Lagebericht 2025

Vorarlberger Energienetze GmbH - Lagebericht zum Jahresabschluss 2025 -

1. Rahmenbedingungen

Die Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft sind weiterhin sehr herausfordernd. Der Ausbau von dezentralen Erzeugungsanlagen hat sich zwar zum Teil etwas verlangsamt, aber auch die fortschreitende Zunahme der Elektromobilität stellt mit immer höheren Ansprüchen bezüglich Ladeleistungen eine veritable Herausforderung für die Verteilernetze dar. Zudem werden zunehmend Anfragen mit immer höheren Leistungskategorien im Bereich der stationären Batteriespeicher registriert.

vorarlberg netz hat die Herausforderungen auf der Mittel- und Niederspannungsebene aktiv aufgegriffen und in einem umfangreichen Projekt („Netzentwicklung – Mission 2030") in Zusammenarbeit mit der Fachhochschule Vorarlberg (FHV) und der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) die Auswirkungen dieser neuen Anforderungen auf das Verteilernetz (Mittel- und Niederspannungsnetz) simuliert. Daraus wurden entsprechende Handlungsempfehlungen abgeleitet. Die im Jahr 2022 gestartete Projektphase befindet sich im Abschluss und konnte wesentliche Erkenntnisse in der Interaktion Niederspannungsnetz/Mittelspannungsnetz generieren. Nunmehr wird bereits am Aufsatz der nächsten Projektphase („Mission 2030 – Phase 2n) gearbeitet, um die maßgeblichen technischen Anforderungen für eine umfassende Verteilernetzflexibilität bis hin zur Niederspannungsebene zu spezifizieren.

Die Auswirkungen dieser Entwicklung auf das Hochspannungsnetz wurden ebenfalls untersucht und daraus ein umfangreiches Erneuerungs- und Erweiterungsprogramm für die Umspannwerke abgeleitet. Dieses befindet sich in Umsetzung und wird in regelmäßigen Zyklen überprüft und aktualisiert. Als regulatorische Vorgabe werden Netzentwicklungsmaßnahmen für die nächsten zehn Jahre nun auch in einem Netzentwicklungsplan für das Verteilnetz veröffentlicht.

Zudem ist die angespannte Liefersituation weiterhin ein wesentliches Element der Projektabwicklung. Die Lieferzeit für Ortsnetztransformatoren beträgt aufgrund der gegenwärtigen engen Lieferantenbeziehung ca. 30 Wochen (vor wenigen Jahren betrug die Lieferzeit noch 12 bis 15 Wochen). Für wesentliche Komponenten im 110-kV-Bereich kann von einer Lieferzeit von mindestens 18 Monaten ausgegangen werden, für 110-kV-Leistungstransformatoren von bis zu vier Jahren. Gegenüber dem Basisjahr 2020 kann bei den Preisen von einer Verdoppelung ausgegangen werden, bei 110-kV-Transformatoren bis zu einer Verdreifachung.

Erfreulich ist, dass diese dynamischen Marktentwicklungen in der Regulierungssystematik für die neue 5. Regulierungsperiode, welche 2024 begonnen hat, zumindest deutlich

besser als bisher berücksichtigt wurden. Einerseits wurden in der Kostenbasis für die 5. Regulierungsperiode Strom gewisse Kostensteigerungen mitberücksichtigt, andererseits wurde ein zusätzlicher Betriebskostenindex für den Anschluss von dezentralen Erzeugungsanlagen in die Regulierungssystematik implementiert. Ebenso ist es im Sinne der Netzbetreiber, dass zukünftige Kostensteigerungen innerhalb der 5. Regulierungsperiode aufgerollt werden können. Die neue allgemeine Regulierungssystematik wird damit dem dynamischen Marktumfeld zumindest etwas mehr gerecht, als dies bislang der Fall war.

Eine weitere wesentliche Änderung der Rahmenbedingungen für Verteilnetzbetreiber ergab sich durch das Ende 2025 in Kraft getretene Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG). Die Änderung betreffen insbesondere das Netzanschlussentgelt, aber auch Spitzenkappung von PV-Anlagen sowie Peer-to-Peer-Verträge. Die Änderungen werden weiter unten im Detail erläutert.

2. Gesellschaftsrechtliche Verhältnisse

Die Vorarlberger Energienetze GmbH (vorarlberg netz) ist in Vorarlberg Eigentümerin und Betreiberin der Verteilernetze Strom und Erdgas (Kombinetzbetreiberin) und im benachbarten Allgäu Eigentümerin und Betreiberin eines 110-kV-Netzes samt den zugehörigen Umspannwerken.

Die Gesellschaft wurde am 1. Oktober 2001 als VKW-Übertragungsnetz AG gegründet und im Jahr 2006 in VKW-Netz AG umfirmiert. Mit Wirksamkeit zum 1. Dezember 2011 wurde die VKW-Netz AG in die Vorarlberger Energienetze GmbH umgewandelt und umfirmiert.

Im Zuge der Umsetzung der Regelungen des Dritten Liberalisierungspakets der EU für die Entflechtung (unbundling) im Stromnetzbereich hat die Vorarlberger Kraftwerke AG (nunmehr illwerke vkw AG) mit Ablauf des 31. Dezember 2011 ihren Teilbetrieb Stromverteilernetz in Vorarlberg im Wege der Gesamtrechtsnachfolge auf die Vorarlberger Energienetze GmbH übertragen.

Seit 1. Januar 2012 ist die Vorarlberger Übertragungsnetz GmbH (VÜN) Eigentümerin und Betreiberin des Übertragungsnetzes in Vorarlberg. Ebenfalls zu diesem Datum wurde die Regelzone Vorarlberg gemäß Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG) mit der Regelzone der Austrian Power Grid AG (APG) zusammengefasst und wird aufgrund vertraglicher Vereinbarungen von der APG betrieben.

Mit Wirkung zum 1. Januar 2013 hat die ehemalige "VEG" Vorarlberger Erdgas GmbH ihren Teilbetrieb Erdgasverteilernetz im Wege der Gesamtrechtsnachfolge auf vorarlberg netz übertragen.

Mit Wirkung zum 1. Januar 2014 hat die Vorarlberger Kraftwerke Aktiengesellschaft (nunmehr illwerke vkw AG) ihren Teilbetrieb Allgäuer Hochspannungsnetz im Wege der Gesamtrechtsnachfolge auf vorarlberg netz übertragen. Seit dem Jahr 2014 befindet sich das Mittel- und Niederspannungsnetz im Allgäu im Eigentum der Elektrizitätsnetze Allgäu

GmbH (e-netze allgäu) und wird von dieser mit Unterstützung von vorarlberg netz betrieben.

Im Jahr 2016 hat vorarlberg netz die Mittel- und Niederspannungsanlagen von der Vorarlberger Illwerke Aktiengesellschaft (nunmehr illwerke vkw AG) im Montafon und im Brandnertal samt den dazugehörigen Liegenschaften erworben. Bis dahin hatte vorarlberg netz diese Anlagen im Wege eines Pachtverhältnisses betrieben.

Seit dem Jahr 2018 sind mehrere ehemalige VKW-Kleinaktionäre über zwei Genossenschaften mittelbar an der Vorarlberger Energienetze GmbH beteiligt.

Im Jahr 2021 hat die illwerke vkw AG ihre deutschen Vermögenswerte im Rahmen einer gesellschaftsrechtlichen Umgründung und im Wege der Gesamtrechtsnachfolge auf ihre 100 prozentige Tochtergesellschaft illwerke vkw Deutschland GmbH übertragen. Zu diesem Vermögen zählt auch ein Anteil von 6,26 Prozent an der Vorarlberger Energienetze GmbH.

Eigentümerstruktur der Vorarlberger Energienetze GmbH:

3. Geschäftsergebnis und Ertragslage sowie Finanz- und Vermögenslage

Die Umsatzerlöse 2025 betragen 157,6 Mio. EUR gegenüber 156,7 Mio. EUR im Vorjahr. Die Aufwendungen für Material und sonstige bezogene Herstellungsleistungen summieren sich auf 39,1 Mio. EUR (Vorjahr 40,9 Mio. EUR).

Der Personalaufwand beläuft sich auf 49,3 Mio. EUR (Vorjahr 47,8 Mio. EUR), die sonstigen betrieblichen Aufwendungen betragen 36,3 Mio. EUR (Vorjahr 34,4 Mio. EUR).

Der Finanzerfolg beträgt im Berichtsjahr 3,3 Mio. EUR (Vorjahr 0,2 Mio. EUR).

