APG-Vorstand: „Europäisches Stromsystem ohne Atomkraft im Winter undenkbar“

In den vergangenen Jahren lag der politische Fokus stark auf dem Ausbau der Erneuerbaren, während der Netzausbau vernachlässigt wurde, wie der technische Vorstand des österreichischen Übertragungsnetzbetreibers APG, Gerhard Christiner, im Interview bemängelt. „Mit dem Gedanken ‚Wind und Sonne schicken keine Rechnung‘ hat man sich in diese Situation hineinmanövriert“, kritisiert Christiner. „Politisch wurde aber erst umgeschwenkt, als die Defizite schon sichtbar waren. Und diese Defizite jetzt aufzuholen, dauert und kostet.“ Den Forderungen nach einer Wiederzusammenführung der Deutschen und Österreichischen Strompreiszonen erteilt er eine Absage: „Das ist verlorene Liebesmüh’“. Österreich müsse stattdessen stärker in die eigenen Netzkapazitäten investieren, dann würden die Preise wieder zusammenfinden.

Bis 2030 soll die österreichische Stromproduktion bilanziell klimaneutral sein, welche Investitionen in die Netze werden hierfür nötig sein, und ist das Ziel überhaupt noch zu erreichen?

Gerhard Christiner: Wir als Austrian Power Grid arbeiten gemäß eines 10-Jahres-Netzentwicklungsplans, der alle zwei Jahre auf die Erfordernisse der Transformation des Energiesystems angepasst wird. Der aktuelle Plan 2025 steht kurz vor der Genehmigung durch die E-Control und sieht auf Basis der derzeitigen Planungen rund 9 Mrd. Euro an Investitionen in das Übertragungsnetz innerhalb der nächsten 10 Jahre vor. Für das 2030er-Ziel müsste man noch dazurechnen, welche Investitionen es bis dahin noch in die Verteilernetze, erneuerbare Energieträger und Speicher braucht. Eine genaue Zahl für 2030 gesamthaft zu nennen ist somit schwierig.

Bis 2040 will Österreich gar das komplette Energiesystem klimaneutral ausgestalten; dazu müsste die Stromproduktion verdoppelt werden und nochmals mehr in die Netze investiert werden; von welchen Dimensionen sprechen wir hier?

Wir haben mit unserer Planungssoftware ZusammEN2040 die Möglichkeit, unterschiedliche Szenarien für die Transformation des Energiesystems bis 2040 zu berechnen. Dabei ergeben sich Gesamtkosten von rund 140 Milliarden Euro bis 2040, wobei hier unterschiedliche Technologien zur Bedarfsdeckung zum Einsatz kommen. Diese Gesamtsumme ist aber auch stark davon abhängig, wie sich der Strombedarf bis ins Jahr 2040 tatsächlich entwickeln wird.

Derzeit hat Österreich einen Gesamtenergieverbrauch von rund 300 Terawattstunden (TWh). Durch Effizienzgewinne bei der Elektrifizierung werden 2040 aber nicht 300 TWh an Strom benötigt werden. Wir schätzen, dass sich der Stromverbrauch, wie Sie sagen, in etwa verdoppeln wird müssen.

Für das 2030er-Ziel wurde im EAG ein Erzeugungszubau von 27 TWh gegenüber dem Status quo angenommen. Was wir derzeit jedoch nicht sehen, ist die benötigte Steigerung im Verbrauch – der Stromzuwachs stellt sich derzeit nicht ein. Das könnte der schwächelnden Industrie geschuldet sein oder, dass gewisse Dekarbonisierungsentwicklungen nicht so schnell ablaufen, wie man es sich vorgestellt hat.

Bis zum Jahr 2030 sind es nur noch 4 Jahre. Der Bau eines neuen Windrads benötigt derzeit mindestens 5 Jahre. Somit müsste sich doch jetzt schon beantworten lassen, ob das Ziel der bilanziell 100 % erneuerbaren Stromerzeugung bis ins Jahr 2030 erreichbar ist?

