemwende ist daher auch die Weiterentwicklung der Verteilernetze entscheidend. Nur wenn Netze flexibel ausgestaltet und bedarfsgerecht erweitert werden, können volatile und meist dezentrale erneuerbare Erzeugungsanlagen sicher integriert werden.

Für das Übertragungsnetz ergeben sich notwendige Maßnahmen aus dem Zustand der vorhandenen Infrastruktur, der erwarteten Entwicklung von Erzeugung und Last sowie aus dem Grundsatz „Netzoptimierung vor Netzverstärkung und Netzausbau“. Die E-Control ist für die Genehmigung und Überwachung des Netzentwicklungsplans der Übertragungsnetzbetreiber zuständig. Der Plan ist alle zwei Jahre zu erstellen. Die jüngsten Einreichungen erfolgten im September 2025, wurden Ende 2025 von der E-Control geprüft und evaluiert und werden Anfang 2026 genehmigt. Im aktuellen Plan der APG waren erstmals auch jene Transportkorridore enthalten, die im integrierten österreichischen Netzinfrastrukturplan identifiziert worden waren.

Auch auf europäischer Ebene blieb die Netzentwicklung ein zentrales Thema. Die Zehnjahresnetzentwicklungspl.ne 2024 wurden im ersten Halbjahr 2025 von ENTSO-E und ENTSOG veröffentlicht. Sie bestätigten die hohe Bedeutung von Investitionen in die Stromnetzinfrastruktur für das Erreichen der Klimaziele. Die E-Control war über internationale Arbeitsgruppen in ACER sowie über nationale Bewertungen in diesen Prozess eingebunden.

Projekte von besonderer Bedeutung für die europäische Energieinfrastruktur wurden auf Basis der einschlägigen EU-Verordnung als Vorhaben von gemeinschaftlichem Interesse definiert. Auf österreichischem Staatsgebiet umfasste die Liste insgesamt 10 Projekte. Die E-Control war dabei Teil der regionalen Gruppen für Nord-Süd-Übertragungsleitungen in Westeuropa sowie in Zentral- und Südosteuropa und der Fokusgruppe zu Smart Grids. Innerhalb dieser Gremien führte die Behörde unter anderem die regulatorische Bewertung der Projektkandidaten durch.

4.1.2 Verteilernetzplanung

Mangelnde Netzanschlusskapazitäten in den Verteilernetzen stellen in zunehmendem Maße einen limitierenden Faktor für einen raschen Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung dar. Darüber hinaus sahen sich Netzbetreiber zuletzt auch mit stark zunehmenden Netzanschlussanträgen für Speicher und neuen Verbrauchsanlagen mit erheblichen Bezugsleistungen, wie z.B. Power-to-Heat-Anlagen, Elektrolyseanlagen oder Rechenzentren konfrontiert. Der erforderliche Netzausbau kann aufgrund von eingeschränkten Personalkapazitäten und Lieferengpässen oftmals nicht im erforderlichen Tempo erfolgen. Erschwerend kommt hinzu, dass häufig auch die Kapazitäten der Übergabestellen zum Übertragungsnetz zum limitierenden Faktor werden.

4.1.2.1 Leitfaden für Verteilernetzentwicklungspläne

Die Schaffung von Transparenz beim geplanten Ausbau der Verteilernetze und den vorhandenen sowie zukünftigen Anschlusskapazitäten ist entscheidend, um die Planbarkeit von Anlagenprojekten zu verbessern. Verteilernetzbetreiber ab einer bestimmten Größe werden daher künftig alle zwei Jahre verpflichtet sein, einen Netzentwicklungsplan zu erstellen. In diesen Plänen für Verteilernetze (V-NEP) sollen die für die nächsten fünf bis zehn Jahre geplanten Netzausbauprojekte und -programme dargestellt werden. Außerdem sollen die Betreiber erläutern, wie sie ergänzend zum Netzausbau Flexibilität nutzen, um die Netzanschlusskapazitäten zu erhöhen und den Netzbetrieb sicher und effizient zu gestalten.

