Kern der Mitteilung ist eine stärker integrierte europäische Infrastrukturplanung. Innerhalb von zwei Jahren soll ein zentrales EU-Szenario für Strom-, Gas- und Wasserstoffnetze entwickelt werden, das nationale und regionale Planungen zusammenführt. Die Verteilnetzplanung soll enger mit der Übertragungsebene abgestimmt werden, begleitet von einer frühzeitigen Einbindung von Öffentlichkeit und Industrie. Für nicht gedeckte grenzüberschreitende Kapazitätsbedarfe führt die Kommission einen sogenannten Gap-filling-Mechanismus ein, mit dem gezielt Projektvorschläge eingefordert werden können.

Neben dem Netzausbau setzt die Kommission auf eine bessere Nutzung bestehender Infrastrukturen. Der Einsatz intelligenter Stromnetze, digitaler Technologien und Maßnahmen zur Steigerung der Netzeffizienz soll stärker gefördert werden. Diese Ansätze sollen systematisch in der Netzplanung verankert und parallel zum physischen Ausbau umgesetzt werden.

Die Mitteilung schlägt einen EU-weiten Rahmen zur Beschleunigung von Genehmigungen für Netzinfrastruktur, erneuerbare Energien, Speicher und Ladeinfrastruktur vor. Genehmigungsverfahren sollen grundsätzlich innerhalb von zwei Jahren abgeschlossen werden, in komplexen Fällen ist eine Verlängerung um maximal ein weiteres Jahr vorgesehen.

Zur Stärkung der Akzeptanz sieht die Kommission neue Vorgaben zur Nutzerbeteiligung vor. Erneuerbare-Energien-Projekte mit mehr als 10 MW sollen Vorteile direkt an die lokale Bevölkerung weitergeben. Zudem soll die Öffentlichkeitsbeteiligung sowohl in der Planungs- als auch in der Betriebsphase gestärkt werden, unterstützt durch den Einsatz unabhängiger Kommunikator:innen.

Sicherheits- und Resilienzanforderungen sollen künftig stärker in die Planung grenzüberschreitender Projekte integriert werden. Dies umfasst sowohl physische als auch cyberbezogene Risiken. Gleichzeitig sollen Eigentumsstrukturen transparenter werden, um Abhängigkeiten von Hochrisiko-Akteuren zu vermeiden. Maßnahmen zur Stärkung bestehender Infrastruktur bleiben über die Connecting Europe Fazilität förderfähig.

Die Kommission beziffert den Investitionsbedarf für Stromnetze bis 2040 auf rund 1,2 Billionen Euro, davon etwa 730 Milliarden Euro für Verteilnetze. Für Wasserstoffnetze werden zusätzliche 240 Milliarden Euro veranschlagt. Zur Mobilisierung dieser Mittel sollen private Investitionen verstärkt über EU-De-Risking-Instrumente und die Europäische Investitionsbank unterstützt werden.

Ergänzend zur Mitteilung sieht die Energy Highways Initiative die beschleunigte Umsetzung von acht prioritären grenzüberschreitenden Energieverbindungen vor. Neben kurzfristigen Maßnahmen sollen politische Koordinierung und europäische Koordinatoren Engpässe rascher beseitigen. Für Österreich sind insbesondere der South-Eastern Europe Electricity Interconnections Energy Highway sowie der SouthH₂-Korridor von unmittelbarer Relevanz.

Der Vorschlag führt neue Infrastrukturkategorien ein, die den sicheren Betrieb bestehender Hochspannungsnetze unterstützen und gezielte physische Schutzmaßnahmen gegen cyberbezogene und physische Risiken ermöglichen. Gleichzeitig werden sogenannte non-wire-Lösungen ausdrücklich als kosteneffiziente Alternative zur klassischen Netzerweiterung definiert und damit regulatorisch verankert.

Das bestehende System der zweijährlichen PCI- und PMI-Listen bleibt grundsätzlich erhalten. Für fortgeschrittene Projekte wird jedoch ein vereinfachtes Verfahren zur Beibehaltung des Status eingeführt. Zusätzlich sollen physische und digitale Risikoanalysen systematisch in das Projektmonitoring integriert werden, um Resilienz und Umsetzungssicherheit zu erhöhen.