Bilanziell erfolgte die österreichische Stromerzeugung bereits im Jahr 2024 zu 94 % aus Erneuerbaren. 2024 war Österreich auch Stromexporteur und hat fast 5 TWh ins Ausland exportiert. Auf Basis dieses Jahres inklusive der derzeitigen Zubauziele könnte sich das Ziel für die Erneuerbare Stromerzeugung 2030 also bilanziell ausgehen.

Im Jahr 2025 hingegen musste Österreich aufgrund schwächerer Wasserführung wieder Strom importieren. Anstatt 5 TWh zu exportieren, musste in etwa dieselbe Menge importiert werden. Somit liegt der Unterschied in der Stromproduktion zwischen zwei Jahren bei fast 10 TWh.

Wenn die Ziele sowohl bei Wind als auch bei PV weiterverfolgt werden, dann könnte sich eine Punktlandung ausgehen. Das aber immer nur bilanziell, denn an dunklen, windstillen Wintertagen liegt die Produktion von PV und Windkraft bei nahezu null. Über die Wintermonate werden wir auch im Jahr 2030 ein Defizit haben und à la longue weiterhin Stromimporteur sein.

Wenn die erneuerbare Transformation europaweit vorangetrieben wird und dann alle Länder im Winter zusehends zu Importeuren werden, ist dafür dann ausreichend Strom vorhanden?

Im Jahr 2025 war Frankreich der größte Exporteur, im Median haben die Franzosen rund 8.000 MW exportiert. Tschechien ist ebenfalls ein Exportland. Auch Spanien ist übers Jahr gesehen Exporteur. Deutschland ist eher Importeur, das schwankt aber sehr stark mit der Wind- und PV Erzeugung – an starken Tagen exportiert Deutschland auch. Die restlichen Länder sind ambivalent. Es gibt nicht mehr viele Länder in Europa, die klassische Stromexport-Länder sind.

Derzeit ist das europäische Stromsystem ohne Atomkraftexporte im Winter undenkbar.

Gerhard Christiner, APG-Vorstand

Wenn Sie Frankreich und Tschechien zuerst nennen, dann wird es sich hierbei wohl um Stromerzeugung aus Atomkraft handeln?

Ja, derzeit ist das europäische Stromsystem ohne Atomkraftexporte im Winter undenkbar. Wir brauchen uns die Situation nicht schönreden. Auch Österreichs physikalische Importe im Winter enthalten einen Anteil Atomstrom. Auf absehbare Zeit wird das auch so bleiben. Gewisse Länder setzen weiterhin auf Atomkraft: Belgien verzögert seinen Atomausstieg, die Schweiz diskutiert, den Ausstieg rückgängig zu machen. Die Franzosen setzen sowieso auf Atomkraft. Es gibt in Europa also eine durchaus kritische Masse an Ländern, die auf Atomkraft setzen. Mit der österreichischen Brille glauben wir gerne, dass alle so denken wie wir – das ist aber nicht der Fall.

Im Hinblick auf das 2040er-Ziel spricht die E-Wirtschaft gerne davon, dass derzeit „jährlich 10 Mrd. Euro für Fossile ins Ausland überwiesen werden“. Wird mit dem Klimaziel 2040 auch versucht, Energieautarkie zu erzielen – und wäre das überhaupt sinnvoll?

Österreich autark zu machen von externen Energiequellen wäre der falsche Weg. Das würde das System sicher massiv verteuern. Sowohl die Photovoltaik liefert im Winter nicht die nötigen Mengen, aber auch die Wasserführung ist in diesen kalten Jännertagen sehr schlecht. Wir werden also auch in Zukunft darauf angewiesen sein, dass wir Strom importieren können.

Ich würde also nicht von Autarkie sprechen, sondern von Souveränität. Souveränität bedeutet, dass wir stärker diversifiziert sind aber verlässliche Quellen haben und nicht wie in der Vergangenheit das Gas nur aus Russland und den Strom nur aus Deutschland beziehen. So gesehen ist es wichtig, dass Österreich die Potentiale im Erneuerbaren Bereich, die es hat, auch ehrgeizig verfolgt. Das muss jedes Land in Europa für sich machen. Gleichzeitig muss die Vernetzung noch stärker vorangetrieben werden, damit Austausch ermöglicht und der europäische Binnenmarkt gestärkt wird. Dieser Markt bietet die Chance, dass Strom, wo immer er in Europa gerade günstig verfügbar ist, nach Österreich gebracht werden kann, sofern die überregionalen Netzkapazitäten das zulassen.

