Künftig viel mehr Strom nötig als bisher gedacht

Künftig viel mehr Strom nötig als bisher gedacht

Geschrieben am 14. März 2018

Das Stromangebot aus Wasserkraft soll bis zum Jahr 2030 um 15 bis 20 Prozent anwachsen, verglichen mit 2016. Windstrom soll es bis dahin jedoch vier Mal so viel geben und PV-Strom sogar mehr als zehn Mal so viel, ergaben neue Berechnungen. Zu den momentan 1.200 Windrädern in Österreich, die meist in NÖ und dem Burgenland stehen, müssten weitere 1.700 dazukommen - oder man ertüchtigt bestehende Windanlagen.

Bei Photovoltaik reicht das von der neuen Regierung angekündigte 100.000-Dächer-Programm bei weitem nicht aus - nach neuen Daten der E-Wirtschaft müssten 200.000 neue PV-Anlagen errichtet werden, aber Jahr für Jahr. Bis 2030 wären das in Summe rund 2,4 Millionen neue PV-Anlagen, wenn man dabei von den in der Regel jeweils 5 kW peak Leistung ausgeht. Dafür wären 115 Quadratkilometer Dachfläche nötig, es gibt aber im ganzen Land nur circa 170 km2 lohnend nutzbare Dachflächen, sagt die Branche.

Damit 2030 der Stromverbrauch von 88 Terawattstunden (TWh) zu 100 Prozent und nicht nur zu 85 Prozent bilanziell „sauber“ ist, müssen bis dahin 35 TWh an erneuerbaren Kapazitäten dazugebaut werden - und nicht wie bisher von der E-Wirtschaft angenommen 20 TWh. Bisher ging der Branchenverband Oesterreichs Energie von je 6 bis 8 TWh PV, Wind- und Wasserkraft aus, die bis 2030 zusätzlich erforderlich sind. Nun wollen die Versorger zwar das Angebot an Wasserkraftstrom weiterhin um die schon bekannten 6 bis 8 TWh erhöhen, jenes aus Wind aber um 15 TWh und das aus PV um 14 TWh anheben. Im Jahr 2016, als der Stromverbrauch in Österreich (inklusive Nettostromimporte) insgesamt 72,8 TWh betrug, an „sauberem“ Strom stammten von der heimischen Erzeugung 40,8 TWh aus Wasserkraft, 5,4 TWh aus Windkraft und 1,1 TWh aus PV.

Weil mit dem zusätzlichen Wind- und Solarstrom auch mehr Volatilität ins System kommt - diese Energieformen stehen ja nicht immer wie gewünscht zur Verfügung -, sind erst recht weiterhin kalorische Kraftwerke samt Kraft-Wärme-Kopplung, aber auch erhebliche Verstärkungen des Stromnetzes erforderlich, auch im Niederspannungsbereich. Denn vor allem der PV-Strom wird kleinteilig und sehr lokal eingespeist, und der regional erzeugte Windstrom muss über große Strecken in die großen Verbrauchszentren gebracht werden.

Wenn die Regierung in zwölf Jahren 100 Prozent Strom aus erneuerbaren Energien haben wolle, müsse sie dafür auch die Rahmenbedingungen schaffen, betonte die Generalsekretärin von Oesterreichs Energie, Barbara Schmidt, am Donnerstagabend. So sollte sich etwa in der demnächst vorliegenden Klima- und Energiestrategie auch ein Bekenntnis zu leistungsfähigen, starken Stromnetzen finden. Um weiter ein Netz zu haben, das mit nur 30 Minuten Ausfall pro Jahr „Benchmark-Meister“ sei, erfordere dies ständig weitere Investitionen, gerade im Niederspannungsbereich, auf den viel PV-Strom zukomme, der aber trotzdem weiter hohe Versorgungsqualität gewährleisten solle, sagte Werner Steinecker, Chef der Energie AG Oberösterreich (EAG): „Die Politik ist akut gefordert, uns bei der Planungssicherheit und der Verfahrensbeschleunigung zu helfen.“ Allein mit der Verabschiedung diese Woche im Ministerrat stehe das „Standort-Paket“ noch nicht im Gesetz, so Schmidt.

Nötig seien auch weiterhin kalorische Kraftwerke - zum Ausgleich von Tages- oder jahreszeitlichen Schwankungen von Verbrauch und Erzeugung bzw. zur Netzstabilisierung insgesamt. Bilanztechnisch 100 Prozent erneuerbaren Strom könne die Branche schaffen, so der EAG-Chef, „die Gasverstromung muss aber aushelfen“. Denn Windstrom etwa von der Parndorfer Platte im Burgenland stehe im Schnitt nur 2.500 bis 2.700 Stunden im Jahr zur Verfügung - PV-Strom so wie in Deutschland auch bei uns nur zu rund 1.000 Stunden -, „das Jahr hat aber 8.760 Stunden“.