Strom-PCIs und -PMIs sollen künftig automatisch als Vorhaben von überragendem öffentlichem Interesse eingestuft werden. Unter bestimmten Voraussetzungen sind gezielte Ausnahmen von Verpflichtungen aus der UVP- und der Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie möglich, sofern Projekte bereits in strategischen Bewertungen berücksichtigt wurden. Ergänzend sieht der Vorschlag eine verpflichtende Digitalisierung der Verfahren, klare Vorgaben für die Vorantragsphase sowie die Einführung von Genehmigungsfiktionen vor.

Die Kommission soll künftig ein zentrales EU-Szenario für Strom, Gas und Wasserstoff erstellen, das als Grundlage für die sektorübergreifende Infrastrukturplanung dient. ENTSO-E¹ und ENNOH² werden verpflichtet, von ACER methodisierte Berichte zum Infrastrukturbedarf vorzulegen. Im Strombereich ist dabei die verpflichtende Prüfung von non-wire-Lösungen vorgesehen. Für nicht gedeckte Bedarfe kann die Kommission einen strukturierten Bedarfsabgleichsprozess einleiten, um geeignete Lösungsoptionen zu identifizieren.

[1] European Network of Transmission System Operators for Electricity

[2] European Network of Network Operators for Hydrogen

Der Vorschlag stärkt die koordinierte und langfristige Planung von Offshore- und Onshore-Netzen. Mitgliedstaaten sollen prüfen, ob spezifische grenzüberschreitende Zielsetzungen erforderlich sind, um den Ausbau der Offshore-Erzeugung effizienter und systemdienlicher umzusetzen.

Für grenzüberschreitende Projekte wird die Kostenaufteilung auf Basis ex-ante vereinbarter Regeln präzisiert, ergänzt durch klar definierte ex-post-Anpassungen. Mitgliedstaaten sollen sich verpflichtend an Projekten beteiligen, wenn ihr Nutzenanteil mindestens zehn Prozent beträgt. ACER erhält zusätzliche Aufgaben, unter anderem zur Führung eines CBCA-Repositorys³ sowie zur Entwicklung von Vorlagen und Leitlinien. Zudem werden Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, 25 Prozent von ungenutzten Engpasserlösen für investitionsrelevante Interkonnektorenprojekte vorzusehen.

3 Cross-Border Cost Allocation-Verzeichnis

Der Vorschlag konkretisiert die Voraussetzungen für die Förderfähigkeit von Projekten im Rahmen der Connecting Europe Fazilität. Dabei werden auch die neuen Infrastrukturkategorien berücksichtigt, um Investitionen gezielt auf systemrelevante Projekte auszurichten.

Im Bereich der erneuerbaren Energien sieht der Vorschlag weitreichende Anpassungen vor. Mitgliedstaaten dürfen künftig keine großräumigen Gebiete mehr ausweisen, in denen Projekte für erneuerbare Energien pauschal aus Umwelt- oder Landschaftsschutzgründen ausgeschlossen sind. Gleichzeitig wird eine verpflichtende Nutzenbeteiligung von Bürger:innen und Gemeinden bei Projekten mit einer Leistung von mehr als 10 MW eingeführt, wobei die konkrete Ausgestaltung auf nationaler Ebene erfolgt. Zur Unterstützung von Akzeptanz und Dialog sollen unabhängige „Moderator:innen“ eingesetzt werden.

Genehmigungsverfahren sollen künftig vollständig über ein einziges digitales nationales Portal abgewickelt werden. Darüber hinaus werden Genehmigungsfiktionen eingeführt, wenn außerhalb von Beschleunigungsgebieten keine fristgerechte Entscheidung erfolgt. Der Vorschlag erleichtert zudem das Repowering von Anlagen, insbesondere von Windkraftanlagen, sofern keine zusätzliche Fläche in Anspruch genommen wird, und vereinfacht Genehmigungen für kleinskalige Solaranlagen sowie Anlagen auf künstlichen Strukturen.

Die Annahme eines überragenden öffentlichen Interesses wird ausgeweitet und kann nicht mehr von den Mitgliedstaaten eingeschränkt werden. Neue Ausnahmen von Vorgaben der Fauna-Flora-Habitat-, Wasserrahmen- und Vogelschutz-Richtlinie ermöglichen parallele Kompensationsmaßnahmen. Für eigenständige Energiespeicheranlagen über 100 kW, ausgenommen Wasserstoffspeicher, wird eine maximale Genehmigungsdauer von sechs Monaten vorgesehen, für Pumpspeicherkraftwerke von maximal zwei Jahren. Gleiches gilt für Ladeinfrastruktur über 100 kW. Ergänzend werden spezifische Regelungen für Erneuerbaren-Anlagen eingeführt. Auch für Netzanschlüsse werden verbindliche Fristen festgelegt, die je nach Projektart zwischen einem und drei Monaten liegen.

