Oesterreich: Regulierung fuer BESS und Photovoltaik - Negativpreise, Netzentgelte & Maerkte

Negativpreise und EAG-Marktpraemie: Oesterreichs §15-Regelung

Das oesterreichische Pendant zur deutschen § 51-EEG-Regelung findet sich in § 15 EAG (BGBl I Nr. 150/2021): Erreicht der einheitliche Day-Ahead-Stundenpreis fuer das Marktgebiet Oesterreich – ermittelt im Rahmen der europaeischen Marktkopplung – in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden einen negativen Wert, wird die Marktpraemie fuer den gesamten negativen Zeitraum auf null gesetzt GesetzeFinden.at – §15 EAG: Aussetzung der Marktpraemie bei negativen Preisen (6-Stunden-Schwelle, Intraday-Ausnahme). Die Regelung greift also nicht ab dem ersten negativen Stundenwert, sondern erst nach Ueberschreiten der Sechs-Stunden-Schwelle. Wichtige Ausnahme: Weist der von der E-Control anerkannte einheitliche oesterreichische Intraday-Preisindex in exakt diesem negativen Day-Ahead-Zeitraum positive Werte auf, entfaellt die Aussetzung der Marktpraemie – ein Mechanismus, der kurzfristige Day-Ahead/Intraday-Abweichungen abbildet und Anlagenbetreiber vor ungerechtfertigten Foerderkürzungen schuetzt GesetzeFinden.at – §15 EAG: Aussetzung der Marktpraemie bei negativen Preisen (6-Stunden-Schwelle, Intraday-Ausnahme).

Wirtschaftlich bedeutsam ist dieser Mechanismus vor dem Hintergrund wachsender PV-Kapazitaeten: Oesterreich verzeichnete 2024 eine Curtailment-Menge von 57,4 GWh, was mit dem raschen PV-Ausbau und zunehmendem Ueberangebot in sonnenreichen Mittagsstunden zusammenhaengt PV Tech – Oesterreich: Made-in-Europe-Bonus, Speicher-Koppelung ab Q4 2025, 57,4 GWh Curtailment 2024. Der EAG-Evaluierungsbericht 2024 empfiehlt, die Sechs-Stunden-Schwelle schrittweise auf vier Stunden und mittelfristig auf eine Stunde abzusenken, um die Marktintegration von PV-Anlagen zu beschleunigen und Fehlanreize zur Einspeisung bei negativen Preisen frueher abzubauen Parlament Oesterreich – EAG Evaluierungsbericht 2024 (Empfehlung Absenkung auf 4 Stunden, langfristig 1 Stunde). Ob und wann der oesterreichische Gesetzgeber dieser Empfehlung folgt, war zum Redaktionsschluss (Juni 2026) noch offen – zu verfolgen ist die parlamentarische Beratung im Nationalrat.

Die Marktpraemie selbst funktioniert als gleitende Differenzzahlung: Die Foerderheoehe entspricht der Differenz zwischen dem im Ausschreibungsverfahren ermittelten anzulegenden Wert (azW, Hoechstgebot 2026/2027: 7,77 Cent/kWh fuer PV) und dem monatlichen Referenzmarktwert. Die OeMAG Abwicklungsstelle fuer Oekostrom AG fuehrt die Ausschreibungen durch; fuer PV sind mindestens 700 MWp pro Jahr ausgeschrieben, aufgeteilt auf vier Runden (2026: 17. Maerz, 11. Juni, 24. September, 10. Dezember, je 175.000 kWp) PHOTOVOLTAIC AUSTRIA – EAG-Marktpraemie: Ausschreibungsvolumen, azW-Hoechstwerte, Rundentermine 2026/2027. PV-Anlagen ab 10 kWp koennen an Ausschreibungen teilnehmen; fuer Anlagen unter 10 kWp gilt eine Direktantrags-Schiene mit pauschalen Foerdersaetzen. Ab Q4 2025 muessen Neuanlagen fuer Investitionszuschuesse mit einem Batteriespeicher kombiniert sein PV Tech – Oesterreich: Made-in-Europe-Bonus, Speicher-Koppelung ab Q4 2025, 57,4 GWh Curtailment 2024.