Als Ergebnis vor Steuern werden im Berichtsjahr 22,4 Mio. EUR gegenüber 21,1 Mio. EUR im Vorjahr ausgewiesen. Nach Berücksichtigung der Ertragsteuern in Höhe von -5,0 Mio. EUR (Vorjahr -4,9 Mio. EUR) verbleibt ein Ergebnis nach Steuern von 17,4 Mio. EUR gegenüber 16,2 Mio. EUR im Vorjahr.

Das Ergebnis von 17,4 Mio. EUR wird zu 50 Prozent an illwerke vkw abgeführt und zu 50 Prozent den freien Gewinnrücklagen zugewiesen.

Kennzahlen zur Ertragslage

Kennzahlen zur Vermögenslage

Kennzahlen zur Finanzlage

4. Ausbau und Betrieb des Stromnetzes

Die Stromabgabe im Netzgebiet von vorarlberg netz lag im Jahr 2025 mit rund 2.541 GWh um etwa 1,8 Prozent über dem Vorjahreswert.

Mittel- und Niederspannungsnetz:

Das Mittelspannungskabelnetz wurde im Berichtszeitraum um 4,2 km (2024: 18,4 km) erweitert, im Gegenzug wurden 2,1 km (2024: 4,3 km) abgebaut. Der Verkabelungsgrad stieg von 92,3 Prozent auf 92,4 Prozent. Das Niederspannungsnetz wuchs im Berichtszeitraum um 133,0 km (2024: 94,6 km) – der hohe Verkabelungsgrad liegt mittlerweile bei 99,3 Prozent.

Die Zahl der Hausanschlüsse stieg in Summe (Neuanschlüsse abzüglich Abbrüche) im Berichtsjahr um 477 auf insgesamt 95.250. Im Vorjahr betrug die Zunahme 539 Stück. In diversen Ortsnetzen mussten aufgrund von starken Leistungszuwächsen (u.a. durch Wachstum bei der E-Mobilität) und Photovoltaik-Einspeisungen neue Trafostationen errichtet bzw. bestehende ertüchtigt oder ersetzt werden. In Summe betrug der Zuwachs an Ortsnetzstationen im Berichtsjahr 7 Stück.

Auch bei den Anschlüssen dezentraler Erzeugungsanlagen gab es einen weiteren Zuwachs. Im Berichtsjahr wurden 2.597 Einspeiseanlagen (2024: 3.214 Einspeiseanlagen) an das Verteilernetz von vorarlberg netz angeschlossen, wobei es sich dabei fast ausschließlich um Photovoltaik-Anlagen (PV-Anlagen) handelt.

Insgesamt sind mit Stichtag 31. Dezember 2025 20.136 PV-Anlagen (Ende 2024: 17.545 PV-Anlagen) mit einer gesamten Engpassleistung von 350.672 kW (Ende 2024: 297.886 kW) an das Verteilernetz angeschlossen.

Im Jahr 2025 wurde die Umsetzung des 20-kV-Inselnetzes zwischen Dornbirn und Hohenems fortgeführt. Im betroffenen Netzbereich sind bis auf eine Ortsnetzstation mittlerweile alle auf 20-kV umgebaut. Die noch fehlende Ortsnetzstation wird im Laufe des Jahres 2026 auf 20-kV ertüchtigt.

Zusätzlich wurden im Berichtsjahr 2025 insgesamt ca. 1.650 m 20 kV-Mittelspannungserdkabel neu gelegt, die im Wesentlichen einen Ersatz für bestehende 10 kV-Mittelspannungserdkabelleitungen darstellen.

Die Gespräche mit den Eigentümer:innen von betroffenen Privatstationen wurden weitergeführt, gestalten sich allerdings als aufwendig und schwierig. Im Berichtsjahr 2025 erfolgte der Umbau von weiteren sechs Privatstationen auf 20-kV.

Hochspannungsnetz

Im Umspannwerk Meiningen wurde das neue 220/380-kV-Kupplungsfeld errichtet und im November in Betrieb genommen. Damit konnte die erste Phase des Umbaus erfolgreich abgeschlossen werden. Gleichzeitig erfolgten die Ausarbeitung der Detailplanung sowie die Vergabe der Aufträge für die zweite Bauphase.

Im Jahr 2025 wurden bei den Ersatzneubauten der Umspannwerke Hohenems, Bürs und Dornbirn-Süd bedeutende Fortschritte erzielt.

Beim „Neubau des 110-kV-Umspannwerks Hohenems“ markierte der Abriss des bisherigen Betriebsgebäudes den Beginn der zweiten Bauphase. Im weiteren Verlauf des Jahres wurden die Hochbauarbeiten am zweiten Gebäudeteil durchgeführt und bis Ende Dezember erfolgreich abgeschlossen.

Im Rahmen der Modernisierung und Erweiterung des Umspannwerks Bürs wurde der bestehende dritte Umspanner umgesetzt und in Betrieb genommen. Der Probebetrieb der Anlage konnte bis Ende Juni 2025 erfolgreich beendet werden. Anschließend erfolgte im zweiten Halbjahr der Rückbau der alten Freiluftschaltanlage. Die offizielle Inbetriebnahme fand am 12. November statt, sodass das gesamte Projekt planmäßig zum Jahresende abgeschlossen werden konnte.

Der Ersatzneubau des Umspannwerks Dornbirn Süd begann am 19. Mai 2025 mit dem offiziellen Spatenstich für die Hochbauarbeiten. Der Rohbau des neuen Betriebsgebäudes wurde planmäßig durchgeführt und im Dezember 2025 fertiggestellt.

Im Bereich der Hochspannungsleitungen wurde das Projekt 110-kV-Kabelkollektor zwischen den Umspannwerken Dornbirn Süd und Dornbirn Werben weiter vorangetrieben. Der zweite Bauabschnitt (L204 – Höhe Volksbank bis Messekreuzung) wurde Anfang April begonnen und konnte im November erfolgreich abgeschlossen werden. Weiters wurden die Vorbereitungen für das Baulos 2026 vorangetrieben. Der Kabelkollektorabschnitt in der L204 bündelt die Leitungsführung für Hochspannungskabel, Mittelspannungskabel, Gas und Lichtwellenleiter.

Im Rahmen des Projekts "Ersatzneubau Umspannwerk Frastanz" wurden die Vorarbeiten weiter vorangetrieben. Im Juni wurde das Behördenverfahren mit dem Erhalt des Baubescheids und der elektrizitätsrechtlichen Bewilligung erfolgreich abgeschlossen.

Vorprojekte, Beschaffungsvorbereitungen bzw. Untersuchungen für den Ersatzneubau der Umspannwerke Rieden und Vorderwald wurden weitergeführt bzw. aufgenommen.

Netzintegration dezentraler Einspeiser, Speicher und Elektromobilität

Österreich hat sich ehrgeizige Ziele in den Bereichen erneuerbare Energie und Klimaneutralität gesetzt. Bis 2030 soll der Strombedarf vollständig aus erneuerbaren Energiequellen gedeckt werden und bis 2040 strebt das Land die Klimaneutralität an. Um diese Ziele zu erreichen, müssen in den kommenden zehn Jahren österreichweit Erzeugungskapazitäten im Ausmaß von 27 TWh errichtet werden. Umgelegt auf die verschiedenen Erzeugungsarten sieht das Regierungsprogramm 2020–2024 sowie das auf dieser Grundlage bereits in Kraft getretene Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz einen Zubau von 11 TWh bei Photovoltaik, 10 TWh bei Windkraft, 5 TWh bei Wasserkraft und 1 TWh bei Biomasse vor. Das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) gibt die rechtlichen Rahmenbedingungen für diesen Infrastrukturausbau vor. Im Bereich Photovoltaik bedeutet dies eine Erhöhung um den Faktor 8 bis zum Jahr 2030 ausgehend vom Jahr 2020. Beim Ausbau der E-Mobilität soll der Anteil an E-Fahrzeugen von 1 Prozent im Jahr 2020 auf 30 Prozent im Jahr 2030 gesteigert werden.

Im Jahr 2025 wurden insgesamt 3.614 Anschlussanfragen für Photovoltaikanlagen bearbeitet (2023: 4.650; 2024: 3.720), davon waren 49,8 Prozent eine Kombination aus Photovoltaik und Batteriespeicher. Erstmals waren 15,3 Prozent der Anschlussanfragen separate Batteriespeicher (Nachrüstung). Der Ausbau hat sich im Vergleich zu den Jahren 2023 und 2024 etwas abgeschwächt, befindet sich jedoch weiterhin auf sehr hohem Niveau. Im Jahr 2025 war der Anteil der Neuzulassungen für Elektromobilität in Vorarlberg bei 20,0 Prozent und ist somit im Vergleich zum Vorjahr (16,1 Prozent) leicht angestiegen. Insgesamt wurden 2025 1.500 Ladestellen beurteilt (2023: 1.165; 2024: 1.275), ein Anstieg um 17,6 Prozent im Vergleich zum Jahr 2024 mit 1.275 Beurteilungen. Durch die hohe Anzahl an Anfragen ist die Anzahl der Beurteilungen mit Verstärkungsempfehlungen im vorgelagerten Ortsnetz weiterhin hoch.