Die E-Control hatte bereits 2021 die Abstimmung mit den Netzbetreibern initiiert, um die Inhalte der V-NEPs zu vereinheitlichen. Diese Abstimmung mündete 2023 in einem Leitfaden für die Erstellung von V-NEP. Der Leitfaden beschreibt die inhaltlichen Anforderungen im Detail, sorgt für Vollständigkeit sowie ein einheitliches Erscheinungsbild der Pläne und ermöglicht die Vergleichbarkeit zwischen Netzgebieten und Netzbetreibern. Für 2026, wenn voraussichtlich erstmals die Verpflichtung zur Veröffentlichung der V-NEPs greift, ist eine Aktualisierung des Leitfadens geplant. Dabei werden auch die Empfehlungen von ACER und CEER zur Netzentwicklung in Verteilernetzen berücksichtigt werden. Damit werden vorausschauende und transparente Planungsgrundlagen, die Koordination zwischen Netzbetreibern sowie das Abwägen von Netzausbau und Flexibilitätsnutzung als zentrale Elemente moderner Netzentwicklungsplanung betont.

4.1.2.2 Aktionsplan Netzanschluss

Um die ambitionierten Ziele für erneuerbare Energien in Österreich zu erreichen, erarbeitete die E-Control zahlreiche Maßnahmen, die den Netzanschluss von Stromerzeugungsanlagen beschleunigen sollen. Der Fokus des Aktionsplans Netzanschluss 2.0 lag auf der Standardisierung und Beschleunigung des Netzanschlussprozesses. Insgesamt 18 spezifische Aktionen zielen darauf ab, durch Optimierung, Standardisierung und den Abbau bürokratischer Hürden kurzfristige und mittelfristige Verbesserungen zu erwirken. Die Verantwortung für die Umsetzung lag sowohl bei der E-Control selbst als auch bei den Netzbetreibern, wobei der Erfolg von der Zusammenarbeit aller Beteiligten abhing.

Eine entscheidende Maßnahme des Aktionsplans war die umfassende Datenerhebung bei 60 Verteilernetzbetreibern. Die Ergebnisse zeigten erhebliche Fortschritte. So waren z.B. bis Ende 2024 bereits 8.148 MW an PV-Anlagen ans Netz angeschlossen, was einen klaren Schritt in Richtung der Ziele aus dem EAG darstellt.

Der im September 2025 veröffentlichte Abschlussbericht Aktionsplan Netzanschluss bietet eine umfassende Übersicht zu den erfolgreich umgesetzten Maßnahmen zur Förderung erneuerbarer Energien in Österreich. Er zeigt den Fortschritt in Richtung einer nachhaltigen Energiezukunft und hebt die zunehmende Wichtigkeit der Digitalisierung und Standardisierung in den Verteilernetzen hervor. Während einige Maßnahmen, wie die Erhebung Netzanschluss, fortlaufend sind, hängt die Umsetzung anderer von den Verteilernetzbetreibern ab, deren Fortschritte bei der Digitalisierung und Standardisierung variieren. Das ElWG liefert zusätzliche gesetzliche Grundlagen für die weitere Verbesserungen im Zusammenhang mit dem Netzanschluss.

Insgesamt trägt der Aktionsplan Netzanschluss entscheidend zum Fortschritt in Richtung einer nachhaltigen Energiezukunft in Österreich bei und hebt die zunehmende Wichtigkeit der Digitalisierung und Standardisierung hervor.

4.1.3 Flexibilitätsbedarf

In der EU-Strommarkt-Verordnung (VO 2024/1747) wird die Bedeutung nichtfossiler Flexibilitätstechnologien hervorgehoben mit dem Ziel, eine sichere und zuverlässige Stromversorgung kosteneffizient zu gewährleisten und zu dekarbonisieren. Artikel 19e der Verordnung verpflichtet dazu, alle zwei Jahre eine Flexibilitätsbedarfsbewertung (engl. Flexibility Needs Assessment, FNA) durchzuführen. Das Ergebnis dieses Prozesses ist ein Bericht, in dem die identifizierten Bedarfe analysiert und bewertet werden. Basierend darauf sollen die nationalen Flexibilitätsziele der EU-Mitgliedstaaten der nicht-fossilen Flexibilitätstechnologien abgeleitet werden.

Gemäß Artikel 19e der Verordnung und § 150 EIWG wird die E-Control als verantwortliche Institution für die Erstellung des Berichts zur Bewertung und Analyse des Flexibilitätsbedarfs benannt. Die methodischen Grundlagen dieser Bewertung beruhen auf der FNA-Methode, die am 25. Juli 2025 von ACER mit Unterstützung der nationalen Regulierungsbehörden genehmigt wurde.

Der erste FNA-Bericht soll gemäß der EU-Strommarkt-Verordnung bis Ende Juli 2026 fertiggestellt werden. Die E-Control hat bereits mit der Umsetzung des FNA-Prozesses begonnen und arbeitet dabei mit den Netzbetreibern zusammen, die für die Bereitstellung der erforderlichen Daten verantwortlich sind. Bis Ende des Jahres werden der Rahmen der FNA weitgehend festgelegt und die erforderlichen nächsten Schritte definiert.

