„Wir können mit der Leistungsbepreisung beginnen“

E&M: Herr Haber, Österreich deckte Ende 2023 rund 98 Prozent seines Gasbedarfs mit Importen aus Russland. Wäre es unter dem Aspekt der Versorgungssicherheit sinnvoll, auf längere Sicht weiter Gas aus Russland einführen zu können?

Haber: Es gilt sicherzustellen, dass die Gasmengen, die Österreich braucht, zur Verfügung stehen. Dabei gibt es grundsätzlich zwei Szenarien. Das eine betrachtet die Lage ab Ende des Jahres, wenn der Transitvertrag zwischen Russland und der Ukraine ausläuft. Das zweite nimmt die Situation ab Ende 2027 in den Blick, also ab jenem Zeitpunkt, ab dem die EU kein Gas mehr aus Russland importieren möchte. In jedem Fall sind die Versorger aufgefordert, Maßnahmen zu ergreifen, ausreichend Gas nach Österreich zu bringen, um ihre Kunden zu beliefern. Abgesehen vom Bratstvo-Pipelinesystem durch die Ukraine stehen dafür drei mögliche Importrouten zur Verfügung: die West-Austria-Gasleitung (WAG) für Einfuhren via Deutschland, die Trans-Austria-Gasleitung (TAG), durch die Gas aus Italien nach Österreich kommen könnte, und das Opal-Eugal-System, das Importe durch Deutschland und Tschechien gestattet. Die Versorger müssen sich entsprechende Kapazitäten auf diesen Pipelines sichern. Aber man kann schon sagen, dass es die Versorgungslage erleichtert, wenn wir in den kommenden beiden Jahren noch Gas in der derzeitigen Art und Weise aus Russland nach Österreich bekommen.

E&M: Über den Ausbau der WAG gab es in den vergangenen Monaten intensive Diskussionen. Wie geht es damit weiter? Die Kapazitäten sollen ja bis Ende 2027 um rund 30 Prozent oder 27 Milliarden kWh gesteigert werden.

Haber: Die Diskussionen darüber laufen seit mehreren Jahren. Für die Versorgungssicherheit ist dieses Projekt wichtig. Es erleichtert Gasflüsse nach Österreich. Ein wesentlicher Punkt ist: Der neue Strang wäre wasserstofffähig. Er ist die Voraussetzung für weitere Projekte zum Wasserstoffimport.

„Änderungen sind für Kunden zu erwarten, die massive Leistungsspitzen haben“

E&M: Kommen wir zum Stromsektor. Das große Thema ist das kommende Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG). Auf seiner Grundlage soll unter dem Stichwort ‚Netztarife 2.1‘ die seit Langem angekündigte Leistungsbepreisung auch für Haushaltskunden eingeführt werden. Herr Urbantschitsch, wie wird dies vonstatten gehen?

Urbantschitsch: Unter der Voraussetzung, dass das ElWG noch in diesem Jahr in Kraft tritt, könnten wir mit der Einführung der ‚Netztarife 2.1‘ Anfang 2026 beginnen. Bis Ende des Jahres erfolgt die österreichweite flächendeckende Installation der digitalen Stromzähler (Smart Meter; d. Red.). Das kommende Jahr brauchen wir für die Erhebung der Leistungsdaten, die mit den Smart Metern erfasst werden, sowie für die notwendigen Verordnungen. Für Haushaltskunden mit durchschnittlichem Verbrauch und wenigen Lastspitzen wird sich an der Höhe der Tarife wenig ändern. Änderungen sind für Kunden zu erwarten, die massive Leistungsspitzen haben, etwa aufgrund von Photovoltaikanlagen oder Ladestationen für E-Autos. Aber genau darum geht es ja.
 
E&M: Die E-Control soll auch die Entwicklung der österreichischen Energiegemeinschaften überwachen. Was ist der aktuelle Stand?

Urbantschitsch: Erfreulich ist, dass die Zahl der Energiegemeinschaften in sehr kurzer Zeit stark zugenommen hat. Ende 2023 verzeichneten wir insgesamt etwa 1.180 Energiegemeinschaften, für Ende des Jahres rechnen wir noch einmal mit einer deutlichen Steigerung. Ihre Vorteile sind: Erstens wird mehr Energie lokal verbraucht, was die Netze entlasten kann. Zweitens werden die Menschen stärker in die ‚Energiewende‘ involviert und gehen bewusster mit Energie um. Drittens beleben Energiegemeinschaften den Wettbewerb: Sie entstehen nicht zuletzt durch die Initiative von Privatpersonen und Kommunen, aber auch durch Dienstleister, die nicht notwendigerweise aus dem Energiesektor kommen. Das wiederum veranlasst die Energieunternehmen zu vermehrter Aktivität, weil sie befürchten müssen, Geschäftsanteile zu verlieren.

