Stromgesetz Österreich 2026: Was PV‑Haushalte jetzt ändert

Viele Hausbesitzer sehen in einer Photovoltaik‑Anlage inzwischen nicht nur Klimaschutz, sondern auch eine pragmatische Antwort auf steigende Strompreise. Bisher lautete die Praxis häufig: Solarmodule aufs Dach, Wechselrichter anschließen, überschüssiger Strom einspeisen. Das Stromgesetz Österreich 2026 ändert diesen Ablauf punktuell, weil es Netzbetreibern mehr Instrumente zur Netzsteuerung gibt. Für Anlagen im Bereich von typischen Haushaltsgrößen — oft zwischen 3 und 6 kW — können neue Anforderungen an Steuerbarkeit und Messung unmittelbar Folgen für Planung und Ertrag haben.

Dieser Einstieg nennt die wichtigsten Fragen, die sich jetzt stellen: Muss mein Wechselrichter ferngesteuert werden können? Kommt eine dauerhafte Einspeisebegrenzung? Sind Nachrüstungen oder Beiträge zu erwarten? Die folgenden Kapitel erläutern die Regelungen in verständlicher Sprache, beschreiben konkrete technische Anforderungen und zeigen, wie sich wirtschaftliche Effekte mit einfachen Schritten abmildern lassen.

Das neue Elektrizitätswirtschafts‑ und -organisationsgesetz (ElWG), häufig kurz „Stromgesetz“ genannt, zielt auf Versorgungssicherheit und bessere Netzintegration erneuerbarer Erzeugung. Für Photovoltaik‑Haushalte sind zwei Punkte besonders relevant: eine Pflicht zur technischen Ansteuerbarkeit kleinerer Anlagen und die Möglichkeit zur Begrenzung der Einspeiseleistung durch Netzbetreiber.

„Ansteuerbarkeit“ bedeutet in diesem Zusammenhang, dass Netzbetreiber bei Bedarf die Einspeiseleistung einer Anlage reduzieren können. Technisch heißt das: Wechselrichter und die zugehörige Kommunikation müssen Signale empfangen und umsetzen können. Gesetzlich ist die Schwelle für diese Pflicht bei neu angeschlossenen Anlagen in der Nähe von 3,68 kW netzwirksamer Leistung angesetzt — das betrifft viele typische Dachsysteme.

Netzstabilität soll durch Steuerbarkeit erreichbar werden, ohne den Eigenverbrauch zu treffen.

Ein zweiter Effekt ist die sogenannte Spitzenkappung: In definierten Fällen können Netzbetreiber die maximal zulässige Einspeisung auf einen Prozentsatz der installierten Leistung begrenzen (in Gesetzesbegleitungen wird für bestimmte Neu‑ oder Neubewertungsfälle eine Begrenzung von bis zu 70 % der Modulleistung genannt). Das heißt: Aus einer Anlage mit 5 kWp installierter Modulleistung dürfen nicht automatisch 5 kW an das Netz geliefert werden, wenn Netzregeln eine Kappung vorschreiben. Eigenverbrauch und Lade‑ oder Speicherbetrieb bleiben gesondert zu betrachten.

Praktisch bedeutet das: Für neue Projekte und bei Anschlussänderungen prüfen Errichter, ob Wechselrichter und Messkonzept bereits den Vorgaben entsprechen. Bestehende Anlagen sind von Übergangsregeln betroffen; die Details regelt der Regulator (E‑Control) und die Netzbetreiber.

Obwohl sich die neuen Regeln abstrakt lesen, sind die praktischen Folgen für Eigentümer konkret: Standardisierte Kommunikationsschnittstellen, kompatible Wechselrichter‑Firmware und gegebenenfalls Smart‑Meter‑Integration. Moderne Wechselrichter unterstützen oft schon heute Protokolle wie SunSpec oder Modbus, brauchen aber manchmal ein Firmware‑Update oder ein Kommunikationsmodul.

Wesentliche Elemente, auf die Installateure und Betreiber achten sollten:

• Wechselrichter‑Funktion „Fernsteuerbar“: Muss Leistung auf Anforderung reduzieren können. Das reduziert nicht die Modulkapazität, aber die tatsächlich eingespeiste Leistung.
• Kommunikationsschnittstelle: Ethernet, WLAN, Mobilfunk‑Gateway oder direkte Smart‑Meter‑Schnittstelle für die Datenübermittlung in Viertelstunden‑Auflösung.
• Messkonzept: Zählerposition und -art müssen die Anforderungen an Netzregelung erfüllen; in einigen Fällen ist ein zusätzlicher Messpunkt nötig.
• Backup‑Automatik und Sicherheitsabschaltung: Schutzfunktionen bleiben unverändert Pflicht.

Für Bestandsanlagen ist entscheidend, ob Nachrüstungspflichten gelten. Das Gesetz delegiert technische Details an Regulatoren und Netzbetreiber; daher können Fristen oder Ausnahmen regional unterschiedlich ausfallen. Praktisch empfehlenswert ist eine technische Bestandsaufnahme: Wechselrichter‑Typ, Kommunikationsfähigkeit und der aktuelle Netzanschlussvertrag. Viele Hersteller und Errichter bieten inzwischen Kompatibilitätschecks an.

Wenn du dein System planst: Fordere vom Errichter schriftliche Angaben zur Fernsteuerbarkeit und zur Zählerkonfiguration; bei Ausschreibungen auf verbindliche Schnittstellen‑Standards achten. So vermeidest du teure Nachrüstungen, wenn verbindliche Marktregeln veröffentlicht werden.