Darüber hinaus hat die E-Control die Durchführung der Studie „Erstellung einer Bewertungsgrundlage für den ermittelten Flexibilitätsbedarf in Österreich nach Art. 19e der EU-VO 2019/943“ an das Austrian Institute of Technology als Bestbieter vergeben. Ziel dieser Studie ist es, eine fundierte Bewertungsgrundlage zu schaffen, welche den durch die Netzbetreiber ermittelten Flexibilitätsbedarf zur Erstellung des FNA-Berichts bewertet. Die Ergebnisse der Studie werden im ersten Quartal 2026 erwartet.

Für die Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs spielen auch „nicht frequenzgebundene Systemdienstleistungen“ (nfSDL) eine wichtige Rolle. Diese sind gemäß EU-Stromrichtlinie (RL 2019/944) von den Netzbetreibern im erforderlichen Ausmaß und grundsätzlich mittels marktgestützter Methoden zu beschaffen. Wenn die nationale Regulierungsbehörde allerdings festgestellt hat, dass eine marktgestützte Beschaffung wirtschaftlich nicht effizient ist, kann sie Ausnahmen gewähren und nicht-marktgestützte Beschaffungsmethoden zulassen.

Durch die Umsetzung der EU-Richtlinie in nationale Gesetzgebung kommt die E-Control als nationale Regulierungsbehörde in die Verantwortung, die wirtschaftliche Effizienz der marktgestützten Beschaffung von nfSDL zu prüfen. Um eine fundierte Grundlage für diesbezügliche Entscheidungen zu schaffen, gab die E-Control Ende 2024 eine Studie in Auftrag, die den Bedarf an nfSDL im Übertragungsnetz sowie in Verteilernetzen und die in Frage kommenden Beschaffungsmethoden beleuchten sowie Vorschläge für kosteneffiziente Bedarfsdeckung darlegen sollte. Der Bericht von E-Bridge Consulting und ef.Ruhr GmbH wurde 2025 veröffentlicht. Er analysiert die spezifischen Gegebenheiten in Österreich und empfiehlt mangels zu erwartender Effizienzgewinne durch marktgestützte Beschaffung vorerst für keine der sechs untersuchten nfSDL eine unmittelbare Umstellung der Regularien.

Einen Überblick über den Zugang der E-Control zum Thema Flexibilität in Österreich gab am 25. Juni 2025 das Webinar „Flexibilität: Ein Kernelement der Energiesystemwende“.

4.1.4 Netzreserve

Um ausreichend Kapazitäten zur Engpassbehebung mittels Redispatch im Übertragungsnetz verfügbar zu haben, führte die APG auch im Jahr 2025 eine Beschaffung von Netzreserve durch. Die erforderliche Leistung konnte mittels der vorgesehenen Ausschreibung im Sommer 2025 beschafft werden.

Die E-Control hat zumindest alle 2 Jahre einen Netzreservebericht zu erstellen, in dem die Wettbewerbssituation zu beschreiben ist. Dieser Verpflichtung wurde Ende 2025 zum dritten Mal nachgekommen. Es wurde festgestellt, dass die Wettbewerbsintensität nach wie vor nicht befriedigend entwickelt ist und verstärkte Teilnahme von Marktteilnehmern angestrebt werden soll.

Da die Netzreserve beihilferechtlich bisher bis 2025 genehmigt war, der Bedarf dafür jedoch weiterhin besteht, war rechtlich eine Neu-Notifikation erforderlich. Nach umfangreichen Vorbereitungen seit dem Jahr 2024 mit dem zuständigen Ministerium und APG erfolgte im Sommer 2025 die Einreichung bei der Europäischen Kommission. Die formale Genehmigung erfolgte im Oktober 2025 und damit kann die Netzreserve für die nächsten Jahre bis 2030 in adaptierter Form weitergeführt werden. Änderungen ergeben sich z.B. bei der Gestaltung der Produkte in Richtung mehr Flexibilität und bei den Zeitabläufen der Beschaffung. Genauere Regelungen sind in einer Verordnung der E-Control festzulegen. Für die Bedarfsfeststellung ist durch APG eine Methode zu entwickeln und durch E-Control zu genehmigen. Die Ausgestaltung dazu ist vorbereitend in Diskussion.