Das ist auch zentral für den Industriestandort. Wir müssen uns mit ausreichenden Netzkapazitäten den Zugang zu den billigsten Energiequellen in Europa sichern, wenn wir wettbewerbsfähig bleiben wollen. Die aktuell signifikanten Strompreisunterschiede zwischen Österreich und Deutschland zeigen die Dringlichkeit des Netzausbaus.

In diesem Kontext wird die Forderung nach einer (Wieder-)Zusammenlegung der Österreichischen und Deutschen Strompreiszone laut, wäre das sinnvoll?

Ich kenne diese Wünsche von diversen Akteuren und man muss ganz nüchtern betrachtet sagen: Das ist verlorene Liebesmüh’. Man hängt hier einem Wunsch nach, der nicht erfüllt werden wird. Hierfür gibt es zwei Gründe.

Erstens würde dem Deutschland nicht zustimmen, weil dadurch Überlastungen und Netzengpässe im eigenen Land entstehen würden. Strom, der nach Österreich geschickt wird, müsste zusätzlich quer durch Deutschland gebracht werden und das würden die innerdeutschen Probleme verschärfen. Das war auch der Auslöser dafür, warum die gemeinsame Strompreiszone getrennt wurde. Damals hat Österreich mehr Strom bezogen, als die Leitungen physikalisch leisten konnten. Die deutschen Redispatch-Kosten, die jetzt schon bei 2-3 Mrd. Euro liegen, würden sich bei einer Zusammenlegung noch einmal massiv erhöhen.

Der zweite Grund ist noch gewichtiger: Es hat sich in der Zwischenzeit die Methodik weiterentwickelt. Am Strommarkt gibt es den Langfristmarkt für Jahres- und Monatsprodukte, den Day-Ahead-, den Intraday- und den Regelenergie-Markt. Strom wird also permanent gehandelt. Am relevantesten für die Preisbildung und physische Lieferung ist der Day-Ahead-Markt. Mittlerweile wird hier für jede Viertelstunde ein Strompreis gesetzt. Am Langfristmarkt wurden Kapazitäten bisher bilateral ausgemacht, aber in Zukunft wird auch der Langfristmarkt auf das Modell des Day-Ahead-Markts umgestellt, auf das sogenannte Flow-Based-Market-Coupling. Es wird also mathematisch ausgerechnet, was überhaupt netztechnisch an Stromaustausch möglich ist. Man kann also nichts mehr bilateral aushandeln oder ausdealen. Stromhandel wird Zukunft ausschließlich auf Basis der physikalischen Möglichkeiten basieren. Mit der Physik lässt sich nicht verhandeln.

Letzten Montag hatten wir in Österreich rund 20 Mio. Euro an Mehrkosten, da wir nicht in der Lage waren, den billigen Strom aus Deutschland hereinzuholen.

Gerhard Christiner, APG-Vorstand

Wie entsteht in diesem Modell dann der Strompreis für Österreich?

Europa ist eingeteilt in sogenannte Bidding Zones. Diese entsprechen zum Großteil den staatlichen Grenzen – in den nordischen Ländern gibt es auch innerhalb der Länder mehrere Bidding Zones.

Am Beginn des Stromhandelstags gibt es für den Day-Ahead-Markt eine europaweite Merit Order. Gäbe es ausreichend Netzkapazitäten, gäbe es europaweit für jede Viertelstunde einen einheitlichen Strompreis. Da es diese Netzkapazitäten aber nicht gibt, entkoppelt sich der europäische Binnenmarkt in Zonen unterschiedlicher Preise. Daraus entstehen Situationen, in denen beispielsweise der Strompreis in Österreich über dem deutschen liegt. Das ist primär begründet durch den verzögerten Ausbau des Übertragungsnetzes.

