E-Control zu Stromspeichern: „Anfragen übersteigen den Bedarf massiv“

Der starke Ausbau kleinerer PV-Anlagen hat das Stromnetz in Bedrängnis gebracht. Bei Batteriespeichern ist man daher vorsichtiger. Die E-Control setzt die Kriterien für ein Aussetzen der Netzgebühren für Speicher sehr eng und erntet damit Kritik. Die Einschränkungen seien „technisch gut begründbar“, sagt E-Control-Vorstand Alfons Haber. „Unsere Netzspitzenlast liegt bei rund 11 Gigawatt – wir haben Speicheranfragen von 25 Gigawatt. Nicht jeder Speicher ist automatisch netzdienlich“, so Haber. Es gehe nicht darum, den Ausbau von Speichern zu verhindern, aber „je größer die Befreiungen für einzelne Netzbenutzer, desto mehr müssen Gewerbe, Industrie und Haushalte im Gegenzug zahlen“.

Durch die Energiewende steigen die Netzgebühren in Österreich. Was kommt da in den nächsten Jahren noch auf uns zu?

Alfons Haber: Grundsätzlich berechnen sich die Netztarife – vereinfacht gesagt – aus den Kosten, die für das Netz anfallen, geteilt durch die Abgabemengen. Die Netzausbaukosten werden in den nächsten Jahren weiter steigen – aber jetzt kommt das wichtige Gegengewicht: Wir gehen davon aus, dass der Verbrauch ebenfalls steigen wird, etwa durch Datenzentren und mehr E-Autos. Das kann dazu beitragen, dass der Anstieg der Netztarife geringer ausfällt, als die reinen Investitionskosten vermuten lassen. Man muss immer beide Aspekte zusammen betrachten. Beim Anstieg der Kosten seitens der Netzbetreiber achten wir darauf, dass die Investitionen angemessen und effizient und dass von den Netzbetreibern auch wirklich kostengünstig investiert wird. Aber klar ist, eine stabile Netzinfrastruktur ist notwendig, damit die Energiewende auch möglich wird, und das muss finanziert werden.

Was sind die großen Treiber dieses Anstiegs?

Wir brauchen sowohl mehr Übertragungs- als auch mehr Verteilernetze, und dazu kommen die gestiegenen Einkaufskosten: Ein Transformator hat sich in den letzten fünf bis zehn Jahren massiv verteuert, Leitungen sind teurer geworden. Wir wollen mehr Erzeugungsanlagen und mehr Verbraucher ans Netz anschließen, das ist ein wesentlicher Treiber. Es gibt allerdings Maßnahmen im neuen Elektrizitätswirtschaftsgesetz, die gegensteuern. Digitalisierung und Standardisierung sind zentrale Hebel: Netzbetreiber können beispielsweise feststellen, welche Regionen stark ausgelastet sind und punktuell investieren. Außerdem setzen wir verstärkt auf Flexibilisierung, also den Verbrauch an die Erzeugung anzupassen. Dafür wurden auch neue Tarife geschaffen.

Jetzt läuft bis 24. Juli die Begutachtung der Grundsatzverordnung für die Systemnutzungsentgelte. Was sind die großen Änderungen?

Durch das neue Elektrizitätswirtschaftsgesetz wird endlich eine tiefgreifende Neugestaltung der Systemnutzungsentgelte ermöglicht. Etwas, das die E-Control bereits seit dem Jahr 2016 versucht, umzusetzen. Wir schreiben die Regeln also neu, beginnend beim Netzanschluss: Was zahlt man dafür, wie ist die Verrechnung? Und wir gestalten die Netzentgelte künftig verursachungsgerechter. Ein weiterer wesentlicher Punkt ist außerdem die Systemdienlichkeit. Was wir sicherstellen wollen: Die Kosten für den Netzanschluss sollen in etwa gleich bleiben. Was sich aber wesentlich ändert: Im Verteilerbereich und bei Haushaltskunden wird künftig gelten, was im Gewerbe- und Industriebereich schon vorgesehen ist – wer das Netz stark beansprucht, zahlt entsprechend mehr. Im Gewerbe- und Industriebereich wird sich vergleichsweise wenig ändern. Wichtig dabei zu sagen ist, dass das Gesamtaufkommen der Netzkosten gleich bleibt, es aber zu einer verursachungsgerechteren Verteilung kommen soll.

Wie viele Stellungnahmen gibt es schon, und lassen sich Anpassungen ableiten?

Wie viele Stellungnahmen es letztendlich geben wird, wissen wir genau erst nach Ende der Begutachtungsfrist. Prinzipiell sind Stellungnahmen ein wichtiges Instrument, wir beobachten und analysieren sie, und wo sie gut begründet sind, fließen sie in die Überarbeitung ein. Allerdings muss man zwischen Stellungnahmen und Lobbying unterscheiden. Was wir stark spüren: Jeder spricht von Speichern, wir brauchen so viele davon. Und ja, wir brauchen mehr Speicher. Aber die Anfragen übersteigen den tatsächlichen Bedarf massiv. Unsere Netzspitzenlast liegt bei rund 11 Gigawatt – wir haben Speicheranfragen von 25 Gigawatt. Nicht jeder Speicher ist automatisch netzdienlich, und es geht uns definitiv nicht darum, Vorhaben zu verhindern. Sondern es geht vielmehr darum, ein gutes Gleichgewicht zu halten: Je größer die Befreiungen für einzelne Netzbenutzer, desto mehr müssen Gewerbe, Industrie und Haushalte im Gegenzug zahlen. Das ist keine abstrakte Warnung, sondern eine rechnerische Konsequenz.