4.1.5 Smart-Meter-Einführung

Die Smart Meter-Ausrollung in Österreich hat mit 96,9% das EU-Ziel von 80% sowie das nationale Ziel von 95% bis Ende 2024 übertroffen. Einzelne Netzbetreiber, insgesamt 27 kleinere, planen jedoch erst in den Jahren 2025 oder 2026, diese Schwelle zu erreichen. Die E-Control hat entsprechende Verfahren eingeleitet, damit auch diese Netzbetreiber das Ausrollungsziel von 95% schnellstmöglich erreichen.

Gemäß § 2 der Intelligente Messgeräte-Einführungsverordnung (IME-VO) ist die E-Control verpflichtet, den Ausrollungsfortschritt zu überwachen und darüber zu berichten. Daher veröffentlicht die E-Control jährlich den Smart-Meter-Monitoringbericht. Für das Berichtsjahr 2024 wurden die Themen der Performance der Kommunikationstechnologie sowie die Datenqualität und -verfügbarkeit als Hauptfokus identifiziert. Die erfassten Kennzahlen zur Datenqualität und -verfügbarkeit zeigten eine ungleiche Entwicklung zwischen den Netzbetreibern. Die dringend notwendige Behebung von Funktionsstörungen im PLC-Kommunikationsnetz erfordert unter anderem eine vertiefte Auseinandersetzung mit Netzrückwirkungen sowie Optimierungsmaßnahmen im Kommunikationsnetz, da diese leitungsgebundene Technologie bei 94% der Smart Meter eingesetzt wird. Die Behebung dieser Problemstellen ist dringend notwendig.

Weitere zukünftige Herausforderungen bestehen in der Erfüllung neuer Vorgaben gemäß ElWG hinsichtlich der flächendeckenden Erfassung und Übermittlung von Viertelstundenenergiewerten bei allen Netzbenutzern, der Verwaltung großer Datenmengen sowie der Vorbereitung zur Anschaffung der nächsten Generation von Smart Metern.

Die Einführung von Smart Metern 2.0 wird durch mehrere Faktoren vorangetrieben. Erstens führen die stark zunehmende dezentrale Erzeugung und neue Technologien wie Speicher und Ladeeinrichtungen zu einer steigenden Anzahl von Zählpunkten. Zweitens werden neue Abrechnungspunkte hinter dem Hauptzählpunkt für Erzeugungs-, Verbrauchs- und Speichereinheiten, wie bei Hybrid-Anlagen und Anlagen der Flexibilitätsanbieter, mit Smart Metern
ausgestattet. Drittens erfordern in einigen Fällen die vor fünfzehn Jahren installierten proprietären Technologien, die den heutigen Anforderungen nicht mehr entsprechen, einen Austausch der gesamten Smart Meter-Infrastruktur, einschließlich der intelligenten Messgeräte.

Entsprechend diesen Erkenntnissen sowie jenen aus dem Austausch mit den relevanten Stakeholdern setzte die E-Control gezielte Aktivitäten. Dazu gehörten die Ausarbeitung und Veröffentlichung eines Positionspapiers zu Smart Meter 2.0, Vorbereitungsarbeiten zur Novelle der Intelligente Messgeräte-Anforderungs-VO 2011 (IMA-VO 2011) und der Austausch mit den Netzbetreibern im Rahmen des Projekts Companion Standard 2.0.

Die Smart Meter stellen die Basistechnologie für die Digitalisierung der Verteilernetze dar und sind somit für die Umsetzung der Energiewende notwendig. Unter diesen Prämissen und gestützt auf die Erfahrungen aus den Monitoringberichten erarbeitete die E-Control auch Empfehlungen und Stellungnahmen im Bereich Smart Meter und Datenaustausch zum ElWG-Begutachtungsentwurf.

4.2 Netzumbau Gas

Im Jahr 2025 erlebte das österreichische Fernleitungsnetz eine grundlegende Verschiebung der Gasflüsse. Nach dem Wegfall der russischen Lieferungen über die Ukraine-Route gingen die Importe über die Slowakei auf null zurück, während die Einfuhren aus Deutschland deutlich zunahmen und zum Rückgrat der österreichischen Gasversorgung wurden. Die Gasflüsse von und nach Italien schwankten stark, drehten aber auf Jahresbasis von Exporten nach Italien zu Importen. Transite nach Ungarn nahmen nach einem Einbruch 2024 wieder deutlich zu, während Exporte nach Slowenien relativ konstant blieben.

Im Verteilnetz geht die Anzahl der Zählpunkte weiterhin leicht zurück. Dies und die rechtlichen Vorgaben aus dem Dekarbonisierungspaket der EU führen zu Überlegungen zu Stilllegungsplanungen für Gasverteilernetzbetreiber. Die konkrete rechtliche Ausgestaltung dieser Stilllegungsplanungen wird voraussichtlich in den nächsten Monaten erfolgen. Darüber hinaus wird mit der Umsetzung des Dekarbonisierungspakets auch der Rechtsrahmen für konkrete Investitionen in die Wasserstoffinfrastruktur geschaffen werden.

