Das EU-Ziel der Klimaneutralität bis 2050 wird den Strombedarf mittel- und langfristig deutlich erhöhen: Prognosen reichen von 25 bis 50 Prozent Zuwachs bis 2035, im Net-Zero-Szenario sogar bis zu einer Verdopplung bis 2050. Die Dezentralisierung der Stromversorgung ist einer der wichtigsten Hebel, um diese Ziele tatsächlich zu erreichen.
Ein zentraler Baustein dieser Dezentralisierung ist das von der EU forcierte Energy Sharing in Form von Erneuerbaren Energiegemeinschaften (EEG): Bürgerinnen und Bürger werden zu aktiven Gestaltern der Energiewende, lokal erzeugter Grünstrom wird in unmittelbarer Umgebung verbraucht, und die regionale Energieautarkie steigt.
Den rechtlichen Rahmen bilden auf EU-Ebene die Richtlinien RED II und RED III. In Österreich sind es das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) und das Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) mit dem Ziel, durch verschiedene finanzielle Anreize den raschen Aufbau der EEG-Landschaft in Österreich zu unterstützen:
- Das Systemnutzungsentgelt fällt nur für die tatsächlich genutzten Netzebenen an
- Die Elektrizitätsabgabe entfällt, sofern der Strom innerhalb der EEG verbraucht wird
- Der Erneuerbaren-Förderbeitrag zur Finanzierung der Ökostromförderung wird nicht erhoben
EEG können in Österreich seit 2021 gegründet werden. Zur Entwicklung der ersten fünf Jahre liegt jedoch bislang nur eine eingeschränkte Datenlage vor. Die Montanuniversität Leoben und die auf die Energiewirtschaft spezialisierte Beratung KWP Consulting haben daher gemeinsam eine empirische Analyse zur aktuellen Situation und zu den Perspektiven von EEG in Österreich durchgeführt. Befragt wurden über 600 EEG sowie jeweils mehr als 100 Netzbetreiber und Vertriebseinheiten von Energieversorgern. Die wesentlichen Ergebnisse fasst dieser Bericht zusammen.
Eine Wachstumsstory
Seit dem Start 2021 hat der Stellenwert von EEG stetig und deutlich zugenommen. Gab es Ende 2022 noch weniger als 200 EEG, waren es Ende 2025 bereits über 5000 (siehe Abbildung 1). Damit liegen nach vier Jahren österreichweit über 200.000 Zählpunkte beziehungsweise rund 3 Prozent aller Zählpunkte innerhalb einer EEG.
Auch die einzelnen Gemeinschaften sind deutlich gewachsen: Lag die durchschnittliche Größe Mitte 2024 noch bei 15 Mitgliedern, waren es Ende 2025 bereits über 40. Knapp 75 Prozent der EEG bestätigen einen starken bis sehr starken Mitgliederzuwachs seit ihrer Gründung (siehe Abbildung 2).
Als wesentliche Voraussetzungen für dieses Wachstum nennen die EEG die eindeutige Gesetzesgrundlage, den österreichweit weitgehend abgeschlossenen Smart-Meter-Rollout sowie die zügige Etablierung der erforderlichen Marktprozesse. Ein zusätzlicher Treiber ist die wachsende Sensibilität der Bevölkerung für Resilienz und Kosten der Energieversorgung gewesen.
Positiver Rückblick auf die Startphase
Insgesamt fällt der Rückblick auf die Startphase positiv aus: 90 Prozent der befragten EEG würden eine erneute Gründung befürworten, nur 10 Prozent würden sie ausschließen.
Zentrale Gründungsmotive waren Kostenersparnis und wirtschaftliche Vorteile (rund 80 Prozent Zustimmung); etwa 60 Prozent nannten zudem sozialgemeinschaftliche Ziele, Solidarität und Umweltschutz. Eine höhere Energieautarkie war dagegen nur für rund 30 Prozent ein relevantes Motiv (siehe Abbildung 3).
Die Gründung erfolgte meist zügig: Über 75 Prozent der EEG benötigten von der Initiierung bis zum Start weniger als sechs Monate, nur 5 Prozent mehr als zwölf Monate. Häufig schloss sich an die formale Gründung eine "Testphase" an, in der sich zunächst vor allem einander bekannte Mitglieder beteiligten. Auch die geringen Gründungskosten – typischerweise unter 2500 Euro (75 Prozent Zustimmung), überwiegend für Eintragungs- und Genehmigungsgebühren – erhöhten das Interesse an einer Gründung.
