Als Managing Director Austria bei Enery ist Johannes Trauttmansdorff-Weinsberg für zahlreiche Erfolge in Österreich mitverantwortlich – in einer der aufstrebendsten, aber auch herausforderndsten Branchen. Grund genug, Enerys Österreich-Chef zum Gespräch zu bitten.
In der Position des Managing Directors bei Enery Österreich ist Johannes Trauttmansdorff-Weinsberg für die Leitung sämtlicher österreichischer Agenden, von Photovoltaik und PV-Entwicklung über Batteriespeicher und Windenergie bis zu M&A, verantwortlich. Eine Position, in der man sich gerade in Zeiten wie diesen – und in einem Land wie Österreich – mit zahlreichen Chancen und Herausforderungen konfrontiert sieht.
Ein kurzes Update: Was tut sich aktuell am österreichischen Erneuerbaren-Markt?
Johannes Trauttmansdorff-Weinsberg: Aus regulatorischer Sicht hat das neue Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) in Österreich eine Basis geschaffen, um wichtige regulatorische Änderungen im österreichischen Erneuerbaren-Markt voranzutreiben, allerdings hat sich die Dynamik bei den, für eine entscheidende Umsetzung erforderlichen, Richtlinien in den letzten Monaten etwas verlangsamt. Generell wird immer deutlicher, dass der Netzausbau nicht mit der Erzeugung Schritt hält und dass die Frage, wer die damit verbundenen Kosten tragen soll, nicht geklärt ist.
Sorgt das ElWG hier nicht für mehr Klarheit?
Nicht ganz. Es hängt weiterhin noch einiges in der Luft. Nach wie vor sind Vorgaben und Rahmenbedingungen im Bereich Widmung, Genehmigung und Netzinfrastruktur sehr fragmentiert. Pauschale Netzzutrittsentgelte wurden bundesweit angehoben, während die Netznutzungsgebühren je nach Bundesland und Netzebene weiterhin variieren. Österreich hat 114 Verteilernetzbetreiber, mit jeweils eigenen bundeslandspezifischen Netzkonzessionen. Konzessionsgebiete spiegeln also die neun Bundesländer wider, auch wenn das tatsächliche Netzgebiet viel kleiner ist oder sich über mehrere Bundesländer erstreckt. Das ist für ein Land in der Größenordnung von Österreich offen gesagt absurd. Aus meiner Sicht ist diese Fragmentierung über verschiedene Ebenen hinweg im Zusammenhang mit der Infrastrukturentwicklung das größte Hindernis für die geplante Umsetzung der Energiewende.
Wie sieht es bei Batteriespeichern (BESS) aus?
Da hat sich mehr getan. Der Entwurf der Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung (SNE-G-V) legt neue Kriterien fest, wie Batteriespeicher als „systemdienlich“ klassifiziert werden. Gleichzeitig wurde der Markt regelrecht von neuen Entwicklungsprojekten und Pipelines überflutet. Das führt zu einer Marktbereinigung, einhergehend mit weit verbreiteter Investitionsunsicherheit – beides bremst den Ausbau von Batteriespeichern.
Was sind da die Knackpunkte?
Es geht um Netznutzungsentgelte, welche nicht nur zu hoch sind, sondern bei einer Klassifizierung als „nicht-systemdienlich“ beim gesamten aus dem Netz bezogenen Strom schlagend werden, obwohl dieser später wieder eingespeist wird. Nach aktuellem Stand müssen für die Klassifizierung als systemdienlich fünf Bedingungen kumulativ zutreffen. Ein kritischer Punkt, besonders angesichts unseres stark fragmentierten Verteilernetzes, ist die Tatsache, dass ein Batteriespeicher nur dann als systemdienlich gilt, wenn sein Standort strikte Kriterien erfüllt, wie etwa einen hohen Anteil an Solar- oder Windenergie sowie regelmäßige Rückspeisung am Umspannwerk.
Im CEE-Raum außerhalb von Österreich scheint man bereits weiter zu sein …
Ja. Der Standalone-Batteriespeichermarkt schreitet insbesondere in Bulgarien rasch voran. Polen, Bulgarien und Rumänien bieten derzeit günstigere Bedingungen als Österreich, und ihre Netznutzungskosten sind im Vergleich deutlich niedriger.
Wo steht Österreich bei BESS aktuell?
Wie erwähnt, wurde der Markt 2025 und im gesamten ersten Halbjahr 2026 von einer Vielzahl an Greenfield-Projekten überflutet – auch von internationalen Investoren. Zahlreiche Entwicklungsplattformen – von Immobiliensektor bis hin zu nationalen Versorgern – sind in den Markt eingetreten. Allerdings sind bislang vergleichsweise wenige Projekte tatsächlich ans Netz gegangen, weil – offen gesagt – viel heiße Luft dabei war. Das ändert sich jetzt, und die ersten großen Batteriespeicher im Versorgungsmaßstab (Utility-Scale) gehen ans Netz.
Abgesehen von den Speichern, wie steht Österreich bei Erneuerbaren da?
Im internationalen Vergleich sind die Genehmigungsverfahren in Österreich nach wie vor extrem komplex und auf mehrere parallele Prozesse auf Landes- und Gemeindeebene aufgeteilt. Das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) hat einige Aspekte der Genehmigung vereinfacht, während das ElWG eine Grundlage für die Durchführungsverordnungen bietet, die eine Umsetzung in der Praxis erst ermöglichen sollen. Dennoch bleiben die Grundprobleme Österreichs ungelöst: die Eindämmung des Föderalismus und eine tatsächliche Beschleunigung der Genehmigungsprozesse. Kurzfristig verlangsamt die anhaltende Unsicherheit den Ausbau von Batteriespeichern, da das Vertrauen der Investoren weiterhin untergraben wird.