Eine Übersicht über diese Entwicklungen gab die Fachveranstaltung der E-Control „Die Zukunft der Gasnetze in Österreich“ vom 18. Februar 2025.

4.2.1 Gasflüsse im Fernleitungsnetz

Die Gasflüsse nach Österreich waren 2024 von stabilen russischen Flüssen über die Ukraine-Route und die Slowakei geprägt. Während die Exportmengen nach Italien 2024 deutlich angestiegen sind, kamen die Exporte nach Ungarn fast zum Erliegen. Importe aus Deutschland und Gastransite von Deutschland über Österreich nach Ost oder Süd waren aufgrund der deutschen Speicherumlage für Gashändler ökonomisch nicht interessant gewesen. Die für Exporte an den Exit-Punkten des deutschen Marktgebiets eingehobene Speicherumlage verteuerte Gaslieferungen aus Deutschland in der ersten Jahreshälfte 2024 um 1,86 €/MWh und in der zweiten Jahreshälfte 2024 um 2,50 €/MWh.

Mit dem Auslaufen des Transitabkommens zwischen der Ukraine und Russland am 1. Jänner 2025 und dem gleichzeitigen Wegfall der Verrechnung der deutschen Speicherumlage für Exporte an den Grenzübergabepunkten waren die österreichischen Gasflüsse abermals einer deutlichen strukturellen Veränderung unterworfen (s. Abbildung). Aufgrund der Einstellung der russischen Gaslieferungen gingen die Importe aus der Slowakei über den Entry-Punkt Baumgarten ab 1. Jänner 2025 auf null zurück. Die Gasflussrichtung drehte im Jahr 2025 von massiven Importen aus der Slowakei zu geringfügigen Exporten in die Slowakei. Gleichzeitig stiegen die Importe aus Deutschland deutlich an. Im Jahr 2025 wurden damit die Entry-Punkte aus dem deutschen Marktgebiet zu den wesentlichen Importrouten für die österreichische Gasversorgung.

Neben dem deutlichen Anstieg der Importe aus Deutschland drehte auch der Gasfluss nach Italien. Im Gegensatz zu den Gasflüssen aus Deutschland waren die Gasflüsse aus Italien über Arnoldstein weniger gleichmäßig und schwankten auf Tagesbasis zwischen Importen und Exporten. Im Jänner und Februar, im August und September sowie im Dezember wurde auf Monatsbasis Gas nach Italien exportiert, in den übrigen Monaten erreichten die Importe aus Italien einen Import-Anteil zwischen 11% im Juli und über 40% im März. Über das ganze Jahr 2025 entfielen rund 11% der österreichischen Importe auf Italien und rund 89% auf Deutschland.

Während die Transite und Exporte nach Slowenien relativ konstant blieben, legten die Transite nach Ungarn 2025 deutlich zu. Im Jahr 2024 waren die Transite nach Ungarn auf nahezu null zurückgegangen, stiegen 2025 aber wieder deutlich und lagen gegen Jahresende sogar leicht über dem Niveau von 2023.

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Online-Erweiterung: Gasflüsse an einzelnen Grenzkopplungspunkten

Die Veränderungen in den Gasflüssen hatten auch direkte Auswirkungen auf die Transportmengen auf den beiden Fernleitungen, der Trans Austria Gasleitung (TAG) Richtung Süden und der West Austria Gasleitung (WAG) Richtung Deutschland. Die Gasflüsse über die TAG von und nach Arnoldstein gingen gegenüber 2024 deutlich zurück, die Gasflüsse von Oberkappel über die WAG nahmen hingegen stark zu. Dies spiegelte sich auch in der Auslastung der Entry-Kapazitäten an den beiden Grenzübergabepunkten wider. Am Entry-Punkt Oberkappel wurde in rund zwei Drittel der Stunden des Jahres 2025 eine Kapazitätsauslastung von über 80% erreicht. Am Entry-Punkt Arnoldstein wurde diese Kapazitätsauslastung nur in rund 2% der Stunden des Jahres 2025 erreicht.

