5.1 Regulierungssystematik
Für Strom- und Gas-Verteilernetzbetreiber kommt das System der Anreizregulierung zur Anwendung. Dadurch werden Netzbetreiber zu Effizienzsteigerungen motiviert. Die aktuellen Regulierungsperioden laufen noch bis Ende 2027 für Gas-Verteilernetzbetreiber und bis Ende 2028 für Strom-Verteilernetzbetreiber (bzw. Ende 2029 für die kostengeprüften Strom-Verteilernetzbetreiber mit einer Abgabemenge von weniger als 50 GWh im Kalenderjahr 2008). Mit Ausnahme einzelner potenziell veränderlicher Regulierungsparameter sind die Regulierungssysteme fix und unveränderbar und dementsprechend bis Ende der jeweiligen Regulierungsperiode gültig. Einen Überblick über die Regulierungssysteme in ganz Europa gibt jedes Jahr der CEER-Bericht „Report on Regulatory Frameworks for European Energy Networks 2024“.
Online-Erweiterung: Regulierungsrhythmus
5.2 Netzentgelte 2026
Die Netzentgelte für 2026 sind wieder von teilweise starken Veränderungen bei Kosten- und Mengeneffekten für Strom- und Gasnetze beeinflusst. Anders als im Vorjahr stabilisieren sich die Entgelte für Strom bei einer Erhöhung von rund 1,23%. Für eine weitere Stabilisierung für die Zukunft kann der neue rechtliche Rahmen mit dem ElWG durch eine neue Verrechnungssystematik sorgen, die auf Basis der Belastung des Netzes und nicht auf Basis des jährlichen Verbrauchs erfolgt.
Die Gasnetzentgelte erhöhen sich allerdings wieder deutlich mit im Schnitt knapp 20%. Bei den Regulierungssystemen gibt es für 2026 keine inhaltliche Veränderung, weshalb die Entwicklungen auf die laufend aktualisierten Daten für im Wesentlichen Investitionen und Mengenveränderungen zurückzuführen sind.
5.2.1 Strom
Ab 1. Jänner 2025 führten die Änderungen der Systemnutzungsentgelte-Verordnung (SNE-V) in vielen Netzbereichen zu deutlichen Anstiegen der Entgelte. Ausschlaggebend dafür war vor allem die erstmalige Berücksichtigung geplanter Investitionen, um den erwarteten höheren Investitionsbedarf der Netzbetreiber und rückläufige Bezugsmengen abzubilden, die sich insbesondere in der Niederspannung aufgrund verstärkter Eigenversorgung ergaben. Auch Kosten für den Anschluss erneuerbarer Erzeugungsanlagen und die Inflation wirkten sich erhöhend aus.
Mit den Entgelten ab 1. Jänner 2026 werden die bestehenden Regulierungsmodelle fortgeführt. Weiter steigende Investitionen führen in einigen Netzbereichen zu Kostenzuwächsen. Kosten für die Abwicklung des Anschlusses erneuerbarer Anlagen werden neben den Investitionskosten berücksichtigt. Diese werden durch das sehr niedrige Netzzutrittsentgelt gemäß ElWOG 2010 nicht abgedeckt und führen zu entsprechenden Erhöhungen. Zusätzlich werden erstmals Kosten für die Abwicklung von Daten für Energiegemeinschaften in Höhe von 35 € pro teilnehmendem Zählpunkt berücksichtigt. Energiegemeinschaften erhalten teilweise vergünstigte Netzentgelte, und eigene Entgelte für die zusätzlichen Leistungen darf die Behörde nicht festsetzen. Stattdessen werden
diese Kosten von der gesamten Zahlergemeinschaft beglichen. Aufgrund der geringen Anzahl der Gemeinschaften wirken sich diese Kosten derzeit kaum auf die Netzentgelte aus, für die Zukunft ist dies aber nicht ausgeschlossen.