Im Strombereich werden die Genehmigungsverfahren für Übertragungs- und Verteilnetzinfrastruktur klarer geregelt. Nationale Behörden müssen mit ausreichenden personellen und organisatorischen Ressourcen ausgestattet werden. Für Genehmigungsverfahren gelten verbindliche Fristen von maximal zwei Jahren, mit der Möglichkeit einer einmaligen Verlängerung um ein weiteres Jahr. Genehmigungsfiktionen, Fristen für behördliche Datenanforderungen sowie die Annahme des überragenden öffentlichen Interesses für Netzprojekte sollen zusätzliche Planungssicherheit schaffen.

Der Vorschlag sieht zudem vorübergehende Ausnahmen von UVP- und Fauna-Flora-Habitat-Vorprüfungen für Modernisierung, Repowering und Instandhaltung bestehender Netze vor. Ergänzend werden Klarstellungen zur Anwendung der Wasserrahmenrichtlinie und zur Bewertung von Stickstoffemissionen getroffen. Mitgliedstaaten sollen außerdem digitale Plattformen einrichten, die den Zugang zu Arten-, Umwelt- und Geodaten erleichtern. Weitere Bestimmungen präzisieren die Prüfung zumutbarer Alternativen sowie die Verpflichtung zu Ausgleichsmaßnahmen und regeln die Befugnisse zur Netzentwicklung und Investitionsentscheidung auf nationaler Ebene.

Auch für Gas- und Wasserstoffinfrastruktur werden die Genehmigungsverfahren vereinheitlicht und beschleunigt. Nationale Behörden müssen über ausreichende Ressourcen verfügen, Genehmigungsfiktionen werden eingeführt und Fristen für behördliche Datenanforderungen festgelegt. Zusätzlich sollen digitale Plattformen eingerichtet werden, über die Genehmigungsverfahren zentral abgewickelt werden können.

Die Kommission empfiehlt eine stärkere vorausschauende Netzplanung, insbesondere durch antizipative Investitionen, detaillierte Investitionspläne und transparente Kapazitätskarten. Gleichzeitig soll die nationale Kooperation besser strukturiert werden, damit Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber, Netznutzer und Behörden sich koordiniert über künftige Erzeugungs- und Lastschwerpunkte abstimmen. Ergänzend soll eine Arbeitsgruppe unter Beteiligung von TSOs, DSOs und Regulierungsbehörden Best Practices für Netzausbau und Anschlusspriorisierungen entwickeln.

Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber sollen regelmäßig aktualisierte Karten zur Netzaufnahmefähigkeit für alle Spannungsebenen bereitstellen. Diese sollen nicht nur verfügbare Kapazitäten, sondern auch geplante Ausbauten, bestehende Warteschlangen und erwartete künftige Kapazitäten abbilden. Die Kommission betont, dass Anreize und digitale Prozesse notwendig sind, um die Transparenz zu erhöhen und granulare, transparente Kapazitätsinformationen bereitzustellen. Regulierungsbehörden sollen nationale Plattformen für Hosting-Kapazitätsinformationen schaffen oder vorgeben und Bewertungsmethoden zumindest auf TSO- und DSO-Ebene harmonisieren.

Zur Förderung effizienter Anschlussentscheidungen empfiehlt die Kommission granularere Berechnungsmethoden von Netzentgelten und Kapazitätselementen, damit netzdienliche Nutzung und eine effizientere Standortwahl beanreizt werden. Der regulatorische Rahmen soll so weiterentwickelt werden, dass kosteneffiziente Investitionen der Netzbetreiber sowie der Einsatz digitaler, KI-gestützter und netzverstärkender Technologien erleichtert werden. Bestehende Netzanschlussverträge sollen zudem auf Kapazitätsunterauslastung geprüft werden; zugeteilte Kapazitäten sollen regelmäßig auf Effizienz bewertet und bei Bedarf über vertragliche Effizienzklauseln entzogen und an andere Antragsteller neu vergeben werden können.