Projekte und Smart Grids

Smart Grids sind intelligente Netze, die mit innovativen Netzkomponenten und Digitalisierungstechnik den konventionellen Netzausbau ergänzen. Die zunehmenden Anforderungen an die Verteilernetze wären ohne innovative Netzlösungen nicht zu bewältigen.

Netzentwicklung – Mission 2030 – Phase I

Im Rahmen der Phase I des Projekts "Netzentwicklung – Mission 2030" war der Schwerpunkt zum einen die Umsetzung der zuvor erarbeiteten und empfohlenen Netzausbaustrategien und zum anderen die Weiterentwicklung der Themenfelder intelligente Ortsnetzstationen (iONS), Laststeuerung beim Kunden und weiterführende Simulationen in der Mittelspannungsebene.

Im Projekt wurden die gekoppelten Netzsimulation der Mittel- und Niederspannung, sowie die Optimierung der stromgeführten Umspanner-Regelung (Kompoundierung) erfolgreich abgeschlossen. Mit Projektabschluss im Frühjahr 2025 wurden Handlungsempfehlungen für die zukünftige Netzstrategie erarbeitet und in das Tagesgeschäft übernommen.

In Zusammenarbeit zwischen dem Projekt- und dem Data-Analytics-Team wurde ein Dashboard für die intelligente Ortsnetzstation (iONS) zur Aufbereitung, Analyse und Visualisierung der Lastprofile in der Niederspannung entwickelt und weiter optimiert. Durch diese Profile kann erkannt werden, wie sich die Elektrifizierung der verschiedenen Bereiche und vor allem auch die dezentrale Einspeisung (PV) auf unsere Niederspannungsnetze auswirken. Durch den Ausrollprozess der iONS und das Dashboard wird die Transparenz auf der Niederspannungsebene stetig erweitert. Im Jahr 2025 wurden 28 iONS errichtet. Insgesamt sind mit Ende 2025 100 iONS installiert.

SNN (signifikanter Netznutzer)

Im Jahr 2021 ist die gesetzlich eingeforderte System Operation Guideline in Kraft getreten. Diese Verordnung gibt dem Netzbetreiber vor, Anlagen mit einer installierten Photovoltaikleistung ab einschließlich 250 kW steuerbar mit Echtzeitdaten, Stammdaten und, wenn nicht dargebotsabhängig, mit Fahrplandaten und Nichtverfügbarkeiten an das Netz anzubinden. Hinzu kommt neben der fernwirktechnischen Anbindung von Einspeisern auch die Anbindung von Verbrauchern mit entsprechender Anschlussleistung, z.B. Ladeparks, in der Mittelspannung.

Hintergrund ist in erster Linie die Gewährleistung eines weiterhin sicheren Netzbetriebs, da Spitzenbelastungen sowohl in der Erzeugung als auch im Verbrauch immer mehr Einfluss auf die Systemstabilität nehmen. Die Konsequenz kann mitunter eine eventuelle Abregelung, initiiert durch den Übertragungsnetzbetreiber (APG), sein, welche der Verteilernetzbetreiber durchzuführen hat.

Fachliche Zusammenarbeit in Verbänden und mit anderen Netzbetreibern

Die im August 2025 aktualisierte TOR (Technische und Organisatorische Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen) Verteilernetzanschluss (≤ 110 kV) Version 1.3. legt technische Rahmenbedingungen für Netze und Lasten (u.a. für Wärmepumpen und Ladeeinrichtungen) fest. Die darin enthaltenen netzstützenden Funktionen für Ladeeinrichtungen wurden in einer Prüfrichtlinie (OVE-Richtlinie R37) genauer spezifiziert. Die Prüfrichtline R37 ist seit Dezember 2024 veröffentlicht und nach einer Übergangsfrist von sechs Monaten verpflichtend anzuwenden.

Die veröffentlichten rechtlichen Rahmenbedingungen (Energiewirtschaftsgesetz EnWG §14a) im Allgäu ermöglichen einem deutschen Verteilernetzbetreiber, erste Konzepte zum Last- und Erzeugungsmanagement zu entwickeln. Erste Handlungsempfehlungen wurden dazu in einem internen Projekt (mission2030 Phase I, Umsetzung EnWG §14a bei e-netze allgäu) erarbeitet. Die rechtlichen Rahmenbedingungen für Vorarlberg sind im neuem Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) veröffentlicht. Erste technische Lösungen werden in einem neuen Projekt (Netzentwicklung – Mission 2030 – Phase II) erarbeitet und bei Oesterreichs Energie (Digitale Schnittstelle Austria) weiterentwickelt.

Versorgungszuverlässigkeit

Die Versorgungszuverlässigkeit erreichte im Berichtsjahr 2025 mit einer Nichtverfügbarkeit von 2,32 min/a einen sehr guten Wert. Aus der untenstehenden Grafik ist ersichtlich, dass die Ausfallzeit sowohl weit unter dem nationalen als auch weit unter dem europäischen Durchschnitt liegt. Gleichzeitig zählen die Netztarife von vorarlberg netz zu den günstigsten in Osterreich.

Durchschnittliche jährliche Unterbrechungsdauer je Kunde in Minuten (SAIDI-Wert) ungeplante Unterbrechungen ohne Naturkatasprophen

Vibg Netz (AT) 2025 2,3

uell en: CEER Benchmarking Report 7th (Bj. 2018) * 1 Merreich AUSEALL, UND STÖRUNGSSTATISTIR STROM FÜR ESTERREICH IRI, 2024) *3) Deutschland FNN Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik (Bj. 2024)

138,7

Informationssicherheit

Das diesjährige ISMS-Rezertifizierungsaudit, das nach Ablauf des dreijährigen ISO 27001-Zertifizierungszyklus durchzuführen ist, fand im Zeitraum vom 1. bis 5. Dezember 2025 statt. Die Auditierung verlief erfolgreich und das Zertifikat wurde verlängert.

Weitere wichtige Themen in der Informationssicherheit sind die Weiterentwicklung und Umsetzung der technischen Systeme zum Schutz, zur Uberwachung und zur Erkennung von Vorfällen im kaufmännischen und technischen Bereich (SIEM).

Zur Detektion von potenziell sicherheitsrelevanten Ereignissen und zur Abdeckung der risikobasiert eingestuften notwendigen Systeme und Komponenten kommt die Funktion „Intrusion Detection System" (IDS) der eingesetzten Firewall-Komponenten zum Einsatz.

Das Energy Security Operations Center (E-SOC) wurde von 18 Energieunternehmen und mehreren Organisationen unter Oesterreichs Energie initiiert und soll kritische Energieinfrastrukturen wirksam gegen Cyberangriffe schützen. Hierzu werden relevante Bedrohungen kontinuierlich überwacht und analysiert. Mit dem Aufbau Anfang 2025 erfolgt nun die Inbetriebnahme in mehreren Phasen. Der Aufbau eines Security Operations Centers (SOC) bei der illwerke vkw wird zusätzlich zur Branchenlösung unternehmensweit weiter ausgearbeitet.

In Osterreich wurde die NIS-2-Richtlinie mit dem NISG 2026 am 23.12.2025 umgesetzt, das Gesetz tritt am 1. Oktober 2026 in Kraft. Das Gesetz enthält strengere Sicherheitsan-

forderungen für die Netz- und Informationssystemsicherheit und weitet den Anwendungsbereich vom "wesentlichen Dienst" auf das gesamte Unternehmen aus. Organisationen sind verpflichtet, die Cybersicherheit in der gesamten Lieferkette sicherzustellen. Lieferanten müssen zukünftig vorgegebene Cyber-Sicherheitsmaßnahmen erfüllen.

In Deutschland wurde die Richtlinie mit dem „Gesetz zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung“ (NIS2-Umsetzungsgesetz) umgesetzt und ist seit dem 6. Dezember 2025 in Kraft. Betroffene Unternehmen müssen technische und organisatorische Maßnahmen zur Cybersicherheit umsetzen, etwa Risikomanagement-Konzepte, Konzepte zur Business Continuity und Sicherheit in der Lieferkette. Sicherheitsvorfälle müssen nach einem abgestuften Verfahren (Frühwarnung nach 24h, Meldung nach 72h) an das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) gemeldet werden.