Nicht zu unterschätzen sind allerdings auch die Herausforderungen: Manchmal ist den Menschen nicht bewusst, dass für die Teilnahme an einer Energiegemeinschaft organisatorisch und rechtlich einiges zu beachten ist. Eine weitere Herausforderung ist die Bereitstellung der Daten für die Abrechnung. Hier sind die Netzbetreiber gefordert. Wir setzen viel daran, die manchmal noch unzureichende Datenqualität zu verbessern.

„Natürlich gibt es Kostentreiber für die Tarife“

E&M: Laut Netzbetreibern ist die Infrastruktur nicht darauf ausgelegt, allen Kunden Viertelstundenwerte bezüglich Stromverbrauch und Stromerzeugung zu übermitteln, sondern nur etwa zehn Prozent von ihnen. Die Anforderungen an die Infrastruktur seien seinerzeit von der E-Control so festgelegt worden. Daher ließen sich die voraussichtlichen Anforderungen des ElWG in dieser Hinsicht nicht erfüllen.

Urbantschitsch: Bis auf Weiteres umfassen die Energiegemeinschaften weit weniger als zehn Prozent der Kunden. Bei denen zählt dieses Argument nicht. Und in einer digitalisierten Welt ist davon auszugehen, dass Unternehmen in der Lage sind, Daten für die Erbringung ihrer Dienstleistungen zu übermitteln. Nun mag es sein, dass vor mehr als zehn Jahren, als aufgrund der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie der EU damit begonnen wurde, die Smart Meter zu implementieren, die Technik eine andere war. Aber in Zeiten der Digitalisierung sind zehn Jahre eine Ewigkeit. Da hat sich schon etwas weiterentwickelt. Aber dass das alles eine Herausforderung ist, ist schon klar.

Haber: Die vollständige Smart-Meter-Ausrollung war zuerst bis Ende 2020 geplant, dann bis Ende 2022, jetzt sind wir bei Ende 2024. Dass hier ein beträchtlicher Datenumfang entsteht, war also seit Langem bekannt. Daten sind eben eine Voraussetzung, um die Dienstleistungen der Netzbetreiber zu erbringen und deren Servicequalität gegenüber den Kundinnen und Kunden darstellen zu können. Wenn jemand eine Photovoltaikanlage baut, will er die Viertelstundenwerte haben. Und Energiegemeinschaften brauchen diese Werte auch. Dass es überraschend hohe Datenumfänge geben soll, ist nicht wirklich nachvollziehbar.

E&M: Um den geplanten Ausbau der erneuerbaren Energien zu bewältigen, müssen die Netzbetreiber in den kommenden Jahren stark investieren. Allein die Austrian Power Grid, die den Großteil der Übertragungsnetze managt, rechnet bis 2034 mit rund neun Milliarden Euro. Es besteht die Sorge, die Netztarife könnten massiv steigen, wenn diese Summen sozialisiert werden. Daher wünscht die E-Wirtschaft alternative Finanzierungsmodelle. Ihr Kommentar?

Urbantschitsch: Im vergangenen Jahr wurde den Haushalten ein Teil der Netztarife aus dem Budget abgegolten. Die Kosten beliefen sich auf etwa 560 Millionen Euro. Seit 1. Januar gilt nun eine neue Regulierungssystematik. Natürlich gibt es Kostentreiber für die Tarife. Aber mit der zunehmenden Elektrifizierung des Verkehrs und der Raumwärmebereitstellung gibt es auch mehr Zahler.

E&M: Stichwort neue Regulierungssystematik: Der Zinssatz für Investitionen in Neuanlagen wird jährlich bestimmt. Die Netzbetreiber begrüßen das. Sie wünschen aber, dass dies über die laufende Regulierungsperiode hinaus gilt, um Planungssicherheit für längerfristige Projekte zu erhalten. Ist das ein Thema für Sie?

Urbantschitsch: Damit können wir uns gerne befassen. Die unterschiedliche Verzinsung von Investitionen in Neu- und Bestandsanlagen war ein Schlüssel für die hohe Akzeptanz, die die neue Regulierungssystematik bei den Netzbetreibern und den Konsumentenvertretern fand.