Die Kostenveränderungen führen zu moderaten Entgeltsteigerungen in einigen Netzbereichen, meist geringer als im Vorjahr. Die größten Anstiege verzeichnen Burgenland und Tirol aufgrund zusätzlicher Investitionen. In Kärnten, Klagenfurt, Steiermark, Graz, Wien und Vorarlberg sinken die Entgelte leicht. In Salzburg und im Kleinwalsertal kommt es zu stärkeren Reduktionen. Im Kleinwalsertal liegt dies an geringeren vorgelagerten Netzkosten aus Deutschland, in Salzburg an der allgemeinen Kosten- und Mengenentwicklung des Landesnetzbetreibers. Die jährliche Pauschale für „nicht leistungsgemessene“ Entgelte auf Netzebene 7 wird von 48 € auf 54 € erhöht. Gleichzeitig entfällt die bisherige Unterscheidung in Sommer- und Wintertarife, da ein generell vergünstigter Strombezug in diesen Zeiten nicht mehr kostenorientiert begründbar ist. Um den starken Einspeisespitzen um die Mittagszeit im Sommer entgegenzuwirken, wird in diesem Zeitraum automatisch ein reduziertes Entnahmeentgelt von 80% des Basiswertes verrechnet, sofern die Netzbetreiber über die notwendigen Daten verfügen. Zu den anderen Zeiten erfolgt die Verrechnung mit dem regulär gültigen Arbeitspreis.
| Stromnetzentgelte für Musterkunden ab 2026 Netzebene 3 (Netznutzung und Netzverluste), Jahresstromverbrauch 195.000.000 kWh |
| Quelle: E-Control; Stand: Dezember 2025 |
Zur Förderung entnahmeseitiger Flexibilität können Entnehmer der Netzebenen 3 und 4 ihre Netzkosten senken, wenn sie dem Netzbetreiber Flexibilität bereitstellen und die Netze gleichmäßiger auslasten. Bei Nicht-Einhaltung der Vereinbarungen wird ein deutlich höheres Entgelt angewandt. Die Einhaltung wird monatlich überprüft. Bewährt sich das System, kann es künftig auf andere Netzebenen ausgeweitet werden. Bei Gefahr kritischer Netzrestriktionen kann der Netzbetreiber vorab eine fernwirktechnische Schnittstelle zur Wirkleistungsvorgabe verlangen und diese im Bedarfsfall zur Beherrschung und Vermeidung kritischer Situationen nutzen.
| Stromnetzentgelte für Musterkunden ab 2026 Netzebene 5 (Netznutzung und Netzverluste), Jahresstromverbrauch 9.000.000 kWh |
| Quelle: E-Control; Stand: Dezember 2025 |
| Stromnetzentgelte für Musterhaushalte ab 2026 Netzebene 7 nicht gemessen (Netznutzung und Netzverluste), Jahresstromverbrauch 3.500 kWh |
| Quelle: E-Control; Stand: Dezember 2025 |
Die Auswirkungen der neuen Entgelte ab 1. Jänner 2026 sind in den folgenden Abbildungen anhand Musterkunden dargestellt. Ein Industriekunde auf Netzebene 3 mit einem Jahresstromverbrauch von 195.000 MWh spart 2026 mehr als 54.000 € (s. Abbildung 10). Ein Kunde auf Netzebene 5 mit 9.000 MWh Jahresstromverbrauch zahlt knapp 2.200 € mehr (s. Abbildung 11). Ein Musterhaushalt auf Netzebene 7 mit 3.500 MWh Jahresverbrauch hat inklusive Umsatzsteuer jährliche Mehrkosten von 4,90 €, also 41 Cent pro Monat (s. Abbildung 12).
5.2.2 Gas
Im Bereich der Fernleitung setzt sich der Trend rückläufiger Kapazitätsbuchungen auch für das Entgeltjahr 2026 fort. Durch die im Vorjahr eingeführte Übertragung des Mengenrisikos auf das Netznutzerkollektiv führen sinkende Buchungen weiterhin zu steigenden Netznutzungsentgelten im Fernleitungsnetz.