Abregelung, Einspeisemanagement und Pflicht-Flexibilitaet

Oesterreich hat im Elektrizitaetswirtschaftsgesetz (ElWG), BGBl I Nr. 91/2025, erstmals bundesweit einheitliche Regeln fuer die Steuerung von Einspeiseanlagen eingefuehrt. § 76 ElWG verpflichtet Netzbetreiber, Photovoltaikanlagen ab einer Anschlussleistung von 3,68 kW fernsteuerbar auszufuehren – die entsprechende Pflicht tritt ab 1. Juni 2026 fuer Neuanlagen in Kraft. Die Fernsteuerbarkeit erlaubt Netzbetreibern, die Einspeisung dynamisch zu begrenzen, statt pauschal abzuregeln PHOTOVOLTAIC AUSTRIA – ElWG Ueberblick PV & Speicher: §76 Fernsteuerung ab 3,68 kW (Juni 2026), §101 Spitzenkappung 70 Prozent.

§ 101 ElWG (dynamische Spitzenkappung) berechtigt Netzbetreiber, die Einspeiseleistung neuer PV-Anlagen auf bis zu 70 Prozent der installierten Modulleistung zu beschraenken, sofern dies netztechnisch erforderlich ist. Kleinstanlagen unter 7 kW sind von dieser Kappungsregel ausgenommen. Das Eigentuemerinteresse an unbehinderter Einspeisung tritt damit in einem definierten Rahmen hinter das Netzstabilitaetsinteresse zurueck PHOTOVOLTAIC AUSTRIA – ElWG Ueberblick PV & Speicher: §76 Fernsteuerung ab 3,68 kW (Juni 2026), §101 Spitzenkappung 70 Prozent.

Auf Uebertragungsnetzebene koordiniert die Austrian Power Grid AG (APG) als nationaler Uebertragungsnetzbetreiber (UeNB) das Engpassmanagement gemaess VO (EU) 2019/943. Redispatch-Massnahmen werden ueber den Regelenergiemarkt (aFRR, mFRR) abgewickelt: Anlagenbetreiber, die sich mit Erzeugungs- oder Entladekapazitaet in Regelenergiemärkten praequalifizieren, koennen aus Engpasssituationen Zusatzerloes erzielen. Anders als in Deutschland gibt es in Oesterreich kein eigenstaendiges Redispatch-2.0-Regime; die Netzsteuerung erfolgt primaer ueber marktbasierte Instrumente im APG-Regelenergiesystem Austrian Power Grid (APG) – Regelenergiemärkte: FCR ±65/75 MW, aFRR ±225 MW, mFRR, Mindestgebot 1 MW, Batteriekapazitaet 1,35 GW FCR. Ein verpflichtender Flexibilitaetsbeitrag fuer Einspeiseanlagen jenseits der Fernsteuerungspflicht (§ 76 ElWG) ist derzeit nicht kodifiziert, wird aber im Rahmen der Umsetzung von EU-Direktive 2024/1711 diskutiert (zu verfolgen).

Netzentgelte fuer Batteriespeicher: Doppelbelastung und ElWG-Befreiung

Die Netzentgelt-Doppelbelastung von Stromspeichern – Belastung beim Strombezug (Laden) und erneut bei der Rueckeinspeisung – ist das zentrale wirtschaftliche Hemmnis fuer Batteriespeicherprojekte in Oesterreich. Das bisherige Elektrizitaetswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG 2010) enthielt lediglich rudimentaere Befreiungsregeln fuer Pumpspeicherwerke, liess aber Lithium-Batteriespeicher weitgehend unberuecksichtigt. Die E-Control hatte in einem im Februar 2025 veroeffentlichten Diskussionspapier auf diesen Reformbedarf hingewiesen E-Control – Diskussionspapier Elektrische Energiespeicher und Hybridanlagen (Feb. 2025, Netzentgelt-Reformbedarf, neue Verordnung bis Dez. 2026).