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4.2.2 Entwicklungen im Verteilernetz

Die Zahlen für den Gasverbrauch bis einschließlich November 2025 zeigen etwa 70 TWh und sind damit um ca. 7 TWh höher als im Vergleichszeitraum des Vorjahres. Die Anzahl der Zählpunkte in Österreich geht leicht, aber stetig zurück (s. Abbildung). Dieser Trend begann bereits vor dem russischen Angriffskrieg auf die Ukraine und wird sich wahrscheinlich auch noch weiter fortsetzen.

Diese Situation und die rechtlichen Vorgaben aus dem Dekarbonisierungspaket der EU waren Anstoß für das Thema der Stilllegungsplanung für Gasverteilernetzbetreiber, vor allem wenn ein Rückgang der Gasabgabe zu erwarten ist und Netzteile nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können. Die konkrete rechtliche Ausgestaltung dieser Stilllegungsplanungen wird voraussichtlich in den nächsten Monaten erfolgen. Darüber hinaus wird mit der Umsetzung dieses Pakets auch der Rechtsrahmen für konkrete Investitionen in die Wasserstoffinfrastruktur sowie Stilllegungen oder Umwidmungen nicht mehr benötigter Erdgasanlagen geschaffen werden.

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Online-Erweiterung: Reduktion der Methanemissionen

Für Gasfern- und -verteilerleitungen ist die am 4. August 2024 in Kraft getretene EU-Verordnung 2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor von Bedeutung. Sie erlegt den Betreibern von Gasinfrastruktur in der EU in den kommenden Jahren erhebliche Verpflichtungen auf. Wie genau diese Verpflichtungen aus technischer Sicht ausgestaltet werden, liegt im Ermessen der zuständigen Behörde. Diese muss in Österreich noch bestimmt werden.

Im Jahr 2025 mussten die Netzbetreiber erste Monitoringberichte erstellen, die um sie dieser Behörde vorzulegen. Die E-Control muss die Kosten für die Maßnahmen zur Methanemissionsreduktion anerkennen, „soweit diese denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren regulierten Unternehmens entsprechen und transparent sind“ (Art 3 (1) der EU-Verordnung 2024/1787).

ACER hat die Aufgabe, alle drei Jahre Referenzwerte für die Kosten der Maßnahmen zur Methanemissionsreduktion für regulierte Unternehmen zu erstellen und zur veröffentlichen. Die E-Control arbeitet an der Ersterstellung mit.

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4.3 Netzaufbau Wasserstoff

Die Wasserstoffnetzplanung in Österreich umfasst die Integration von Wasserstoffprojekten in bestehende Gasnetzentwicklungspläne auf Verteilungs- und Fernleitungsebene. Erste Projekte sollen Wasserstoff lokal bereitstellen und die Einbindung Österreichs in internationale Transportkorridore ermöglichen. Die Transformation des Erdgasnetzes zu einem Wasserstoffnetz erfolgt überwiegend durch Umwidmung bestehender Leitungen, ergänzt durch Neubauten, um Versorgungssicherheit und Kapazitäten für Industrie und Importe zu gewährleisten. Darüber hinaus werden neue Wasserstoffinfrastrukturen aufgebaut, einschließlich Speicheranbindungen und regionaler Wasserstoffcluster, die erneuerbaren Wasserstoff für Industrie aus Elektrolyseuren bereitstellen. Ziel ist eine kosteneffiziente, bedarfsgerechte Versorgung.

4.3.1 Wasserstoffentzplanung

Die österreichische Netzentwicklungsplanung im Bereich Gas erfolgt einerseits für das Verteilergebiet über die langfristige integrierte Planung (LFiP) und andererseits für das Fernleitungsnetz über den Koordinierten Netzentwicklungsplan (KNEP). Erstmalig wurden 2022 in beiden Netzentwicklungsplänen Planungsprojekte für eine Wasserstoffinfrastruktur eingereicht.

Die LFiP dient als Netzentwicklungsplan der Netzebene 1, welche für die Verteilung von Gas im Marktgebiet Ost zuständig ist. 2022 wurde mit dem Projekt „H2 Collector Ost“ vom Burgenland in Richtung Niederösterreich und Wien das erste Wasserstoff-Planungsprojekt auf Verteilnetzebene eingereicht. Das Projekt soll künftig Kund:innen im Südosten Wiens bzw. in Niederösterreich mit Wasserstoff versorgen, der im Burgenland produziert wird. In der LFiP 2024 wurde der H2 Collector Ost als weitergeführtes Projekt angeführt, zusätzlich wurden fünf neue Planungsprojekte für Wasserstoff eingereicht. Diese gestalten den Aufbau eines ersten H2-Clusters in Oberösterreich, das H2 Startnetz OÖ. Bei den eingereichten Projekten handelt es sich um Leitungsabschnitte, die Kapazitätsanträge von Kunden bedienen und den Anschluss an das Fernleitungsnetz, Speicher sowie die Verteilung von Wasserstoff gewährleisten sollen.

