Strom aus erneuerbaren Quellen muss öfter ausgetauscht werden. Das stellt die Netzbetreiber zunehmend vor Probleme.
Acht Stunden und 21 Minuten. Während weltweit viele die Wintersonnenwende feiern, erlebt der österreichische Stromnetzbetreiber Austrian Power Grid (APG) am kürzesten Tag des Jahres ein historisches Tageshoch: 100,5 Gigawattstunden Strom mussten am 21. Dezember des Vorjahres importiert werden. So viel Strom, wie durchschnittlich 28.250 Haushalte in Österreich jährlich verbrauchen. Die befürchtete Versorgungskrise aufgrund der drohenden Gasknappheit, der Nichtverfügbarkeit sämtlicher Atomkraftwerke sowie der enormen Trockenheit blieb zwar aus, eitel Wonne sei die Versorgungssituation dennoch nicht. Tage wie diese würden zeigen, wie wichtig kapazitätsstarke Stromnetze sind: "Ohne einen zeitgerechten Ausbau der Stromnetze wird es keine Energiewende geben", sagt Thomas Karall, kaufmännischer Vorstand der APG.
In Europa erlebt der Ausbau der erneuerbaren Energien einen regelrechten Boom: Allein in Österreich gab es im Vorjahr fast 172.000 Zählerpunktanfragen für Photovoltaik-Einspeisung. Das sind beinahe viermal so viel wie im Jahr 2021, als es 44.411 Anfragen gab. Tatsächlich ans Netz gegangen sind im vergangenen Jahr österreichweit mehr als 50.000 PV-Anlagen. Der Ausbau der erneuerbaren Energien allein könnte künftig aber zum Problem werden. Anders als bei Atom-, Gas- oder Kohlekraftwerken richtet sich die Energieproduktion nicht nach unserem Verbrauch, sondern findet dann statt, wenn die Sonne scheint oder der Wind weht. Durch die Erzeugung des nachhaltigen Stroms muss also wesentlich mehr Strom in Europa ausgetauscht werden. Und das stellt die Netzbetreiber europaweit zunehmend vor Probleme.
So kann es beispielsweise vorkommen, dass ein Offshore-Windpark in Norddeutschland viel Wind produziert und Österreich den daraus erzeugten Strom gerne abnehmen würde. Scheitern kann der Handel allerdings an den Übertragungsnetzen, weil die Netzbetreiber aufgrund potenzieller Engpässe physisch eingreifen müssen. Der im Offshore-Windpark produzierte Strom kann somit nicht transportiert werden und in Österreich muss für diese Strommengen ein anderes Kraftwerk hochgefahren oder die Kapazitäten eines aktuell produzierenden erhöht werden. Das geschah im vergangenen Jahr an 237 von 365 Tagen. Um diese Redispatch-Kosten, die im Beispielsfall die deutsche Seite zu übernehmen hat, zu senken, brauche es laut APG den raschen Umbau zu einem nachhaltigen Energiesystem. Andernfalls, werde man diese Kosten künftig verstärkt an die Endverbraucher weitergeben müssen.
Langsamer Leitungsausbau
Anders als bei PV-Anlagen geht es beim Netzausbau um umfangreichere Projektzeiten. Neben dem Landschaftsbild gebe es vielerorts wichtige Aspekte, wie zum Beispiel die Biodiversität zu prüfen. Bis die Leitungen gebaut werden können, vergehen dadurch meist Jahre. Die "Burgenlandleitung" benötigte zum Beispiel vom Start bis zur Realisierung rund 22 Jahre.
Verfahren, die in Zukunft rascher abgewickelt werden sollen: "Die Bundesregierung arbeitet auch am Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungs-Gesetz, das alle Projekte unterhalb der Schwellwerte für eine UVP-Genehmigung erfassen soll. Hier ist auch der Netzum- und Ausbau ein wesentlicher Bestandteil", heißt es seitens des Ministeriums für Klimaschutz, Umwelt und Energie.
Den Netzausbau sieht auch Christoph Maurer als langfristig größte Herausforderung: "Bei der Umsetzung des beschleunigten Ausbaus erneuerbarer Energien ist die Steigerung der Aufnahmefähigkeit der elektrischen Netze zwingend mitzudenken", resümiert der Studienautor. Für die heimische E-Wirtschaft hat er sich die Versorgungssicherheit in der Energiekrise angesehen. Im Verhältnis zu früheren Wintern war die Versorgungssicherheit deutlich stärker gefährdet und das nicht nur wegen dem Krieg in der Ukraine, so Maurer.
"Neues" Marktdesign
Neben dem Netzausbau und der Trockenheit im vergangenen Jahr spricht der Energieexperte auch den Vorschlag der Europäischen Kommission zum überarbeiteten Marktdesign an. Die "Merit Order" bleibe demnach unberührt, werde aber um einige Instrumente erweitert, hieß es am Dienstag. Angedacht sind langfristige Strombezugsverträge für nichtfossile Energieformen mit einem festgelegten Preiskorridor. Anbieter müssen ihre Preisrisiken demnach künftig zumindest im Umfang der Mengen mit Festverträgen absichern, um gegen Preisspitzen und Marktschwankungen besser vorbereitet zu sein. Für Konsumenten bedeute dies wiederum, dass es neben den bisher flexiblen Preisen auch Zugang zu fixen längerfristigen Verträgen geben soll. Auch soll es den Kunden möglich sein, gleichzeitig mehrere Anbieter zu wählen - also einen zum Beispiel für die Wärmepumpe und einen anderen für das Laden des E-Autos.
Wie auch immer die finale Ausgestaltung wirklich aussehe, Energieexperte Maurer betont, dass diese "intelligent designed werden müsse und dabei die Folgen für die Versorgungssicherheit mitbedacht werden müssen."