Das Elektrizitaetswirtschaftsgesetz (ElWG), BGBl I Nr. 91/2025 (in Kraft seit 24. Dezember 2025), schafft hier erstmals Rechtsklarheit: Gemaess § 127 Abs. 3 ElWG sind Energiespeicheranlagen fuer einen Zeitraum von 20 Jahren ab Inbetriebnahme von den bezugsseitigen Netznutzungs- und Netzverlustentgelten (§ 128 und § 129 ElWG) befreit – jedoch nur unter der Bedingung des systemdienlichen Betriebs CMS Law Austria – Batteriespeicher im ElWG: §127 Abs. 3, 20-jaehrige Netzentgeltbefreiung, Systemdienlichkeit, BGBl I 91/2025. Die E-Control muss die Kriterien fuer systemdienlichen Betrieb durch Verordnung konkretisieren (§ 127 Abs. 1 Z 1 ElWG). Inhaltlich umfasst systemdienlicher Betrieb laut Gesetzesbegründung insbesondere die Erbringung von Flexibilitaetsleistungen, den Betrieb an im Netzentwicklungsplan ausgewiesenen Standorten sowie die Befolgung von Netzbetreiber-Anforderungen CMS Law Austria – Batteriespeicher im ElWG: §127 Abs. 3, 20-jaehrige Netzentgeltbefreiung, Systemdienlichkeit, BGBl I 91/2025. Die entsprechende E-Control-Verordnung war zum Redaktionsschluss (Juni 2026) noch nicht verabschiedet – ein regulatorisches Risiko fuer Investitionsentscheidungen.

Fuer die rueckspeisungsseitige Netznutzungsgebuehr (Einspeisung ins Netz) bleibt die regulaere Netzentgeltsystematik gueltig. Pumpspeicherwerke und Anlagen zur Strom-zu-Wasserstoff-Umwandlung ab 1 MW Leistung waren bereits nach dem ElWOG fuer 15 Jahre befreit; das ElWG verlaengert und erweitert diesen Ansatz fuer moderne Batteriespeicher auf 20 Jahre CMS Law Austria – Batteriespeicher im ElWG: §127 Abs. 3, 20-jaehrige Netzentgeltbefreiung, Systemdienlichkeit, BGBl I 91/2025. Die E-Control hat fuer 2026/2027 eine vollstaendige Neustrukturierung der Systemnutzungsentgelte-Verordnung angekuendigt; die neuen Tarife sollen spaetestens im Dezember 2026 in Kraft treten E-Control – Diskussionspapier Elektrische Energiespeicher und Hybridanlagen (Feb. 2025, Netzentgelt-Reformbedarf, neue Verordnung bis Dez. 2026). Zeitlich variable Netzentgelte, die Flexibilitaetsanreize fuer Batteriespeicher schaffen koennten, hat die E-Control im Oktober 2025 vorgeschlagen – die politische Entscheidung hierueber war zum Redaktionsschluss ausstehend (zu verfolgen).

Maerkte fuer Batteriespeicher: Spot, Intraday und APG-Regelenergie

Ein Batteriespeicher in Oesterreich kann Erloese aus vier Marktsegmenten kombinieren:

1. Day-Ahead-Spotmarkt
Oesterreich ist seit Oktober 2018 wieder ein eigenstaendiges Marktgebiet (nach Trennung von Deutschland durch ACER-Beschluss). Der Day-Ahead-Handel erfolgt ueber zwei lizenzierte Stroem boersen: EXAA (Energy Exchange Austria) mit Auktionen um 10:15 Uhr und 12:00 Uhr sowie EPEX SPOT im Rahmen des europaeischen Single Day-Ahead Coupling (SDAC). EXAA bietet neben Stundenprodukten auch alle 96 Viertelstunden-Produkte pro Tag an, was eine feingranulare Portfolio-Optimierung fuer Batteriespeicher ermoeglicht EXAA Energy Exchange Austria – Day-Ahead-Auktionen 10:15/12:00 Uhr, 96 Viertelstunden-Produkte, 5 Laender. Seit Oktober 2025 werden europaeische Day-Ahead-Preise in 15-Minuten-Intervallen statt stuendlich ermittelt, was die Arbitragepotenziale fuer schnelle Speicher erheblich erhoeht EnergyOptimizer Werner.Solutions – EPEX SPOT AT: SDAC, SIDC, 3 paneuropaeische Intraday-Auktionen ab 13.6.2024, 15-Minuten-Preise ab Okt 2025.

