3.1. Analyse der regulatorischen Ausgestaltung und ökonomischen Anreizstrukturen im EAG
Die im Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz verankerten Steuerungsmechanismen für Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften (EEG) verknüpfen rechtliche Rahmenbedingungen unmittelbar mit netzökonomischen Parametern. Im Unterschied zu überregional organisierten Bürgerenergiegemeinschaften bindet der österreichische Gesetzgeber Netzentgeltreduktionen an strenge Kriterien der lokalen oder regionalen Nähe über definierte Netzebenen (Büchele et al., 2022). Diese regulatorische Differenzierung bezweckt primär die Entlastung übergeordneter Übertragungsnetze sowie die Steigerung des zeitgleichen Eigenverbrauchs vor Ort. Die ökonomische Tragfähigkeit von EEGs wird hierbei maßgeblich durch die Höhe der Netztarifbegünstigungen und die Befreiung von bundesweiten Abgaben determiniert, da diese Ersparnisse die administrativen Transaktionskosten sowie die Messstelleninfrastruktur kompensieren müssen (Fleiß et al., 2020). Die praktische Umsetzung des Energy Sharing offenbart im rechtsvergleichenden Kontext jedoch fortbestehende Hürden bei den regulatorischen Pflichten von Netzbetreibern und Versorgungsunternehmen (Lavrijssen and Peeters, 2025). Wenngleich die finale Fassung des Gesetzespakets wesentliche Klarstellungen bezüglich Datenübertragungsfristen und Abrechnungsmodalitäten gegenüber dem Erstentwurf implementierte (Büchele et al., 2022), fehlen bislang vollends harmonisierte Marktprozesse für multisektorale Kooperationen, die neben Elektrizität auch erneuerbare Gase einbinden (Kienberger et al., 2025). Die Analyse verdeutlicht folglich, dass die rechtliche Fokussierung auf netzebenenbezogene Nähe zwar lokale Netzoptimierungen anreizt, die Skalierung jedoch durch komplexe Schnittstellen und asymmetrische Informationspflichten gehemmt bleibt.