Die steigenden Anforderungen aus den geltenden und neuen Gesetzen sowie Richtlinien erfordern die Weiterentwicklung bestehender Systeme und Abläufe sowie Neubeschaffungen. Damit einhergehend ist in diesem Bereich auf ausreichende Ressourcen und insgesamt auf eine hohe Bewusstseinsbildung bei allen Mitarbeiter:innen zu achten.

Asset Management System

Die bestehenden Dokumente zum Asset Management System bei vorarlberg netz, insbesondere beim Strategischen Asset Management Plan (SAMP) als Gesamtkonzept, und die Asset Management Pläne (AMP), welche die Einzelkonzepte für die Anlagen und Betriebsmittel umfassen, wurden weiter aktualisiert.

Im Vorprojekt „AssetBase 2.0“ wurden die zukünftigen Anforderungen an ein Netzdatenund -informationssystem („AssetBase“) bei vorarlberg netz erarbeitet und Ende Dezember erfolgreich abgeschlossen. Es erfolgte eine umfassende Analyse der technischen und betrieblichen Anforderungen und dafür erforderlichen Prozesse, mit dem Ziel, eine fundierte Entscheidungsempfehlung zur strategischen Ausrichtung des Betriebsmittel- und Netzdatenmanagements zu liefern. Die Entscheidungsvorlage wurde am 9. Dezember 2025 von Fichtner IT Beratung gegenüber Auftraggeber und Geschäftsführung präsentiert. Die Ergebnisse basieren auf Bewertungsmatrix, SWOT- und Kostenanalysen und empfehlen den Strategiepfad 1 – Umsetzung in den vorhandenen IT-Systemen SAP und NIS (Netzinformationssystem). Die Roadmap für die Umsetzung bis Ende 2029 mit Maßnahmensteckbriefen wurde erstellt, die vergaberechtliche Einschätzung zur Ausschreibung läuft noch und beeinflusst die weitere Planung.

SOGL und Systemführung 2.0

Betreiber dezentraler Erzeugungseinheiten mit einer Einspeiseleistung größer 250 kW und Verbrauchsanlagen mit einer Bezugsleistung größer oder gleich 5 MW oder Laststeuerungsdiensten („Signifikante Netznutzer“) sind gemäß der SOGL Datenaustausch-V 2024 verpflichtet, Daten an die Netzbetreiber zu liefern. Diese umfassen die Stammdaten (Anlagendaten), Echtzeitdaten (Wirk- und Blindleistung, Strom und Spannung der Anlagen), Nichtverfügbarkeiten, Fahrplandaten und Zählerwerte als Viertelstundenwerte, je nach Anlagenkategorie.

Die Datenverfügbarkeit und -qualität sind für die Netzprognose und vorausschauende Netzsicherheitsberechnung durch den Einsatz neuer Methoden, wie Machine Learning und Künstliche Intelligenz, weiterzuentwickeln und zu verbessern. Der Datenaustausch wird, mit Ausnahme der Echtzeitdaten, über den Energiewirtschaftlichen Datenaustausch (EDA-Plattform) abgewickelt. Für den Austausch der Echtzeitdaten sollen, aufgrund der hohen technischen Anforderungen und Kosten, die Daten in der Kaskade vom Anschlussnetzbetreiber an die jeweiligen vorgelagerten Netzbetreiber übermittelt werden.

Bei vorarlberg netz wird aufgrund dieser und weiterer neuer Anforderungen an die Netzund Systemführung das bestehende Netzleitsystem in den kommenden Jahren ausgebaut.

Im Projekt “Weiterentwicklung Systemführung” wird das bestehende Netzleitsystem um ein Netzsicherheitsmanagementsystem zur Erfüllung der neuen Anforderungen hinsichtlich Systemführung, Datenaustausch, vorausschauender Netzsicherheitsberechnung und Einspeise- und Engpassmanagement erweitert.

Das Projekt Weiterentwicklung Systemführung Phase 1 und 2 konnte Ende 2025 erfolgreich abgeschlossen werden. In der Phase 1 wurde das bestehende Netzsicherheitsrechnungssystem aktualisiert und um eine standardisierte Datenschnittstelle erweitert. Die Phase 2 umfasste die Funktionen Datenaustausch, Prognose, Netzberechnung und Kapazitätsmanagement. Die Datenqualität wurde erhöht, der Austausch mit nachgelagerten Verteilernetzbetreibern verbessert und die Systemschnittstellen weiterentwickelt. Die Testanwendung für die vorausschauende Netzsicherheitsberechnung wurde im ersten Halbjahr 2025 weiterentwickelt und Ende Dezember in den Regelbetrieb überführt. Das Konzept zum Kapazitätsmanagement entsteht aktuell in einer Arbeitsgruppe von Oesterreichs Energie und soll danach bei vorarlberg netz eingeführt werden. Mit den Vorbereitungen in den relevanten IT-Systemen wurde bereits begonnen. Die Umsetzung erfolgt im Folgeprojekt Weiterentwicklung Systemführung Phase 3.

5. Erdgasnetz

Ausbau und Betrieb des Erdgasnetzes

Die Abgabe von Erdgas im Vorarlberger Verteilernetz betrug im Jahr 2025 1.856 GWh (2024: 1.865 GWh) und lag damit um rund 0,5 Prozent unter dem Vorjahreswert.

Im Berichtsjahr 2025 wurden 35 neue Kundenanlagen an das Verteilernetz angeschlossen (2024: 17). Dies entspricht einem Zuwachs um 18 Anlagen gegenüber dem Vorjahr und bewegt sich – bezogen auf die Gesamtzahl der angeschlossenen Anlagen – auf einem weiterhin überschaubaren Niveau. Es ist zu erwarten, dass sich die Neuanschlusszahl im Bereich von 20–30 Stück pro Jahr einpendelt. Im Jahr 2025 wurden 731 Gaszähler demontiert, gegenüber rund 915 im Jahr 2024. Damit verringerte sich die Anzahl der Demontagen um etwa 20 Prozent, wobei weiterhin der Großteil der betroffenen Kund:innen auf Wärmepumpen umgestiegen ist.

Das Mitteldruck- und Niederdruckerdgasnetz wurde im Berichtszeitraum um 1,6 km verringert (2024: -1,4 km). Im Niederdrucknetz wurden 4,6 km PVC-Leitungen ausgetauscht (2024: 6,3 km).

Modernisierungsoffensive Erdgasnetz – Forcierte Erneuerung 2025

Im Rahmen der Modernisierungsoffensive Erdgasnetz wurde das Programm für 2025 so geplant, dass die Anzahl der Erneuerungen bei ca. 750 Stück liegt. Die Erneuerungsarbeiten konnten aufgrund der Wetterlage bis Ende November, vereinzelt noch Anfang Dezember 2025 durchgeführt werden. Mit insgesamt 759 Erneuerungen wurde ein äußerst gutes Ergebnis erzielt.

Offene Erneuerungen werden im Jahr 2026 nachgeführt, da betroffene Kund:innen nicht erreichbar waren oder die Umsetzung der Erneuerungsmaßnahmen erst im Jahr 2026 möglich ist. Der Abschlussbericht wird in Zusammenarbeit mit dem bereits beauftragten externen Ziviltechnikerbüro erstellt, das die Modernisierungsoffensive seit Beginn fachlich begleitet hat.

ÖVGW Zertifizierung Erdgasnetz

Im November 2025 fand ein Überwachungsaudit für die Organisationseinheit Erdgasnetz (Zertifizierter Gasnetzbetreiber nach ÖVGW-Richtlinie QS-GNB200) statt. Die unabhängige Auditierung der Gasnetzbetreiber durch die Österreichische Vereinigung für das Gasund Wasserfach (ÖVGW) stellt die Einhaltung des Standes der Technik fest und beurkundet den Qualitäts- und Sicherheitsstandard des Gasnetzbetreibers.

vorarlberg netz darf sich über ein sehr gutes Ergebnis freuen. Sämtliche auditierten Unternehmensbereiche hinterließen sowohl beim Auditor als auch beim Fachexperten einen äußerst positiven Eindruck.

Strategie Erdgasnetz 2025

Im Betrachtungsjahr wurde die Studie zur Wasserstoffinfrastruktur, bearbeitet von den Geschäftsfeldern Energienetze, Versorgung und Dienstleistung sowie der Stabstelle Innovationsmanagement, fertiggestellt.