2. Intraday-Handel
Der kontinuierliche Intraday-Handel ist ueber das paneuropaeische SIDC-Framework (Single Intraday Coupling, ehemals XBID) zugaenglich. Seit 13. Juni 2024 finden taeglich drei implizite paneuropaeische Intraday-Auktionen statt (IDA 1 um 15:00 Uhr D-1, IDA 2 um 22:00 Uhr D-1, IDA 3), die grenzueberschreitende Kapazitaeten im oesterreichischen Marktgebiet einbeziehen EnergyOptimizer Werner.Solutions – EPEX SPOT AT: SDAC, SIDC, 3 paneuropaeische Intraday-Auktionen ab 13.6.2024, 15-Minuten-Preise ab Okt 2025. Intraday ermoeglicht Batteriespeichern, Abweichungen gegenueber Day-Ahead-Planungen kurzfristig auszugleichen und Imbalance-Kosten zu minimieren.

3. Regelenergiemärkte (APG)
Die APG beschafft drei Typen von Systemdienstleistungen, fuer die Batteriespeicher in Frage kommen: (i) FCR (Primaerregelung): Mindestgebotsgrösse ±1 MW; die APG schrieb fuer 2025 ±65 MW aus, fuer 2026 sind ±75 MW geplant; die praequalifizierte Batteriekapazitaet stieg 2025 auf rund 1,35 GW (+40 Prozent gegenueber 2024) Austrian Power Grid (APG) – Regelenergiemärkte: FCR ±65/75 MW, aFRR ±225 MW, mFRR, Mindestgebot 1 MW, Batteriekapazitaet 1,35 GW FCR. (ii) aFRR (Sekundaerregelung): Mindestgebotsgrösse 1 MW, taegliche Ausschreibung in sechs Vier-Stunden-Bloecken fuer Positiv- und Negativprodukte; ausgeschriebenes Volumen ab August 2024: ±225 MW; optionale 15-Minuten-Energieprodukte sollen ab September/Oktober 2026 eingefuehrt werden Austrian Power Grid (APG) – Regelenergiemärkte: FCR ±65/75 MW, aFRR ±225 MW, mFRR, Mindestgebot 1 MW, Batteriekapazitaet 1,35 GW FCR. (iii) mFRR (Tertiaerregelung): Mindestgebotsgrösse 1 MW, taegliche Ausschreibung in sechs Vier-Stunden-Produkten ueber die RRAP-Plattform. Fuer alle Reservetypen ist eine technische Praequalifikation bei der APG erforderlich, die drei Jahre gueltig ist; danach ist ein Rahmenvertrag mit der APG abzuschliessen Austrian Power Grid (APG) – Regelenergiemärkte: FCR ±65/75 MW, aFRR ±225 MW, mFRR, Mindestgebot 1 MW, Batteriekapazitaet 1,35 GW FCR. Batteriespeicher koennen fuer alle drei Typen separat praequalifizieren und sind insbesondere fuer FCR und aFRR aufgrund ihrer schnellen Reaktionsgeschwindigkeit praedestiniert.

4. Kapazitaetsmarkt
Oesterreich betreibt derzeit keinen eigenstaendigen nationalen Kapazitaetsmarkt fuer Elektrizitaet. Das oesterreichische Foerdersystem setzt auf Marktpraemien (EAG) statt auf Kapazitaetsverguetungen. Im Rahmen der EU-Strommarktreform (VO 2024/1747) werden Kapazitaetsmechanismen als letztmoegliches Instrument eingestuft; ein nationaler Kapazitaetsmarkt ist in Oesterreich aktuell nicht geplant (zu verifizieren beim Bundesministerium fuer Wirtschaft und Energie).