Die Leitlinie spricht sich für digitalisierte und transparente Netzanschlussverfahren aus und betont die Notwendigkeit eines verbesserten Netzmonitorings. Um spekulative oder unreife Netzzutrittsanträge zu reduzieren, sollen Eintrittskriterien bereits zu Beginn des Verfahrens eingesetzt werden, damit Netzbetreiber frühzeitig verlässliche Informationen über realisierungsfähige Vorhaben erhalten. Ergänzend soll geprüft werden, ob Reservierungsentgelte eingeführt werden, die verhältnismäßig zur Projektgröße und zum Antragsteller ausgestaltet sind und Anschlusskosten decken oder bei Realisierung verrechnet werden. Die Kommission regt außerdem an, von einem reinen „first-come, first-served“-Ansatz hin zu einem „first-ready, first-served“-Ansatz zu wechseln. Zur aktiven Steuerung von Warteschlangen werden Milestone-Mechanismen sowie „use-it-or-lose-it“-Regeln empfohlen. In Engpassgebieten soll statt „first-come, first-served“ ein Priorisierungsrahmen gelten, der auf objektiven und diskriminierungsfreien Kriterien basiert.

Die Europäische Kommission kündigt an, die Entwicklung der Netzanschlüsse sowie die Umsetzung der Empfehlungen zu beobachten. Bei Bedarf könnten daraus weitere Legislativvorschläge abgeleitet werden, um effiziente und zügige Netzanschlüsse zusätzlich zu fördern.

Die Kommission betont, dass geförderte Erzeugungsanlagen ihre Anreize zur Teilnahme an allen relevanten Strommärkten behalten müssen, insbesondere im Day-Ahead-, Intraday-, Regelenergie- und Systemdienstleistungsmarkt. Zur Erreichung dieses Ziels werden unterschiedliche Gestaltungsoptionen aufgezeigt, die auch kombiniert werden können. Dazu zählen produktionsunabhängige zweiseitige Differenzverträge mit einem klar definierten Referenzvolumen, produktionsabhängige Modelle mit Korrekturmechanismen zur Vermeidung von Fehlanreizen sowie hybride Modelle, bei denen Zahlungen zeitweise von der tatsächlichen Produktion entkoppelt werden. In allen Fällen ist eine sorgfältige Ausgestaltung erforderlich, um Marktverzerrungen zu vermeiden.

Geförderte Anlagen sollen weiterhin Anreize für eine effiziente Wartung und Instandhaltung behalten. Dies kann erreicht werden, indem produktionsunabhängige CfDs auch während Wartungsphasen eine Vergütung vorsehen oder bei produktionsabhängigen Modellen der Referenzpreis über längere Zeiträume, etwa quartals- oder jahresweise, ermittelt wird. Ergänzend können dynamische Clawback-Mechanismen eingesetzt werden, um sicherzustellen, dass marktbezogene Anreize über den gesamten Berechnungszeitraum hinweg erhalten bleiben.

Die Leitlinie hebt hervor, dass geförderte Erzeugungsanlagen vergleichbare Anreize wie nicht geförderte Anlagen behalten sollen, um effizient an den Strommärkten teilzunehmen. Dies betrifft insbesondere die Terminmärkte. Die Ausgestaltung der CfDs soll verhindern, dass Erzeugungsmengen systematisch aus diesen Märkten verdrängt werden, was vor allem für Technologien mit weitgehend konstantem Erzeugungsprofil von Bedeutung ist.

Um effiziente und systemdienliche Investitionsentscheidungen zu fördern, sollen geförderte Anlagen eine ausreichende Marktexponierung behalten. Dies kann durch produktionsunabhängige CfDs mit Referenzprojekten erreicht werden, deren Produktionsprofile nicht der tatsächlichen Anlage entsprechen, oder durch produktionsabhängige beziehungsweise hybride Modelle mit langen Referenzzeiträumen. Ergänzend können standortspezifische Anreize vorgesehen werden, um Netzengpässe zu berücksichtigen und den Bedarf an kostenintensiven Systemeingriffen zu reduzieren.

Bei der Kombination von CfDs und Stromabnahmeverträgen im Rahmen von Ausschreibungen weist die Kommission auf mögliche Risiken hin. Dazu zählen Quersubventionierungen, Marktverzerrungen im PPA-Segment sowie eine potenzielle Verringerung der Liquidität in anderen Marktsegmenten. Die Mitgliedstaaten sollen diese Risiken bei der Ausgestaltung ihrer Fördermodelle berücksichtigen und geeignete Maßnahmen zur Begrenzung ergreifen.