Die technische Analyse der untersuchten Infrastrukturszenarien erfolgte mittels einer Nutzwertanalyse, bei der Kriterien wie technischer Reifegrad, erwartete Lebensdauer, Dekarbonisierungspotenzial, Versorgungssicherheit sowie notwendige Anpassungen auf Netz- und Endkundenseite bewertet wurden. Ergänzend wurde eine ökonomische Analyse durchgeführt, die Investitions- und Betriebskosten sowie die Gesamtkostenannuität der Szenarien betrachtete. Die Ergebnisse beider Analysen wurden in einer integrierten techno-ökonomischen Bewertung zusammengeführt.

Die Studie zeigt, dass die Neuerrichtung einer Wasserstoffleitung aus technischer Sicht hinsichtlich Machbarkeiten weiterverfolgt werden sollte.

Bereits im Jahr 2024 führte vorarlberg netz in enger Zusammenarbeit mit der AGGM (Austrian Gas Grid Management) eine erste Wasserstoffbedarfserhebung durch. Die aus der Wasserstoffbedarfserhebung gewonnenen Erkenntnisse flossen unmittelbar in die

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der Wasserstoffinfrastruktur 2025 ein. Auf dieser Grundlage wurde im selben Jahr eine aktualisierte Lastprognose für Industrie und Raumwärme erstellt, die Ende November dem Lenkungsausschuss sowie dem Vorstand präsentiert wurde und zugleich als Basis für die Ableitung einer möglichen Entwicklung des zukünftigen Gasnetz-Tarifs diente.

Im Rahmen der H₂-Readiness-Prüfung des bestehenden Hochdruck-Gasnetzes wurde die technische Eignung der Leitungsinfrastruktur für einen Wasserstoffbetrieb detailliert untersucht.

Die bisherigen Ergebnisse bestätigen die grundsätzliche Eignung der bestehenden Leitungen für den Wasserstofftransport. Der derzeit zulässige maximale Betriebsdruck liegt bei rund 45 bar (Erdgas: 64 bar).

6. Netzwirtschaft und Regulierung

Das Jahr 2025 war in Österreich das zweite Jahr der 5. Regulierungsperiode in der Elektrizitätswirtschaft. Mit der sich aus der Regulierungsformel ergebenden Kostenbasis für das Jahr 2025, der Entwicklung der Netzabgabe und unter Berücksichtigung der wieder gesunkenen Beschaffungspreise für die Verlustenergie ergab sich in Summe für das Jahr 2025 eine Erhöhung der Strom-Netztarife um durchschnittlich rund 20 Prozent.

Die Beschaffung der Netzverlustenergie durch vorarlberg netz als Bilanzgruppenverantwortlicher im Strom-Netzbereich Vorarlberg erfolgte für 2025 wiederum über die APG, welche den Netzverlustenergiebedarf für die meisten österreichischen Netzbetreiber ausgeschrieben hat. Durch diese Art der Beschaffung werden die Kosten vom Regulator in voller Höhe in den Netztarifen anerkannt. Im Jahr 2025 waren die Beschaffungskosten für Verlustenergie wieder auf ein Niveau gesunken, welches keine Stützung aus Bundesmitteln mehr erforderte.

In der Erdgaswirtschaft Österreichs war das Jahr 2025 das dritte Jahr der 4. Regulierungsperiode. Mit der sich aus den geprüften Kosten auf Basis des Jahres 2020 und Überleitung anhand der Regulierungsformel ergebenden Kostenbasis für das Jahr 2025 und der Entwicklung der Netzabgabe ergab sich für das Jahr 2025 eine Erhöhung der Erdgas-Netztarife um durchschnittlich ca. 12 Prozent.

7. ElWG in Kraft

Mit dem Inkrafttreten des Elektrizitätswirtschaftsgesetzes (ElWG) am 24. Dezember 2025 wurde der rechtliche Rahmen für den österreichischen Strommarkt grundlegend modernisiert. Das Gesetz ist die Antwort auf die tiefgreifenden Veränderungen im Energiesystem – weg von einer zentralen Erzeugung hin zu einer dezentralen, volatilen Einspeisung aus erneuerbaren Quellen.

Das ElWG setzt nicht nur zwingende europarechtliche Vorgaben (EU-Clean Energy Package) um, sondern definiert die Rolle der Verteilernetzbetreiber (VNB) neu:

 Der Verteilernetzbetreiber als „Datendrehscheibe“ Um die steigende Komplexität zu bewältigen, fungiert vorarlberg netz verstärkt als digitale Schnittstelle. Der effiziente Austausch von Energiedaten ist die Grundvoraussetzung für funktionierende Märkte und Netzstabilität.  Neue Marktrollen und Partizipation Das Gesetz schafft die Basis für innovative Konzepte wie gemeinsame Energienutzung und ermöglicht es Endkunden, aktiver am Markt teilzunehmen (z. B. durch Aggregatoren oder Flexibilitätsdienstleistungen).  Netz-Dienlichkeit und Flexibilität Erstmals werden klare Regeln für Netz-Dienlichkeit und die Nutzung von Flexibilitäten geschaffen, um die Netze effizienter auszulasten, anstatt sie rein physikalisch auf seltene Lastspitzen auszubauen.

Für vorarlberg netz ergeben sich aus dem ElWG sowohl technische Herausforderungen als auch neue Gestaltungsmöglichkeiten:

 Digitalisierung der Messwerte Die verpflichtende Auslesung und Übermittlung von Viertelstundenwerten (Smart Metering) wird zum Standard. Dies ist die Basis für dynamische Tarife und eine präzise Netzführung.  Aktives Lastmanagement Bestimmungen zur Spitzenkappung und zur Ansteuerbarkeit von PV-Anlagen erlauben es, kritische Netzzustände präventiv zu vermeiden und die Integrationsfähigkeit des Netzes für erneuerbare Energien zu erhöhen.  Transparenz durch Netzplanung Mit der Verpflichtung zur Erstellung eines langfristigen Netzentwicklungsplans wird die Netzausbaustrategie transparenter und mit Stakeholdern abgestimmt.  Kundeninformation und Abrechnung Neue Anforderungen an die Transparenz der Abrechnung und erweiterte Informationspflichten stärken die Rechte der Netznutzer, erfordern jedoch eine umfassende Anpassung unserer IT-Systeme und Prozesse.

Die Implementierung des ElWG ist bei vorarlberg netz als strategisches Großprojekt aufgesetzt. Dabei werden sämtliche verteilernetzbetreiberbezogenen Bestimmungen – von der Anpassung der Allgemeinen Bedingungen bis hin zur technischen Umsetzung der Schnittstellen – schrittweise in den operativen Betrieb überführt. Ziel ist es, die Versorgungssicherheit auf gewohnt hohem Niveau zu halten und gleichzeitig die regulatorischen Neuerungen effizient umzusetzen.

8. Smart Metering

Im Netzgebiet von vorarlberg netz sind derzeit 98 Prozent der Zähler Smart Meter.

Im Jahr 2025 stand die Ertüchtigung der PLC (Power Line Communication) im Fokus, dies vor allem im Hinblick auf das neue ElWG. Das neue Gesetz bringt die Grundlage für die Viertelstundenauslesung (IME) als Standard, anstatt der bisherigen Auslesung der Tarifregister (IMS). Bei einer IME-Konfiguration werden einmal am Tag alle 15-Minuten-Werte ausgelesen. Damit müssen in Zukunft flächendeckend anstelle von acht, 384 Werte übertragen werden.

Ebenso wird es notwendig, die Spannungswerte für die Netzplanung zu übertragen. Abbildung 1 zeigt die Datenmengen im Vergleich.

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Abbildung 1: Smart Meter Daten

Folgende fünf Schwerpunkte wurden gesetzt, um diesen Anforderungen entsprechen zu können:

Schwerpunkt 1: Umstellung auf ein anderes Frequenzband, welche auch mit Hilfe einer externen Firma (ELTEL Networks) durchgeführt wurde. Dafür mussten mehr als 50.000 Zähler vor Ort umkonfiguriert werden. Diese Umstellung konnte bis auf 2.000 Zähler durchgeführt werden. Das FCC-Frequenzband verspricht eine höhere Bandbreite.

Schwerpunkt 2: Erweiterung der IT-Infrastruktur, welche neue Server und eine weitere Parallelisierung beinhaltete.

Schwerpunkt 3: Ertüchtigung der Kommunikation, da im Zuge der Umstellung Probleme in der Kommunikation aufgetreten sind. Externe Berater wurden damit beauftragt.

