Die heimische E-Wirtschaft zeigt sich alarmiert über Pläne auf Bundesländerebene, Freiflächen für die Errichtung von Photovoltaik-Anlagen ab einer bestimmten Größe nur noch vom Land nutzen zu lassen und Private auszuschließen. "Wir sehen das mit Besorgnis", sagte der Präsident des Branchenverbandes Oesterreichs Energie, Michael Strugl, am Mittwoch zum Entwurf eines Raumplanungsgesetzes, den Burgenlands LH Hans Peter Doskozil laut Medien aber möglicherweise noch überarbeitet.

Nicht nur aus der Energiebranche, sondern auch seitens der "Kronjuristen" dieser Republik gebe es wegen verfassungsrechtlicher Bedenken Kritik an dem Entwurf - demzufolge das Land künftig bei Flächen über 100 m2 die Verfügungsgewalt haben möchte. Das passe nicht mit den PV-Ausbauzielen zusammen, sagte Strugl vor Journalisten.

Strugl erinnerte daran, dass sich von den erforderlichen zusätzlichen 11 Terawattstunden (TWh) bis 2030 wohl nur etwa 4 TWh an Gebäuden (Dächern, Fassaden) realisieren lassen, wie dies heuer eine Studie von FH-Prof. Hubert Fechner, Energieexperte vom Technikum Wien ergeben hat. Selbst samt Verkehrs- und Deponieflächen käme man nur auf 5,3 TWh. Der Rest, also beinahe 6 TWh, müsse in irgendeiner Form auf neue Freiflächen entfallen, so Strugl: "Hier muss es ein Ziehen am selben Strang und in die selbe Richtung geben, damit die 11 TWh gelingen."

Kritik am Erneuerbaren Ausbau Gesetz

Auch zum Erneuerbaren Ausbau Gesetz (EAG), dessen Entwurf noch bis Mitte kommender Woche in Begutachtung ist, übt die E-Wirtschaft im Zusammenhang mit dem PV-Ausbau Kritik. Sie hält den darin vorgesehenen Abschlag von 30 Prozent auf die Förderungen für PV-Anlagen, die auf Freiflächen errichtet werden, für "deutlich zu hoch und durch Kostenvorteile nicht zu begründen". Dagegen würden Zuschläge für schwierige Lagen völlig fehlen. Anstelle von Lenkungseffekten drohe ein schleppender Ausbau, der die PV-Ziele gefährde. Gerade Freiflächenanlagen könnten aufgrund ihrer Größe und Effizienz einen überproportionalen Beitrag leisten.

Abgelehnt wird von der E-Wirtschaft auch die Einführung einer zusätzlichen ökologischen Prüfung von Wasserkraftanlagen im Rahmen der Förderung, wie sie der EAG-Entwurf vorsieht. Bereits jetzt werde die Ökologie solcher Anlagen im Rahmen der Genehmigung streng kontrolliert, man wolle keine doppelte Prüfung. Bereits jetzt dauere die Genehmigung eines Wasserkraftwerks im Durchschnitt fünf Jahre.

Die geplanten Energiegemeinschaften und die Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften unterstützt die E-Wirtschaft grundsätzlich - für die Netzebenen 6 und 7. Regionale Energiegemeinschaften auf der höheren Netzebene 5 lehnt man wegen der damit verbundenen technischen Probleme aber ab. Ebenso möchte man nicht, dass es Bürgerenergiegemeinschaft erlaubt wird, künftig eigene Verteilnetze zu betreiben. Mündlich habe es zwar schon Zusagen gegeben, dass dies nur konzessionierten Netzbetreibern vorbehalten sein solle, hieß es am Mittwoch, im Entwurf stehe die Erlaubnis aber drinnen. Zudem will man gesichert wissen, dass auch Bürgerenergiegemeinschaften Systemverantwortung tragen und selbst für die von ihnen benötigte Ausgleichsenergie zu sorgen haben.

"Keine Absicherung für thermische Kraftwerke"

Eine Finanzierungslücke sieht die E-Wirtschaft noch bei der Netzreserve. Für den Betrieb von Kraftwerken, die sich zwar nicht mehr rechnen, die aber für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit weiter unerlässlich seien, müsse es eine langfristige und wirtschaftlich faire Grundlage geben. Derzeit würden im Entwurf die Kosten für die Betreiber der Anlagen noch nicht tatsächlich abgebildet, bemängelte Strugl. "Der aktuelle Gesetzesvorschlag ist höchst problematisch, da er keine langfristige wirtschaftliche Absicherung für thermische Kraftwerke bietet", heißt es. Eine Orientierung am Durchschnitt der Angebote als Referenzwert und davon noch 10 Prozent Abstrich zu machen, sei nicht genug, um die Reservekapazität realisieren zu können, so Strugl. Es dränge aber die Zeit, denn ab Oktober 2021 müsse hier eine neue Regelung gelten, und für die müsse es rechtzeitig davor Rechtssicherheit geben.