Wie sich Energiegemeinschaften zusammensetzen
Die Struktur der Energiegemeinschaften wird bislang von "Consumern" (Mitglieder ohne eigene Produktion) mit durchschnittlich 50 Prozent dominiert; ein gutes Drittel sind Prosumer, rund 15 Prozent reine "Producer".
Im Erzeugungsmix stehen PV-Anlagen mit 98 Prozent aller Anlagen klar im Mittelpunkt, bei einer durchschnittlich installierten Leistung von knapp 12 Kilowatt peak (kWp) pro Anlage. Vielfach werden sie bereits durch Batteriespeicher ergänzt, mit einer durchschnittlichen Kapazität von rund 11 Kilowattstunden (kWh).
Eine Anpassung des Verbrauchs an die EEG-interne Erzeugung findet bisher allerdings nur in geringem Umfang statt – bedingt durch die begrenzte Flexibilität der Verbrauchsmuster wie auch durch das geringe Interesse vor allem der Consumer an einer aktiven Verbrauchssteuerung.
Die EEG-interne Deckung des Strombedarfs liegt daher laut der österreichischen Regulierungsbehörde E-Control derzeit nur bei 20 bis 30 Prozent; die Befragung ermittelt mit durchschnittlich 36 Prozent einen etwas höheren Wert, der jedoch stark mit Erzeugungsmix und Speichereinbindung schwankt.
Für die Verteilung des intern erzeugten Stroms nutzen die befragten EEG nahezu ausschließlich das dynamische Modell, das heißt die erzeugte Energie wird anteilig jenen Zählpunkten zugeordnet, die in der jeweiligen Viertelstunde Bedarf aufweisen.
Wirtschaftliche Eckpunkte
Die wesentliche Kostenposition einer EEG ist die Abrechnung der internen Energieflüsse. Sie erfolgt auf Basis der vom Netzbetreiber bereitgestellten Daten – per Software (circa 55 Prozent), über einen externen Dienstleister (circa 25 Prozent) oder noch manuell. Sonstige Verwaltungs- und Organisationstätigkeiten werden meist ehrenamtlich erbracht und verursachen daher in der Regel keine Kosten.
Gedeckt werden die Kosten über den Spread zwischen den internen Tarifen für Einspeisung und Abnahme und/oder eine EEG-interne Abgabe. Im Fall einer EEG-internen Abgabe wird diese zumeist als Aufschlag je intern eingespeiste und/oder bezogene Kilowattstunde (regelmäßig bis 2,5 Prozent, im Einzelfall bis 7,5 Prozent) und/oder über einen pauschalen Mitgliedsbeitrag abgebildet.
Die Tarife für Einspeisung und Abnahme legt die EEG selbst fest – unter der Maßgabe, dass eine EEG nicht vorrangig dem eigenen wirtschaftlichen Nutzen dienen darf. Das bisher dominante Tarif-Modell ist Marktpreis-basiert (rund 70 Prozent der EEG). Dabei liegt die Einspeisevergütung typischerweise über, der Bezugspreis unter dem jeweiligen Marktpreis.
Als Benchmark für den Verkaufspreis dient regelmäßig der Tarif des jeweiligen Landesversorgers, für die Einspeisevergütung die Marktpreisvergütung (OeMAG-Vergütung). Reduzierte Netznutzungskosten und Abgaben steigern die Attraktivität des EEG-internen Bezugs. Der Spread zwischen Einspeisevergütung und Bezugspreis liegt bei einer EEG daher typischerweise bei rund 2 ct/kWh.
Für den Verbraucher ergibt sich beim EEG-internen Bezug gegenüber herkömmlichen Anbietern regelmäßig eine Ersparnis: Bei über 90 Prozent der befragten EEG liegt sie – bezogen auf den Gesamtpreis aus Strom, Netznutzung und Abgaben – zwischen 2,5 und 10 ct/kWh, am häufigsten zwischen 5 und 7,5 ct/kWh. Bei einem durchschnittlichen Jahresverbrauch von 3500 kWh, einem EEG-internen Deckungsgrad von 36 Prozent und einer Ersparnis von 6,25 ct/kWh entspricht das einer jährlichen Einsparung von rund 70 Euro je EEG-internem Consumer.