Schwerpunkt 4: Vollständige Nutzung des Übertragungsbandes. Hier werden derzeit 30 Prozent, unter anderem für die Flughäfen Innsbruck und Memmingen, ausgeblendet. Aufgrund der langjährigen Betriebserfahrung in Österreich mit diesem Frequenzspektrum und dem Fakt, dass Vorarlberg außerhalb der Reichweite des Funkfeuers dieser Flughäfen liegt, wurden Termine mit den zuständigen Behörden vereinbart, um eine erweiterte Nutzung zu ermöglichen.

Schwerpunkt 5: Beschaffung eines neuen Meter-Data-Management Systems, um die Performance zu steigern. Auch Möglichkeiten für eine verbesserte Ersatzwertbildung sind darin beinhaltet. Die Beschaffung wurde über unseren bisherigen Zulieferer CANCOM in Auftrag gegeben.

9. Forschung und Entwicklung (FuE)

Im Rahmen der Zusammenarbeit mit der Fachhochschule Vorarlberg (FHV) wurde die Phase eins für das Umsetzungsprojekt Netzentwicklung Mission 2030 erfolgreich abgeschlossen. Dabei kamen unter anderem intelligente Ortsnetzstationen, regelbare Transformatoren sowie digitale Niederspannungs-Messgeräte zum Einsatz. Ergänzend wurden erweiterte Netzsimulationen integriert. Zudem wurden Feldversuche durchgeführt, neue Vorgaben zur Kundenanlagensteuerung gemäß § 14a EnWG umgesetzt und erste Anwendungen in der Mittelspannung gestartet. Eine zweite Projektphase befindet sich in Planung. Ebenfalls in Kooperation mit der Fachhochschule Vorarlberg (FHV) begleitet das Projekt E-Bus Charge die netzfreundliche Integration von bis zu 130 Elektrobussen mit insgesamt 136 Ladepunkten an 18 Standorten in Vorarlberg. Ausgangspunkt der Entwicklungen ist der Standort Feldkirch, an dem intelligente Ladestrategien entwickelt und erprobt werden.

Im Projekt BDL Next, das gemeinsam mit der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) umgesetzt wird, wird das bidirektionale Laden von Elektrofahrzeugen bis zur Marktreife weiterentwickelt. Ziel ist es, dass Elektrofahrzeuge nicht nur Strom beziehen, sondern diesen auch in das Netz einspeisen oder zur Optimierung des Eigenverbrauchs nutzen können. Darüber hinaus wird ein Kooperationsforum Großbatteriespeicher vorbereitet. Ziel ist es, die zunehmenden Netzanschlussanfragen strukturiert und faktenbasiert zu analysieren, die Auswirkungen neuer Netzentgeltsystematiken zu bewerten und konsensfähige Lösungsansätze für Entscheidungsträger zu erarbeiten.

In Zusammenarbeit mit der Bergischen Universität Wuppertal und Energieforen Leipzig wird im Projekt PAM advanced an der Entwicklung KI-gestützter Methoden für das prädiktive Asset Management von Mittelspannungsnetzen gearbeitet. Dabei werden umfangreiche Betriebs- und Störungsdaten genutzt, Zustandsprognosen mittels Machine Learning erstellt und darauf aufbauend Optimierungsstrategien für Kabel, Ortsnetzstationen, Freileitungen und Schaltanlagen entwickelt. Das Projekt bietet Netzbetreibern zudem die Möglichkeit, sich in unterschiedlichen Partnerschaftsmodellen einzubringen und durch Know-how-Austausch sowie Softwarezugang netzspezifische Strategien zu entwickeln.

10. Risikoberichterstattung

Das Risikomanagement der illwerke vkw ist umfassend und nach den Grundsätzen der ISO 31000:2009 strukturiert. Es umfasst neben den Geschäftsfeldern Wasserkraft, Versorgung und Dienstleistung, Energienetze und Tourismus, die Servicefunktionen sowie deren Beteiligungen. Der Prozess beinhaltet die Identifikation, Analyse, Bewertung und Überwachung von Risiken und nutzt quantitative Bewertungsmethoden. Ein standardisiertes Risikomanagement-Tool (CRISAM) unterstützt diesen Prozess und sorgt für eine lückenlose Überwachung durch Einbindung in das konzernweite Maßnahmen- und Eskalationsmanagement.

Die in der Bilanz ausgewiesenen Finanzinstrumente sind Gegenstand des allgemeinen Risikomanagements des Unternehmens, welches in den Buchhaltungs- und Bilanzierungsmethoden seinen Niederschlag findet. Außer den bereits im Jahresabschluss und im Anhang adressierten Risiken bestehen keine weiteren Preisänderungs-, Ausfall-, Liquiditäts- und Cashflow-Risiken.

11. Beteiligungen

11.1

Vorarlberger Übertragungsnetz GmbH

Die Vorarlberger Übertragungsnetz GmbH (VÜN) ist Eigentümerin und Betreiberin des Übertragungsnetzes in Vorarlberg. vorarlberg netz hält 49 Prozent der Anteile an dieser Gesellschaft.

Die Kooperation mit der APG zur Betriebsführung des Übertragungsnetzes der VÜN ist von einer partnerschaftlichen Haltung geprägt und funktioniert in der betrieblichen Umsetzung sehr gut.

11.2

OeMAG Abwicklungsstelle für Ökostrom AG

Die OeMAG Abwicklungsstelle für Ökostrom AG übernimmt und vergütet die von anerkannten Ökostromanlagen eingespeisten Ökostrommengen und ist Bilanzgruppenverantwortlicher für die Öko-Bilanzgruppe. vorarlberg netz hält 12,6 Prozent der Anteile an dieser Gesellschaft.

Das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) sieht vor, dass mit der Abwicklung der Förderungen für die Erzeugung von Strom und Gas aus erneuerbaren Quellen eine EAG-Förderabwicklungsstelle betraut wird. Die OeMAG hat sich an dem öffentlichen Vergabeverfahren beteiligt und hat den Zuschlag erhalten. Seit 5. Mai 2022 ist die OeMAG von der damaligen Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie (BMK) mittels Vertrag als EAG-Förderabwicklungsstelle benannt und mit der Besorgung der Aufgaben nach dem EAG betraut.

11.3

CISMO Clearing Integrated Services and Market Operations GmbH

Die CISMO Clearing Integrated Services and Market Operations GmbH erbringt als Service Center hochwertige Dienstleistungen an Energieunternehmen, vorzugsweise Systemoperatoren, Börse und Förderstellen im Strom- und Gasbereich. vorarlberg netz hält 2,5 Prozent der Anteile an dieser Gesellschaft.

11.4

APCS Power Clearing and Settlement AG

Die APCS Power Clearing and Settlement AG ist die zentrale Verrechnungs- und Clearing-Stelle von Ausgleichsenergie für den österreichischen Elektrizitätsmarkt. vorarlberg netz hält 5 Prozent der Anteile an dieser Gesellschaft.

11.5

AGGM Austrian Gas Grid Management AG

Die AGGM Austrian Gas Grid Management AG ist Verteilergebietsmanager für das Marktgebiet Ost und für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg. vorarlberg netz hält 2 Prozent der Anteile an dieser Gesellschaft.

11.6

EDA Energiewirtschaftlicher Datenaustausch GmbH

Die EDA Energiewirtschaftlicher Datenaustausch GmbH erbringt Dienstleistungen im Bereich des energiewirtschaftlichen Datenaustausches. vorarlberg netz hält 6,67 Prozent der Anteile an dieser Gesellschaft, die im Jahr 2020 von den Netzbetreibern in Österreich gegründet wurde.

12. Mitarbeiter:innen

Im Geschäftsjahr 2025 beschäftigte vorarlberg netz durchschnittlich 404 Mitarbeiter:innen (FTE ohne Lehrlinge). Zum 31. Dezember 2025 betrug das Durchschnittsalter 41 Jahre.

12.1

Aus- und Weiterbildung

Lehrlingsausbildung

Die Lehrlingsausbildung ist für die illwerke vkw von großer Bedeutung. Mit konzernweit 95 Lehrlingen zählt die illwerke vkw zu den größten Ausbildungsbetrieben in Vorarlberg. Die Ausbildung wird im Rahmen einer unternehmensweiten Servicefunktion koordiniert. Die im Vorjahr gesetzten Schwerpunkte im Bereich der Digitalisierung, der Förderung von Mädchen in Technik und der internen Vernetzung wurden fortgesetzt. Zum 31. Dezember 2025 wurden bei vorarlberg netz 41 Lehrlinge in vier verschiedenen Lehrberufen ausgebildet. 6 Lehrlinge wurden in ein Dienstverhältnis übernommen.