Die Versorgungssicherheit liege in Österreich zwar bei fast 100 Prozent - es gebe nur 25 Minuten nicht avisierte Unterbrechungen -, das gebe es aber nicht zum Nulltarif, sagte Strugl. Derzeit müsse der Übertragungsnetzbetreiber APG jährlich 270 bis 280 mal mit Redispatch ins Netz eingreifen, heuer bis September bereits fast 200 mal. Dafür seien bisher 100 Mio. Euro ausgegeben worden, Schätzungen fürs Gesamtjahr liegen bei 150 Mio. Euro. Dieser Tage hatte APG-Vorstand Gerhard Christiner 120 der 150 Mio. Euro dem Fehlen der 380-kV-Salzburg-Leitung angelastet, die nach grünem Licht des Verwaltungsgerichtshofs (VwGH) aber nun gebaut werden darf. Die Kapazität für Redispatch kommt laut Strugl zu 80 Prozent aus fossilen Kraftwerken, zum Rest aus Pumpspeicherwerken.

Netzkosten werden steigen

Für den kommenden Ausbau von Elektromobilität und Photovoltaik müssen die Stromnetze gewappnet werden - und das kostet viel Geld. Bis zum Jahr 2030 hätte die E-Wirtschaft ohne Smart Meter oder Instandhaltungen gut 10 Milliarden Euro ausgeben wollen, vor allem fürs E-Auto-Tanken und den PV-Strom dürften es um 8 Milliarden Euro mehr werden. Würde nur die Hälfte davon auf die Stromkunden überwälzt, müssten diese im Schnitt 15 Prozent oder 50 Euro pro Haushalt jährlich mehr zahlen.

Diese Beispielrechnung geht davon aus, dass bis zum Jahr 2030 die E-Auto-Durchdringung bei 30 Prozent liegt und die Photovoltaik gegenüber dem jetzigen Stand auf das Achtfache ausgebaut wird, sagte Franz Strempfl, der Spartensprecher Netze des E-Wirtschafts-Verbandes Oesterreichs Energie, am Mittwoch. Das Basisszenario geht von 10,4 Mrd. Euro an regulären Netzinvestitionen bis 2030 aus, allein durch eine hohe E-Auto-Dichte von 30 Prozent kämen 4,3 Mrd. Euro hinzu (bei nur 10 Prozent E-Autos 0,9 Mrd. Euro), samt weiteren Kosten für die PV-Integration wären es 16 Mrd. Euro, zuzüglich neuen Windparks und Groß-PV-Anlagen kommt man auf die bereits bekannte Gesamtsumme von 18 Mrd. Euro. Strempfl geht davon aus, dass die Politik eine Abwägung vornehmen wird, wie viel der Zusatzkosten die Kunden tragen sollen und wie viel sozialisiert werden soll.

Herausforderung PV-Anlagen

Die Einbindung von Wind- und Wasserkraftanlagen sei nicht das Problem, das sei gut planbar - die Herausforderung bestehe darin, die unzähligen kleinen PV-Anlagen ins Netz zu bekommen, sagte der Spartensprecher. Nach dem Plan der Regierung, dass sich Österreich - übers Jahr gerechnet - zur Gänze mit Erneuerbarem-Strom versorgt, erfordert bis dahin die Errichtung von 2 Mio. PV-Anlagen, 1.200 neuen Windrädern und fünf Wasserkraftwerken von der Größe der Anlage Wien-Freudenau, sagte die Geschäftsführerin von Oesterreichs Energie, Barbara Schmidt. Dennoch solle der Strom weiterhin leistbar und sicher aus der Steckdose kommen. Der Zubau von 27 Terawattstunden (TWh) Erzeugung bis 2030, davon 11 TWh PV, 10 TWh Windkraft, 5 TWh Wasserkraft und 1 TWh Biomasse, sei eine "Mammutaufgabe". Länder und Bürger müssten mit im Boot sein, damit das gelinge.

Dass das neue Netztarif-System Leistung (kW) statt Arbeit (kWh) stärker gewichten soll, begrüßt der Spartensprecher. Denn damit könne netzdienliches Verhalten belohnt werden, etwa wenn jemand sein Auto langsam und nicht schnell auflädt, wenn es nicht nötig ist. Durch eine Reihe von Maßnahmen - spürbare Leistungspreiskomponente in den Systemnutzungsentgelten auch auf der Haushalts-Netzebene 7, systemdienliche Smart-Meter-Datennutzung durch Netzbetreiber, ein Netzbetreiber-Ansteuerungsrecht (etwa bei Warmwasserbereitung, um temporär die Netznutzung zu reduzieren) sowie eine PV-Kappung bei einer bestimmten Peak-Leistung - könnten in Summe die Netzanschlusskosten um ein bis eineinhalb Mrd. Euro gesenkt werden, rechnete Strempfl vor: "Bei PV sollte der Eigenverbrauchsanteil möglichst hoch sein und der Rückfluss auf maximal 70 Prozent der Leistung der eigenen Anlage limitiert werden", so der Geschäftsführer der Energienetze Steiermark. Allein dieser eine Punkt könnte dafür sorgen, dass 18 Prozent der Netzreserven erhalten werden. (Apa)