Im KNEP 2022 wurden mehrere Planungsprojekte auf Fernleitungsebene genehmigt und 2024 als weitergeführte Projekte eingereicht. Die Planungsprojekte der Gas Connect Austria GmbH (GCA) (GCA 2022/02 und GCA 2022/03) bilden den „H2 Backbone WAG + Penta West“ und ermöglichen einen Ost-West-Transit von Baumgarten an der österreichisch-slowakischen Grenze Richtung Deutschland. Das Planungsprojekt GCA 2022/04 sieht eine Verbindung des TAG-Systems mit Slowenien in Weitendorf in der Steiermark vor. Die TAG GmbH (TAG) plant mit dem Projekt „H2 Readiness of the TAG Pipeline System“ (TAG 2022/01) zudem die Umrüstung eines Leitungsstrangs zwischen der italienisch-österreichischen und der österreichisch-slowakischen Grenze. Diese Maßnahmen schaffen die strukturellen Voraussetzungen, um Österreich in die internationalen Transportkorridore einzubinden und Importmöglichkeiten zu schaffen.

Einer der zukünftigen Transportkorridore in der EU ist der „SoutH2 Corridor“. Es handelt sich dabei um eine zentrale Route für künftige Importe bzw. Transite aus Nordafrika, die über Italien und Österreich nach Deutschland verlaufen soll. Österreich, Deutschland und Italien unterzeichneten dazu 2024 eine gemeinsame Absichtserklärung, die Anfang 2025 auch von Tunesien und Algerien unterstützt wurde. Der Korridor ist Teil des European Hydrogen Backbone und wird überwiegend durch die Umwidmung bestehender Pipelines realisiert. Mit Ausnahme eines Projekts (GCA 2022/04) wurden alle österreichischen Vorhaben auf die sechste EU-Liste der Projekte von gemeinsamem Interesse aufgenommen, was ihre Relevanz für den europäischen Markthochlauf unterstreicht.

4.3.2 Transformation des Erdgasnetzes zum Wasserstoffnetz

Die Transformation vom Erdgas- zum Wasserstoffnetz soll möglichst kosteneffizient und bedarfsgerecht erfolgen. Dies kann unter anderem erreicht werden, indem möglichst auf bestehende Infrastruktur aus dem Erdgasnetz zurückgegriffen und diese umgewidmet wird. Für die technische Umrüstung und den Neubau von Infrastruktur werden künftig die einschlägigen ÖVGW-Richtlinien herangezogen, welche die Eignung bzw. Voraussetzungen für eine Umwidmung festlegen.

Für den Wasserstoffimport im Jahr 2030 ist im Projekt „H2 Readiness of the TAG Pipeline System“ die 100%ige Umrüstung einer der drei bestehenden TAG-Pipelines mit einer Länge von etwa 380 km vorgesehen. Im Projekt „H2 Backbone WAG + Penta-West“ der GCA ist die Umwidmung von rund 140 km der WAG-Bestandsleitung geplant. Ergänzend dazu sollen mit dem WAG-Voll-Loop und einer parallelen Leitung entlang der Penta-West insgesamt rund 200 km Neubau entstehen, um den Lückenschluss im WAG-System herzustellen und Wasserstoffkapazitäten parallel zum bestehenden Erdgasnetz zu schaffen.

Im Verteilergebiet wird ebenfalls ein hoher Anteil an Umwidmungen von bestehenden Netzen angestrebt. Dabei kann es zur Errichtung von Methan-Ersatzleitungen kleinerer Dimension kommen, um die Versorgungssicherheit der Erdgaskunden zu gewährleisten, die auch auf Fernleitungsebene eine Grundvoraussetzung bleibt.

4.3.3 Aufbau neuer Wasserstoffnetzinfrastruktur

Der Aufbau einer neuen Wasserstoffinfrastruktur in Österreich umfasst neben der Umwidmung geeigneter bestehender Erdgasleitungen auch die Planung und Errichtung neuer Leitungen. Zentrale Grundlage dafür sind die österreichische und europäische Wasserstoffstrategie, die einen effizienten Einsatz von erneuerbarem Wasserstoff in schwer zu dekarbonisierenden Sektoren und den Aufbau eines nationalen wie internationalen Marktes vorsehen. Für Österreich sind bis 2030 1 GW nationale Elektrolysekapazität geplant. Da Österreich damit seinen zukünftigen Bedarf nur teilweise selbst decken kann, wird langfristig ein hoher Importanteil erforderlich sein.