Personalentwicklung

Bei der illwerke vkw steht die Personalentwicklung für einen offenen und modernen Ansatz. Die Eigenverantwortung steht im Fokus – Mitarbeiter:innen haben die Möglichkeit, ihre Entwicklung aktiv mitzugestalten und eigene Lernpfade zu verfolgen. Das Konzept der Personal- und Führungskräfteentwicklung, das auf den Säulen Verantwortung, Fähigkeiten und Persönlichkeitsentwicklung basiert, bietet ein umfangreiches Angebot aus internen und externen Seminaren für die verschiedenen Zielgruppen (Mitarbeiter:innen, Führungskräfte, Projektleiter:innen, Potenziale etc.) und wird stets um weitere Seminare erweitert. Neu im Programm waren 2025 Seminare wie z.B. „Erfolgreich Zuhören im Change“, „Verhandlungsgeschick für Projektleiter:innen“ oder die „professionelle Gesprächsführung mit Mitarbeiter:innen“ die insbesondere zur Stärkung der Führungskompetenz dienen sollen.

Um das „Lernen & Wachsen“ noch attraktiver zu gestalten, wurden 2025 zwei konkrete Maßnahmen verfolgt: Einerseits wurde intensiv an der Weiterentwicklung von SAP SuccessFactors Lernplattform und Zielvereinbarung gearbeitet, um Transparenz in der persönlichen Entwicklung zu schaffen. Zusätzlich wurden Prozesse optimiert und beispielsweise die Weiterbildungsrichtlinien vereinfacht und an den Markt angepasst, um zielgerichteter zu unterstützen.

Ein besonderer Schwerpunkt 2025 war das neue Potenzialprogramm, das sich gezielt an zukünftige Verantwortungsträger:innen richtet. Rund zwanzig Startplätze werden jährlich vergeben. Bei der Auswahl der Kandidat:innen wurde besonderes Augenmerk auf eine ausgewogene Verteilung der Geschäftsfelder gelegt sowie auf die Frauenförderung. Das Programm besteht aus insgesamt sechs Modulen. Jedes Modul widmet sich einem zentralen Thema – von der Unternehmensstrategie über Rhetorik und Moderation sowie Selbstmanagement bis hin zur individuellen Persönlichkeitsanalyse. Ein besonderer Höhepunkt des Programmes ist der 2-Minuten Pitch an den Vorstand und die erweiterte Geschäftsleitung. In diesem Format präsentieren die Potenziale ihren persönlichen Beitrag zur Strategie 2040.

Die Personalentwicklung begleitet das Programm New Work mit „New Way Of Working“ aktiv mit und entwickelt ein entsprechendes (digitales) Schulungsangebot. Ergebnisse aus dem BGF-Projekt „sicher.gsund“ lieferten weitere wichtige Inputs für die Ausrichtung der Weiterbildungsangebote und das Coachingsangebot.

12.2

Personalmarketing

Angesichts der weiterhin herausfordernden Entwicklungen am Arbeitsmarkt – insbesondere des anhaltenden Fachkräftemangels – setzte die illwerke vkw auch 2025 auf ein professionelles und strategisch ausgerichtetes Personalmarketing. Zur weiteren Stärkung der Arbeitgebermarke wurden erneut rund 20 Karrieremessen in Österreich, Süddeutschland, der Schweiz und Liechtenstein besucht. Dieses überregionale Engagement trägt dazu bei, die Positionierung der illwerke vkw als attraktiver Arbeitgeber nachhaltig zu festigen.

Darüber hinaus wurden bestehende lokale Partnerschaften, unter anderem mit der FH Vorarlberg und den HTLs in Vorarlberg, weiter vertieft. Zusätzlich wurde die Zusammenarbeit mit der Technischen Universität Wien weiter gepflegt und ein Schwerpunkt auf Energietechnik und IT gelegt.

Ergänzend setzt die illwerke vkw verstärkt auf eine digitale Präsenz auf relevanten Jobbörsen und professionellen Netzwerken, darunter LinkedIn, um eine noch breitere Zielgruppe zu erreichen. Dies wurde in einem Corporate Influencer Projekt mit der Kommunikation noch einmal verstärkt. Die Kooperationen mit Hochschulen – insbesondere mit den Universitäten Wien und Graz – wurden 2025 weiter intensiviert. Zudem sollen Studierende verstärkt in die Anlagen der illwerke vkw eingeladen werden, um direkte Einblicke in Arbeitswelt und Unternehmensprozesse zu bieten.

Zur Optimierung der Online-Präsenz wurde das Design der Karrierewebsite neu aufgesetzt, das Bewerbenden einen tiefergehenden Einblick in den Arbeitsalltag bei der illwerke vkw geben und als zentrale Informationsquelle dienen soll.

Im Bereich Lehrlingsmarketing wurde die erfolgreiche Kampagne „YOUR ENERGY“ fortgeführt. Ziel bleibt es, Jugendliche langfristig für eine Ausbildung bei der illwerke vkw zu begeistern. 2025 starteten 26 junge Erwachsene – darunter 6 Frauen – ihre Lehrausbildung im Unternehmen.

Praktika und Ausbildungsverhältnisse

Absolvent:innen höherer Schulen und Universitäten zählen weiterhin zu den wichtigsten Zielgruppen im Personalmarketing. Die illwerke vkw sucht frühzeitig den Kontakt zu potenziellen Mitarbeiter:innen und übernimmt regelmäßig Patenschaften für ausgewählte Schulklassen und Universitätsinstitute. Im vergangenen Jahr sammelten rund 70 junge Menschen als Praktikant:innen erste Berufserfahrung – entweder als Ferialarbeitnehmer:innen während der Sommermonate oder im Rahmen ihrer Ausbildung. Zudem wurden in mehreren Fachbereichen Abschlussarbeiten ausgeschrieben und fachlich begleitet.

Studierende können die illwerke vkw und die Energiebranche bereits während ihres Studiums kennenlernen. 2025 beschäftigte das Unternehmen durchschnittlich 34 Werkstudent:innen und Dual-Student:innen, davon 17 Neueinstellungen. 5 Student:innen wurden nach Abschluss ihrer Ausbildung in eine Festanstellung übernommen.

12.3

Individuelle Rahmenbedingungen für Mitarbeiter:innen

Flexible Arbeitszeit und attraktive Arbeitszeitmodelle bringen Vorteile für die Arbeitnehmer:innen und das Unternehmen. Dadurch kann auch besonderen Bedürfnissen Einzelner Rechnung getragen werden. Bei vorarlberg netz befanden sich im Jahresmittel 2025 insgesamt 29 Mitarbeiter:innen in einer Teilzeitanstellung (ohne Altersteilzeit und Saisonkräfte). Im Vergleich dazu waren im Vorjahr 34 Mitarbeiter:innen in einer Teilzeitbeschäftigung.

Homeoffice

Flexibles Arbeiten von zu Hause (Homeoffice) hat sich in vielen Branchen etabliert und bringt positive Effekte wie Zeit- und Kostenersparnis sowie Nachhaltigkeit mit sich. Die illwerke vkw ermöglicht in Absprache mit den Vorgesetzten bis zu 50 Prozent der Arbeitszeit im Homeoffice. Knapp die Hälfte der Mitarbeiter:in nutzt das Angebot und erbringt rund 3 Prozent der Arbeitszeit im Homeoffice. Homeoffice wird grundsätzlich an allen Wochentagen genutzt, verstärkt am Freitag.

Mitarbeitermobilität

Seit Februar 2024 erhalten Mitarbeiter:innen, die über einen Kilometer von ihrem Arbeitsplatz entfernt wohnen, ein Mobilitätsbudget pro Jahr im Wert eines Klimaticket VMOBIL zur Verfügung gestellt. Mit diesem Budget kann ein Klimaticket gekauft werden oder es wird für das tägliche Parken auf dem Firmengelände verwendet, wenn eine Anreise mit öffentlichen Verkehrsmitteln nicht möglich ist. Darüber hinaus kann das Guthaben für Sozialleistungen (wie z.B. für das Mittagsmenü in den Betriebsrestaurants) verwendet oder für soziale Zwecke gespendet werden. Mitarbeiter:innen, die den Werkverkehr oder ein zugewiesenes Betriebsfahrzeug nutzen, erhalten kein Budget.

Beruf und Familie

Die illwerke vkw wurde bereits mehrfach als familienfreundlicher Betrieb ausgezeichnet. Anfang 2026 konnte erneut das Gütesiegel für zwei Jahre entgegengenommen werden.