Wie definiert sich bei Batteriespeichern genau diese Netzdienlichkeit?

Erlauben Sie mir ein Beispiel. Wenn eine Transformatorstation stark belastet ist und eigentlich ein zweiter Transformator gebaut werden müsste – dieser Bau kann zeitlich verzögert oder sogar ersetzt werden, wenn Sie für diese Stunden einen Batteriespeicher dort positionieren. In diesem Fall ist der Batteriespeicher netzdienlich. Man kann zeigen, dass die Kostenbefreiung über die Jahre etwa so hoch oder niedriger ist als die eingesparten Ausbaukosten. Aber nicht jeder Standort ist für eine solche Funktion geeignet.

Wie wird diese Netzdienlichkeit in der Praxis überprüft?

In der Grundsatzverordnung haben wir sieben unterschiedliche Fälle von Systemdienlichkeit beschrieben. Die strengste Variante ist eine 20-jährige Befreiung mit kumulativ zu erfüllenden Kriterien: Der Netzbetreiber muss den Bedarf dokumentieren, den Standort auswählen und bestätigen, dass der Speicher eine Netzausbaumaßnahme tatsächlich ersetzt. Daneben gibt es aber noch sechs weitere Möglichkeiten und auf die wollen wir den Schwerpunkt legen. Ein Beispiel: Wer sich bereit erklärt, zweimal täglich für jeweils zwei Stunden seinen Netzbezug einschränken zu lassen, bekommt eine Reduktion des Leistungspreises um 75 Prozent. Das ist ein echter Anreiz, und für Batteriespeicher ein sehr gut anwendbares Modell.

Die großen Betreiber sagen, die Kriterien seien so eng gefasst, dass praktisch kaum ein Batteriespeicher darunter fällt. Können Sie das nachvollziehen?

Das lässt sich nachvollziehen, ist aber technisch gut begründbar. Wir haben tausende Kilometer Stromleitungen und mehrere hundert Umspannwerke in Österreich. Unter all diesen Standorten wirklich jene herauszufiltern, bei denen Systemdienlichkeit gegeben ist, erfordert Präzision. Ein Gegenbeispiel: Ein Investor baut zwei Batteriespeicher – einen in einer Region mit viel Wind- und PV-Einspeisung, einen anderen neben einem Großverbraucher. Der erste lädt dann, wenn die Energiepreise niedrig sind und das Netz entlastet werden muss. Der zweite würde nach derselben Logik auch dann laden, wenn der Großverbraucher Strom bezieht – und würde damit das vorgelagerte Netz zusätzlich belasten. In diesem Fall ist er nicht netzdienlich. Standort und Betriebsweise sind entscheidend.

In Deutschland gibt es keine Netzdienlichkeitsprüfung für Batteriespeicher. Warum ist das in Österreich notwendiger?

Weil die beiden Märkte in dem Fall nicht vergleichbar sind. Deutschland hat eine rund siebenfache Spitzenlast – etwa 70 Gigawatt gegenüber unseren rund 11 Gigawatt. Gleichzeitig hat Österreich bereits mehr als neun Gigawatt an Speicherkapazität, während Deutschland insgesamt nur auf rund sieben Gigawatt kommt. Deutschland braucht massiv mehr Speicher, weil Pumpspeicher sich nicht so schnell bauen lassen wie Batteriespeicher. In Österreich werden wir zwischen drei und fünf Gigawatt zusätzlich benötigen – das ist unumstritten. Aber die Verhältniszahlen sind fundamental andere.

Sie sagen, drei bis fünf Gigawatt werden benötigt. In welchem Zeitraum?

In den nächsten zehn Jahren.

Bei Photovoltaik wurde die Förderung zurückgefahren, weil der Markt den Zubau selbst trägt. Wann rechnen Sie damit, dass das bei Speichern ähnlich sein wird?

Das ist schwer zu beantworten, weil ich davon ausgehe, dass zunehmend viele Speicher hinter dem Zähler eingesetzt werden. Wer eine Photovoltaikanlage hat und den Strom tagsüber ins Netz verkaufen würde, bekommt in den Mittagsstunden oft nur ein bis zwei Cent pro Kilowattstunde, manchmal sogar negative Preise. Wer diese Energie zwischenspeichert und nachts selbst nutzt, erzielt einen deutlich höheren wirtschaftlichen Ertrag. Das ist eine rein ökonomische Überlegung, die jeder für sich selbst trifft. Ich gehe davon aus, dass in diesem Bereich noch sehr viel kommen wird, ohne dass netztarifliche Unterstützung nötig wäre.

Die Begutachtung läuft bis 24. Juli. Wie geht es dann konkret weiter, damit die neuen Tarife ab 1. Jänner 2027 gelten können?

Die Grundsatzverordnung wird über den Sommer überarbeitet. Wir gehen davon aus, dass sie im September bei der E-Control beschlossen werden kann. Parallel dazu werden im Oktober und November die Tarife berechnet – das Ergebnis ist dann die Systemnutzungsentgelte-Tarife-Verordnung, die die konkreten Netztarife festlegt. Diese geht ebenfalls in Begutachtung und soll im Dezember erlassen werden, sodass sie ab 1. Jänner 2027 gilt. Es ist ein enger, aber machbarer Zeitplan, und wir sind gut aufgestellt, ihn zu halten.