Letzten Montag hatten wir in Österreich dadurch rund 20 Mio. Euro an Mehrkosten, da wir nicht in der Lage waren, den billigen Strom aus Deutschland hereinzuholen. Es hätte nämlich genug Strom in Deutschland gegeben. Wenn wir diesen billigeren Strom beziehen wollen, dann brauchen wir auch die Netzinfrastruktur dafür. So holen sich andere Länder den günstigen Strom. Das Zusammenfinden der österreichischen und deutschen Preise wird erst dann gegeben sein, wenn wir ausreichend Netzkapazitäten haben. Österreich verhält sich in dieser Hinsicht ein bisschen wie ein Trittbrettfahrer. Wir wollen zwar den billigen Strom, schaffen es aber nicht, unsere Infrastruktur zeitnah auszubauen.

Wir fördern ein Produkt, das in einem Viertel der Zeit am Markt keinen Wert hat.

Gerhard Christiner, APG-Vorstand

Sie bemängeln, dass jährlich rund 1 Mrd. Euro Mehrkosten durch „Ineffizienzen im Stromsystem“ entstehen. Wie berechnet sich dieser Betrag und was braucht es, um das auszuräumen?

Übers Jahr 2025 verteilt lag der Strompreis-Unterschied zwischen Österreich und Deutschland bei 9,6 Euro pro MWh. Bei einem Stromverbrauch von rund 70 TWh ergibt das Mehrkosten von rund 650 Mio. Euro. Hinzu kommt die Kosten aus dem Engpassmanagement, das sind rund 100 Mio. Euro jährlich. Weiters kommen Ineffizienzen aus dem österreichischen Stromsystem hinzu: Im Jahr 2025 wurden 24 % der von PV erzeugten Menge zu Zeiten produziert, wo der Strompreis null oder negativ war. Wir fördern also ein Produkt, das in einem Viertel der Zeit am Markt keinen Wert hat. In Summe belaufen sich die Ineffizienzen also auf rund 1 Mrd. Euro. Diese Kosten wären mit einer intelligenten Planung und Entwicklung des Stromsystems reduzierbar.

Kann das ElWG hier also Abhilfe schaffen?

Das ElWG geht absolut in die richtige Richtung. Aus unserer Sicht ist zentral, dass die Notwendigkeiten einer effizienteren Betriebsweise – von Spitzenkappung bis Digitalisierung – erkannt wurden. Um die Volatilität der Erneuerbaren besser in den Griff zu bekommen, müssen wir stärker digitalisiert sein, um auch schneller reagieren zu können. Variable Tarife müssen verstärkt implementiert werden, damit die Preissignale auch bei den Endkunden ankommen.

Das Gesetz ist eine Grundlage, jetzt muss aber auch die Umsetzung funktionieren. Für den Netzausbau werden das EABG und die UVPG-Novelle entscheidend sein. Wenn man diese zwei weiteren notwendigen Gesetzespakete auf neue Füße stellt, dann wird einiges effizienter und schneller in den Genehmigungen laufen.

Befürchten Sie trotz des „überragenden öffentlichen Interesses“, das das EABG Netzinfrastrukturprojekten einräumen soll, noch Blockaden?

Ich glaube, es ist entscheidend, wie die Politik zu Infrastrukturprojekten steht. In der Vergangenheit wurde die Notwendigkeit von Hochspannungsleitungen oft in Frage gestellt. Bei unserem aktuell neuesten Projekt, dem Netzraum Kärnten, sehen wir das Verständnis und Committment der Politik für den Ausbau der Infrastruktur. Die Frage der Trassenführung, bzw. in welcher Gemeinde diese verlaufen soll, wird wohl weiterhin diskutiert werden. Das „not in my backyard“-Denken ist noch immer da.

Das überragende öffentliche Interesse wird insofern etwas bringen, weil dann bei den Umweltverträglichkeitsprüfungen eine klare Priorisierung für relevante Infrastrukturprojekte hergestellt wird. Bisher waren alle Materiengesetze gleichgestellt. Wenn Projekte, die der Energiewende dienlich sind, aber ein überragendes öffentliches Interesse genießen, wird es auch für das Gericht künftig einfacher sein, Entscheidungen zu treffen.