Die im Vorjahr umgestellte Referenzpreismethode wird auch 2026 angewendet, was zu deutlichen Erhöhungen der Entgelte führt. Die Exit-Entgelte steigen um rund 75%, die Entry-Entgelte einheitlich um rund 100%. Dieser Aufwärtstrend setzt sich im Inland fort. Die Netzentgelte für 2026 steigen in allen Verteilnetzbereichen. Das derzeitige Regulierungssystem für die Laufzeit 2023 bis 2028 bietet zwar grundsätzlich stabile Rahmenbedingungen, jedoch wirken insbesondere Inflationseffekte und Anpassungen über das Regulierungskonto kostenerhöhend. Zusätzlich reduziert der Rückgang der Abgabemengen die sogenannte Tarifierungsmenge. Die damit verbundenen Mindererlöse werden über das Regulierungskonto ausgeglichen, was die Kosten weiter steigen lässt.
Die geänderte Risikoübernahme im Fernleitungsnetz führt auch zu höheren Gesamtkosten für Kund:innen. Alle Netzbereiche im Marktgebiet Ost sind von steigenden vorgelagerten Netzkosten betroffen. Es ist zu erwarten, dass diese Entwicklung künftig zu weiteren Entgelterhöhungen führen wird.
Im Bundesdurchschnitt erhöht sich das Netznutzungsentgelt auf Netzebene 3, auf der Haushalte angeschlossen sind, um 18,2% gegenüber dem Vorjahr (s. Abbildung 13). Besonders stark steigen die Entgelte im Burgenland, in Kärnten, in der Steiermark und in Niederösterreich, während Oberösterreich und Tirol geringere Anpassungen verzeichnen. Hauptursachen sind der signifikante Mengenrückgang und die Vereinheitlichung der Kostenwälzung, die zu Umverteilungen führen. Die Harmonisierung der Wälzungsparameter für Netzebene 1 sowie die Vereinheitlichung der Spitzenlastermittlung für Netzebenen 2 und 3 bewirkten zusätzliche Verschiebungen zwischen und innerhalb der Netzbereiche.
Auch die Pauschale für nicht leistungsgemessene Kund:innen wurde von 48 € auf 60 € pro Jahr angepasst. Diese Änderung folgt der allgemeinen Entgelterhöhung, während der Arbeitspreis weniger stark angehoben wird.
Auf Netzebene 2 zeigen sich vergleichbare Entwicklungen wie auf Netzebene 3. In allen Netzbereichen steigen die Entgelte. Im Durchschnitt erhöhten sie sich um 26,8% (s. Abbildung 14). Treiber sind der Mengenrückgang im Inland sowie die aktualisierten Fernleitungsentgelte, die die Kosten für diese Netzebene deutlich steigerten. Besonders ausgeprägt ist der Anstieg im Burgenland, in Wien und in Salzburg, wo sowohl stark gestiegene gewälzte Kosten als auch eine rückläufige Tarifierungsmenge zu höheren Entgelten führen.
Mit der Novelle 2026 der GSNE-VO 2013 wird zudem eine Harmonisierung im Bereich der Entgeltzonen vorgenommen. Die Zonen D, E und F werden zusammengeführt, um die Anzahl der Entgeltkomponenten zu reduzieren und den Entwicklungen in vielen Netzbereichen Rechnung zu tragen.
| Gasnetzentgelte für Musterkunden ab 2026 Netzebene 3, Jahresgasverbrauch 15.000 kWh |
| Quelle: E-Control; Stand: Dezember 2025 |
| Gasnetzentgelte für Musterkunden ab 2026 Netzebene 2, Jahresgasverbrauch 90 GWh 7000 h |
| Quelle: E-Control; Stand: Dezember 2025 |