Den Arbeitnehmer:innen stehen zahlreiche Unterstützungsleistungen sowie eine Vielzahl an individuellen Karenzmöglichkeiten zur Verfügung. Die firmeninterne Ferienbetreuung wurde in den letzten Jahren kontinuierliche ausgebaut und hat sich gut etabliert. In den Sommerferien 2025 wurden in Bregenz und Vandans insgesamt 96 Kinder betreut.

Die Nachfrage nach Betreuungsplätzen für Kleinkinder steigt. Am Standort Bregenz wurde daher der Entschluss gefasst, ein entsprechendes Angebot zu schaffen. Die Bauarbeiten am Standort Bregenz haben bereits begonnen. Ab Januar 2027 stehen ganztägig und ganzjährig geöffnete Betreuungsplätze für Kinder ab 6 Monaten zur Verfügung.

Die Beachtung der Gleichbehandlung ist dem Unternehmen bei der Einstellung, Entlohnung und bei internen Entwicklungsmöglichkeiten ein wichtiges Anliegen. Das Gehaltssystem baut auf der kollektivvertraglichen Struktur der Angestellten österreichischer Elektrizitätsunternehmen auf. Im Rahmen eines Projektes in Zusammenarbeit mit einem Beratungsunternehmen wird das Gehaltsystem auf den Prüfstand gestellt. Das Projekt wird Mitte 2026 abgeschlossen.

12.4

Gesundheit

Sicherheit und Gesundheit spielen im beruflichen Kontext bei illwerke vkw seit langem eine große Rolle. Inzwischen kommt das auch in der Aufbauorganisation zum Ausdruck. Es wurde eine neue Organisationseinheit innerhalb der Servicefunktion Personal geschaffen, um Kompetenzen und Expertise von Arbeitsmedizin, Arbeitssicherheit und Arbeitspsychologie zu bündeln. Im Herbst 2024 wurde ein groß angelegtes Projekt zum Arbeitnehmerschutz und zum Betrieblichen Gesundheitsmanagement gestartet. Ausgangsbasis war eine schriftliche Befragung und die persönliche Beteiligung der Mitarbeiter:innen im Rahmen von Gesundheitszirkeln. Das Projektteam konnte damit auf eine Fülle an Informationen zurückgreifen, um die Gesundheit am Arbeitsplatz weiterzuentwickeln. 2025 wurde ein Schwerpunkt zum Thema „Mentale Gesundheit“ gesetzt. Das Angebot der arbeitspsychologischen Begleitung wurde erweitert. Impulsvorträge und Seminare für Führungskräfte und Mitarbeiter:innen dienen der Prävention. In einzelnen Teams wurden gemeinsame Lösungsworkshops durchgeführt.

13. Faire Geschäftspraktiken und Anti-Korruption

Die erfolgreiche Geschäftsabwicklung auf Basis fairer Geschäftspraktiken entspricht der Unternehmenskultur der illwerke vkw. Leitbild und Führungsgrundsätze verdeutlichen diese Einstellung. Mit einer eigenständigen, im ganzen Konzern gültigen internen Richtlinie werden die einzelnen Mitarbeiter:innen über das Thema „Faire Geschäftspraktiken“ informiert und hinsichtlich der Möglichkeiten der Prävention und Bekämpfung von Korruption sensibilisiert.

Dies umso mehr, als sich ab 1. Januar 2013 die gesetzlichen Bestimmungen verschärft haben und ab diesem Zeitpunkt alle Bediensteten des Unternehmens – wie vieler anderer Unternehmen mit einer vergleichbaren Eigentümerstruktur – Amtsträger:innen im Sinne des Gesetzes sind. Daraus resultiert eine erhöhte Sorgfaltspflicht, für die das Bewusstsein im Unternehmen im Alltag durch unterschiedliche Maßnahmen gestärkt wird.

Verantwortungsvolles Handeln ist Pflicht aller Mitarbeiter:innen und bedeutet die uneingeschränkte Berücksichtigung dieser Fairness. Die Einhaltung fairer Geschäftspraktiken wird auch von den Geschäftspartnern erwartet. Der Integritätsbeauftragte der illwerke vkw koordiniert und informiert im Sinne der Unternehmensregelungen.

14. Voraussichtliche Entwicklungen

Die Ausbau- und Instandhaltungsmaßnahmen im Verteilernetz werden in den nächsten Jahren auf hohem Niveau fortgeführt, um einen bedarfsgerechten Netzausbau sowie einen zuverlässigen und nachhaltigen Netzbetrieb sicherzustellen. Dies betrifft sowohl die Mittel- und Niederspannungsnetze (Leitungsverstärkungen, Trafostationen etc.) als auch das Hochspannungsnetz (Neubau, Erweiterung und Ertüchtigung von Umspannwerken, 110-kV-Leitungsprojekte etc.).

Laufende Prozessoptimierungen, die Überarbeitung der internen Softwarelandschaft und die Entwicklung intelligenter und kostengünstiger Lösungen im Anlagenbestand, leisten einen wichtigen Beitrag für einen effizienten und nachhaltigen Netzbetrieb.

Um die Herausforderungen im Zusammenhang mit dem anhaltenden Trend zum Ausbau der dezentralen Erzeugungsanlagen bewältigen zu können, sind für 2026 weitere Anpassungen in den betrieblichen Abläufen in Bezug auf Datenmanagement und Ansteuerbarkeit von Erzeugungsanlagen geplant.

Die Umsetzungen des gestarteten Projekts „Netzentwicklung – Mission 2030“ werden auch 2026 mit hohem Engagement weitergeführt. Dazu zählt insbesondere die Ertüchtigung bestehender Trafostationen mit regelbaren Ortsnetztransformatoren sowie der Neubau und die Systemintegration von intelligenten Ortsnetzstationen. Hinzu kommt auch der Einsatz von signifikanten Netznutzerschränken, welche eine Ansteuerung von leistungsmäßig großen Erzeugern oder Verbrauchern ermöglichen.

Ein neuer mittelfristiger Schwerpunkt wird die Ermöglichung von flexibler Laststeuerung über alle Netzebenen. Hierzu werden bei Oesterreichs Energie als auch unternehmensintern mehrere Projekte fortgeführt Ein wesentlicher Baustein zur Erreichung von tarifgesteuertem Nutzeranpassungsverhalten ist eine flächendeckende Weiterentwicklung der Mess- und Steuerungsinfrastruktur und die Etablierung von Kommunikationsstandards.

Besonders herausfordernd bleibt die Liefersituation für strategische Komponenten und es ist insbesondere bei den starken Preisanstiegen damit zu rechnen, dass sich diese auch auf die Netztarife von vorarlberg netz auswirken werden.

Es wurde bereits einleitend darauf hingewiesen, dass die neue Regulierungssystematik für die 5. Regulierungsperiode den in diesem Lagebericht beschriebenen dynamischen Marktentwicklungen besser gerecht wird. Für die Netzentgelte 2026 wurde von der Regulierungsbehörde ein Sommer-Nieder-Arbeitspreis eingeführt, der von April bis September in der Zeit von 10:00 bis 16:00 Uhr ein niedrigeres Netzentgelt vorsieht, um die Nutzung des durch Photovoltaik erzeugten Stroms zu optimieren. Der bisherige Doppeltarif wird mit 31. März 2026 abgeschafft. Insgesamt kommt es zu einer Reduktion der Netztarife im

Jahr 2026 von rund 1 Prozent. Die Geschäftsführung geht daher davon aus, dass das erfreuliche Betriebsergebnis im Jahr 2025 im Jahr 2026 nicht mehr erreicht werden kann. Eine weitere Herausforderung ist die technische, personelle und organisatorische Weiterentwicklung des Datenmanagements. Dies ist insbesondere auf die durch das EIWG vorgesehene schrittweise Einführung von ¼-h-Wert-Auslesung zurückzuführen. Dadurch werden bereits ab 2027 Milliarden von Daten jährlich durch vorarlberg netz verarbeitet. Dazu wird ein Data Hub mit entsprechenden Systemen aufgebaut. Mit dem Aufbau eines solchen Data Hubs wird bereits in 2026 begonnen.

Eine hohe Versorgungszuverlässigkeit bei gleichzeitig günstigen Netztarifen als Standortvorteil für die Wirtschaft und die Kund:innen in Vorarlberg und im Allgäu stellt auch weiterhin die zentrale strategische Zielsetzung von vorarlberg netz dar.

Bregenz, den 6. Mai 2026

Die Geschäftsführer

4. Erous.

Dr. Ingemar Breuss

DI Dr. Tobias Haring