In den USA werden zum Betrieb von Rechenzentren teilweise Gasturbinen in Betrieb genommen, da der Netzausbau und -anschluss nicht schnell genug möglich wäre. Lassen sich Entwicklungen wie der Boom von Rechen- und Datenzentren überhaupt absehen und in den österreichischen Netzinfrastrukturplänen am Reißbrett darstellen?

Die Realität kann solche Pläne immer überholen, aber das soll keine Ausrede sein. Man muss in Szenarien denken und gewisse Entwicklungen antizipieren. Das EABG würde durch die Zonierung und Flächenausweisung schon viele Fragen vorwegnehmen. Man muss aber dazusagen, dass großen Infrastrukturprojekte, also unsere „Stromautobahnen“, nie in Frage gestellt wurden. Die werden wir ohnehin so bauen müssen, wenn wir Zugang zu preisgünstigem Strom haben wollen. Ob es in gewissen Bereichen dann Optimierungen braucht, weil dort ein Rechenzentrum mehr oder ein Kraftwerk weniger steht, kann natürlich nicht ausgeschlossen werden. Aber das große Bild erschließt sich für uns jetzt schon

Unserer Meinung nach sollte der ÖNIP neu analysiert, berechnet und auch politisch neu diskutiert werden.

Gerhard Christiner, APG-Vorstand

Wie bewerten Sie in dieser Hinsicht den aktuellen Österreichischen Netzinfrastrukturplan (ÖNIP)?

Unserer Meinung nach sollte der ÖNIP neu analysiert, berechnet und auch politisch neu diskutiert werden. Für das Jahr 2040 geht der ÖNIP von einem Zubau von 40 GW Photovoltaik aus. Eigentlich sind sich aber alle Akteure einig, dass die PV in diesem Plan übergewichtet ist. Ob im Jahr 2040 in Österreich 140 oder 150 TWh Strom verbraucht werden, ist für den Netzausbau nicht so relevant. Entscheidend für die Dimensionierung der Netze ist die Frage welche Photovoltaik- bzw. Windleistung bis 2040 ausgebaut wird.

Sind sich über diesen Zusammenhang in Österreich alle Entscheidungsträger bewusst?

Dieses gesamthafte Verständnis ist in Österreich nicht so ausgeprägt. In den letzten Jahren lag der Fokus stark auf dem Ausbau der Erneuerbaren, vor allem auf Wind und PV. Unsere mahnenden Worte als Netzbetreiber, dass es auch Investitionen in die Stromnetze braucht fanden sehr wenig Gehör.

Dabei haben Sie in den vergangenen Jahren oft recht drastische Worte gewählt – man würde „Erneuerbare ins System hineinpressen,“ bald in eine „eklatante Schieflage“ kommen und man habe sich von „ideologischen Fantasien leiten lassen“. Den politischen Entscheidungsträger richteten Sie aus, „sich schon etwas tiefergehend mit der Materie befassen“ zu müssen. Waren das Hilfeschreie, haben Sie sich nicht gehört gefühlt?

Wir haben kommen sehen, dass die Systemkosten massiv nach oben schießen, wenn wir den Erneuerbaren-Ausbau in dieser Form weiterführen, ohne dabei den Netzausbau miteinzubeziehen. Politisch wurde aber erst umgeschwenkt, als die Defizite schon sichtbar waren. Und diese Defizite jetzt aufzuholen, dauert und kostet. Österreich hat sich mit dem Gedanken „Wind und Sonne schicken keine Rechnung“ in diese Situation hineinmanövriert.

Insofern waren es vielleicht Hilfeschreie, dass auch auf jene gehört wird, die das System kennen und auch betreiben. Ich habe auch viele Diskussionen erlebt, ob es wirklich so viele Redundanzen im System braucht und ob das nicht zu teuer wird. Ich habe aber eine gewisse Verantwortung – wenn dann etwas passiert wie in Spanien im April 2025, und der Hut brennt, sind alle weg, die vorher gesagt haben, man braucht den Netzausbau nicht und das kostet zu viel.