Rein rechtlich eingeführte Regelungen wie eine mögliche Versorgungsinfrastruktur‑Abgabe und eine Einspeisebegrenzung wirken sich unmittelbar auf die Rentabilität aus. Die Gesetzesbegleitungen nennen eine Orientierung für einen Beitrag bei größeren Anlagen; Branchenmeldungen nennen Werte im niedrigen Cent‑Bereich pro kWh als mögliche Orientierung. Diese konkreten Zahlen sind noch nicht überall verbindlich; sie sollten im Einzelfall mit offiziellen Verordnungen abgeglichen werden.

Worauf sich Besitzer einstellen müssen: Wird die Einspeisung gedrosselt, sinkt der erzeugte Überschussstrom, und damit Einnahmen aus Einspeisevergütung oder eingesparten Netzbezugskosten. Zwei Hebel lindern diesen Effekt:

• Höherer Eigenverbrauch: Wer mehr Selbstnutzung schafft — z. B. durch Lastverschiebung oder zeitgesteuertes Laden eines E‑Autos — reduziert die Menge, die dem Netz zugeführt und dort womöglich gekappt würde.
• Speicherintegration: Ein Batteriespeicher puffert Überschüsse und gibt sie bei Bedarf ins Hausnetz; damit steigen Eigenverbrauchsquote und Überschussnutzung.

Ein einfaches Beispiel: Nehmen wir an, eine Anlage produziert 4.000 kWh/Jahr, davon werden bisher 1.200 kWh eingespeist. Wird die Einspeisung durch Kappung oder Netzentgeltwirkung reduziert, sinkt der eingespeiste Anteil; sofern ein Speicher 1.000 kWh zusätzlich selbst nutzt, sinkt die Abhängigkeit von Einspeiseerlösen merklich. Solche Modelle sind projekt‑ und regionalspezifisch; eine grobe Wirtschaftlichkeitsrechnung mit und ohne Speicher gibt jedoch schnell Orientierung.

Wichtig: Manche Kleinanlagen (in Gesetzesbegleitungen oft bis 20 kW genannt) bleiben von bestimmten Beiträgen ausgenommen; aktuelle Auslegungen und Übergangsregelungen sind aber durch Verordnungen konkret zu prüfen. Damit lohnt sich für viele Haushalte vorerst eine Optimierung des Eigenverbrauchs vor einer großen Speicher‑Investition.

Das Gesetz selbst legt den Rahmen fest, viele operative Details folgen in Verordnungen und Marktregeln durch E‑Control sowie in den Allgemeinen Netzbedingungen der Verteilnetzbetreiber. Deshalb bestehen derzeit drei typische Unsicherheitsfelder:

Erstens: Übergangsfristen und Bestandsschutz. Für bereits installierte Anlagen ist oft offen, ob und in welchem Umfang Nachrüstungen verpflichtend sind und wer die Kosten trägt. Zweitens: Technische Standards. Die konkrete Protokollaussage, Testverfahren und Freigabemodalitäten für Wechselrichter‑Firmware stehen noch zur Präzisierung. Drittens: Regionale Umsetzung. Netzengpässe sind lokal verschieden; deswegen können Netzbetreiber unterschiedlich strikte Maßnahmen ergreifen.

Wie können sich Betreiber und Interessenten schützen? Kurzfristig heißt das:

• Vertraglich sichern: Bestehende Netzanschlussverträge prüfen und beim Errichter verbindliche Zusagen zur Nachrüstbarkeit einfordern.
• Technische Dokumentation sammeln: Wechselrichter‑Modell, Firmware‑Stand, Kommunikationsoptionen und Messkonzept dokumentieren.
• Wirtschaftliche Szenarien rechnen: Drei Szenarien (keine Kappung, kurzfristige Kappung, dauerhafte Kappung plus Beitrag) helfen, Investitionsentscheidungen zu treffen.
• Regulatorische Entwicklung verfolgen: E‑Control‑Verlautbarungen und Netzbetreiber‑Allgemeine Netzbedingungen sind entscheidend; Verbands‑Infos (z. B. von Branchenverbänden) liefern Praxiseinordnungen.

Langfristig könnte die stärkere Integration steuerbarer Erzeuger das Verteilnetz stabiler machen und so insgesamt mehr erneuerbare Kapazität ermöglichen. Für Privathaushalte heißt das: Kurzfristiger Aufwand (Updates, Anpassungen) gegen mittel‑ bis langfristig verlässlichere Netzintegration und geringere Ausfallrisiken abwägen.

Das Stromgesetz Österreich 2026 bringt keine überraschende Kehrtwende, aber es setzt verbindliche Prioritäten: Netzstabilität, Mess‑ und Steuerbarkeit sowie eine mögliche Kostenbeteiligung größerer Einspeiser. Für Haushalte heißt das konkret: Prüfen, dokumentieren, nachrüstbar planen und die Wirtschaftlichkeit mit Blick auf Eigenverbrauch und Speicher neu bewerten. Kleine Anlagen bleiben in vielen Fällen privilegiert, doch bei Neuanschlüssen und bei Änderungen am Netzanschluss ist Vorsicht geboten. Wer jetzt aktiv die technischen Angaben seines Systems und die regionalen Netzbedingungen prüft, wird Investitionen sicherer planen können.