Eine wesentliche Rolle dabei spielt der „SoutH2 Corridor“, der den Import kostengünstigen grünen Wasserstoffs aus Nordafrika über Italien ermöglicht und Österreich gleichzeitig in den „European Hydrogen Backbone“ integriert. Die Beschaffenheit des transportierten Wasserstoffs ist bereits in der ÖVGW-Richtlinie H B100 definiert, die Qualitätsanforderungen für Verteilnetze festlegt. Ergänzend ist der Anschluss an Speicherinfrastruktur, wie etwa die im H2 Startnetz in Oberösterreich, notwendig, um Flexibilität und Versorgungssicherheit zu gewährleisten.

Die ersten Wasserstoffcluster werden sich gemäß den eingereichten Planungsprojekten in Oberösterreich (H2 Startnetz OÖ) und in Niederösterreich (H2 Collector Ost) entwickeln. Sie dienen als initiale Versorgungszentren für industrielle Abnehmer, wobei der Wasserstoff über Leitungen bzw. Speicher bereitgestellt wird. In Niederösterreich wird zudem erneuerbare Stromerzeugung zur Versorgung von Elektrolyseuren genutzt, um insbesondere die petrochemische Industrie im Südosten Wiens bedarfsgerecht beliefern zu können. Laut integriertem österreichischem Netzinfrastrukturplan und LFiP ist bis 2030 zusätzlich eine Wasserstoffversorgung der steirischen Industrie über die Fernleitung vorgesehen. Von 2040 bis 2050 soll sich das Wasserstoffnetz auf ganz Österreich ausweiten, um auch den restlichen Bedarf an erneuerbaren Energien zu decken und Resilienzen zu bilden.

4.4 Sektorübergreifende Planung

Die fortschreitende Dekarbonisierung erfordert erhebliche Investitionen in die Energieinfrastruktur. Eine effiziente und sektorübergreifende Planung der Energieinfrastrukturen soll sicherstellen, dass notwendige Investitionen rasch und kosteneffizient umgesetzt werden. Die E-Control setzt sich deshalb für die Optimierung der sektorübergreifenden Planung ein, um Synergieeffekte und Flexibilitätspotenziale bestmöglich zu nutzen.

Auf europäischer und nationaler Ebene existieren verschiedene Planungsinstrumente, die den zukünftigen Bedarf prognostizieren. Diese Instrumente unterscheiden sich jedoch in ihren Zielsetzungen und basieren auf unterschiedlichen Szenarien und Annahmen. Für eine erfolgreiche Energiesystemwende ist daher ein konsistenter und harmonisierter Szenariorahmen unerlässlich.

In Bezug auf die Infrastrukturplanung liegt der Fokus auf den Strom- und Gasnetzen, die für den Transport über weite Strecken erforderlich sind. Im Jahr 2023 stellte das Bundesministerium für Klimaschutz erstmals den österreichischen integrierten Netzinfrastrukturplan (ÖNIP) vor. Dieser Plan definiert strategische Korridore sowohl für Stromübertragungsleitungen als auch für Wasserstoffpipelines.

Im Jahr 2025 reichten die Netzbetreiber konkrete Projekte zur Genehmigung bei der E-Control ein, die mit dem ÖNIP übereinstimmen. Die E-Control prüft diese Projekte auf technische Notwendigkeit, Angemessenheit und Wirtschaftlichkeit.

Für ein zukunftsfähiges Energiesystem ist es notwendig, mit sektorübergreifenden Annahmen und Szenarien zu arbeiten. Künftige Planungen der Strom-, Gas- und Wasserstoffnetze werden auf einem gemeinsamen Szenariorahmen (gemäß Art. 55 Abs. 2 lit. f der EU-Richtlinie 2024/1788) basieren. Im Jahr 2025 brachte die E-Control ihre Expertise ein, um notwendige Anpassungen im Rechtsrahmen zu diskutieren.

Zusätzlich arbeitete die E-Control 2025 mit ACER und anderen nationalen Regulierungsbehörden an einer Studie zur Verbesserung des Szenariorahmens der EU-weiten Planung der Netzinfrastruktur und der Bewertung der Angemessenheit der Ressourcen. Der Fokus lag unter anderem auf der Kohärenz mit nationalen Klima- und Energieplänen, der aktiven Stakeholder-Beteiligung sowie der Abstimmung zwischen nationaler und EU-weiter Planung. Die Erkenntnisse dieser Studie bieten wertvolle Impulse für nationale Weiterentwicklungen.