Welche weiteren Herausforderungen gibt es in Österreich?
Die größten Herausforderungen sind die Netzkapazität und die Netzkosten – insbesondere Netznutzungsentgelte und Netzzugangskosten, die beide noch nicht ausreichend standardisiert wurden. Wir haben zahlreiche Netzbetreiber, und selbst denen fehlt die Klarheit darüber, wer letztendlich die Kosten trägt: die Netzbetreiber, der Steuerzahler oder private Entwickler und Anlagenbetreiber?
Wenn du die Macht hättest, regulatorisch eine Hürde zu beseitigen, welche wäre das?
In Anbetracht dessen, was ich vorhin als eines der Kernprobleme in Österreich angesprochen habe – die Netzentwicklung –, würde ich es eher als strukturelles Hindernis bezeichnen, das in Angriff genommen werden muss, um noch nicht umgesetzte Vorschriften erfolgreich anzuwenden: Ich würde die aktuelle Struktur der 114 Verteilernetzbetreiber abschaffen und ihre Verantwortlichkeiten auf die sieben großen Betreiber konsolidieren, die ohnehin schon rund 90 Prozent der österreichischen Verteilinfrastruktur betreuen. Die derzeitige Aufstellung verlangsamt nicht nur den Netzausbau, sondern verzögert auch die Umsetzung der Folgeverordnungen im Rahmen des neuen ElWG. Gleichzeitig intensiviert sie eine ohnehin schon polarisierte politische Debatte auf Landesebene darüber, wie der Infrastrukturausbau in einem stark föderalisierten Land finanziert werden soll.
Wie läuft es mit all den Herausforderungen für Enery?
In Österreich verfügt Enery über eine robuste Pipeline an Mid-to-Late-Stage-Entwicklungsprojekten, die stetig in die Umsetzungsphase übergehen. Parallel dazu sind wir sehr gut positioniert, baureife Projekte zuzukaufen und diese durch die Bauphase bis hin zum Betrieb zu begleiten. Aufgrund dieser Kombination aus M&A und interner Projektentwicklung sind wir auf dem Weg, ein führender Player in Österreich zu werden, wo sich der Markt zunehmend zu einem Käufermarkt entwickelt. Der Solarpark Dobl-Zwaring ist ein Beispiel für das, was wir liefern können. Vier weitere Solarparks sollen allein in diesem Jahr ihren Baustart haben. Zudem planen und genehmigen wir mittlerweile jedes PV-Projekt inklusive Batteriespeicher und integrieren diesen sowohl in unsere Netzanschlussanträge als auch in das Anlagendesign selbst. Das gilt wirklich für jedes einzelne Projekt. Gleichzeitig haben wir eine beträchtliche Pipeline an Standalone-Batteriespeicherprojekten mit einem bereits erheblichen Volumen an gesicherter Netzkapazität aufgebaut und sind weiterhin in mehreren Bundesländern hochaktiv. Die Projektstandorte reichen von etwa 500 Quadratmetern bis zu zwei Hektar und sind in der Regel Industrieflächen, die sich direkt an oder in der Nähe von Umspannwerken befinden. Enery arbeitet intensiv mit der Industrie zusammen, um auch dort die Energiewende voranzutreiben.
Enery arbeitet intensiv mit der Industrie zusammen, um auch dort die Energiewende voranzutreiben. Wie ist hier die Entwicklung?
Industrieunternehmen haben an stabilen Strompreisen natürlich großes Interesse, und selbstverständlich auch an erneuerbarem Strom. Österreich ist an dieser Front noch nicht so wettbewerbsfähig wie manche anderen Länder. Für die Industrie sind Hybrid-Lösungen inklusive Batteriespeichern ebenfalls attraktiv. Auch für Onsite-Energielösungen gibt es bei großen Industrieunternehmen eine deutliche Nachfrage.
Welche Pläne hat Enery bei der Kombination von Windkraft und PV?
Wir haben bereits Projekte in der Pipeline, bei denen Wind- und Solarenergie an einem Standort kombiniert werden (Co-Location) und die im nächsten Jahr in die Bauphase gehen. Die Kombination dieser Technologien ist sowohl wirtschaftlich als auch aus Sicht der Netzintegration sinnvoll: Sie optimiert die Erzeugungsprofile an einem einzigen Netzanschlusspunkt. Angesichts von Netzengpässen und Gebührenunsicherheiten stellt die Hybridisierung eine logische Marktreaktion dar – nicht nur im Hinblick auf ein optimiertes
Erreicht Österreich die Klimaziele?
Ich bin nach wie vor zuversichtlich, dass wir die Ziele für 2040 erreichen. Bei 2030 bin ich jedoch skeptisch; ganz einfach, weil das Netz nicht Schritt halten kann.
Was wünschst du dir als Chef von Enery Österreich?
Übermäßige Bürokratie sorgt für erhebliche Investorenunsicherheit, während Klarheit bei den Netztarifen das dringendste Problem ist. Ich wünsche mir auch konkrete Richtlinien zur Beschleunigung der Marktliberalisierung. Schließlich sind die Genehmigungsverfahren in Österreich viel zu komplex – und stärker von der föderalen Struktur des Landes geprägt – als in vielen anderen Ländern. Wir brauchen echte Vereinfachung.