„Keine Versorgungssicherheit im Winter“

Speziell im Winter biete erneuerbare Erzeugung „keine Versorgungssicherheit“, doch der Ausgleich von Erzeugung und Nachfrage müsse in jeder Stunde gewährleistet sein, sagte EVN-Vorstandsdirektor Franz Mittermayer. Gerade weil die Erzeugung durch höhere Erneuerbaren-Anteile deutlich volatiler werde, seien Gas-Spitzenkraftwerke für die Lastdeckung erforderlich. Im Winter sei eine Leistungsdeckungslücke von 8 GW zu bewältigen, das gehe neben Stromimporten nur über Speicherkraftwerke und eben Gasanlagen. Von der EVN sei voriges Jahr an 163 Tagen mehr als 1000 MW Leistung abgerufen worden. An windstarken Tagen gebe es in NÖ eine Überdeckung, also ein Stromüberangebot - das sei aber übers ganze Jahr nur zu 46 Prozent der Fall. In NÖ seien 250 MW PV installiert, die würden aber nur 1,1 Prozent der gesamten Jahresleistung (Arbeit) von NÖ liefern. An windschwachen Tagen gebe es eine Unterdeckung, die ein Mehrfaches der Überdeckungen zu anderen Zeiten ausmache. Da könnten dann nur Stromzukäufe oder thermische Anlagen helfen. Da der thermische Kraftwerkspark in Österreich überaltert sei, seien hier dringend Ersatzinvestitionen nötig, die nur mit langfristig abgesicherter Wirtschaftlichkeit geleistet werden könnten.

Auch für die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) brachen die E-Wirtschafts-Vertreter eine Lanze. KWK sei „einmal der Stolz in Österreich“ gewesen, jetzt aber etwas ins Abseits geraten, beklagte EAG-Generaldirektor Steinecker. Wiener-Stadtwerke-Vizechef Peter Weinelt verwies darauf, dass KWK-Anlagen die effizienteste Form der Energiegewinnung seien, weil sie aus dem Brennstoff zugleich Strom und Wärme erzeugen. Bei 60 Prozent elektrischem Wirkungsgrad komme man auf Gesamtwirkungsgrade von 86 bis 90 Prozent, zwei Drittel mehr als bei konventionellen Anlagen. Die Primärenergieeinsparung liege weit über 10 Prozent, damit werde auch CO2 eingespart. KWK könne helfen, synthetisches Erdgas zu erzeugen oder Wasserstoff zu verwenden, bei Überschussstrom könne die Nutzenergie zum Beispiel als warmes Wasser gespeichert werden.

„Fehlende Förderung in Österreich“

Allerdings würden KWK-Anlagen in Österreich dieselben Rahmenbedingungen wie in übrigen EU-Ländern benötigen, so Weinelt: „In Europa ist die Stimmung dafür positiv, in Österreich wurde etwas mit der Ökostrom-Novelle angestoßen, jetzt hängen wir aber etwas in der Luft.“ Damit spielte er darauf an, dass die für Energie zuständige Ministerin Elisabeth Köstinger (ÖVP) bei der ausstehenden EU-Notifikation für heimische KWK-Anlagen „die Pause-Taste gedrückt“ hat, wie es aus ihrem Ressort kürzlich geheißen hat. Durch fehlende Förderung in Österreich entstehe jedoch ein Wettbewerbsnachteil, so Weinelt. Auch zur Netzstabilisierung sei KWK nötig, die Einsätze zu diesem Zweck hätten sich verzehnfacht.

Vor besondere Herausforderungen in den Ortsnetzen und kleinen Trafostationen wird die E-Mobilität die Stromwirtschaft stellen - wenn nämlich irgendwann einmal Hunderttausende Autos zum Laden angeschlossen sind. Derzeit ziehe ein Haushalt meist 5 kW, teils auch bis zu 10 kW, aus dem Netz - künftig könnten es pro Stromauto zusätzlich zum Beispiel mindestens 11 kW werden, bei zwei E-Fahrzeugen im Haushalt also plus 22 kWh, bei einem Tesla sogar 50 kW, so EVN-Vorstandsdirektor Mittermayer: „Da werden wir schon Probleme kriegen im Netz.“ Hinzu könnte noch eine 15-kW-Wärmepumpe kommen - im Gegenzug gebe es die Rückeinspeisungen „aus PV-Anlagen auf jedem Dach - die Netze sind dafür nicht ausgelegt“. Die Netze müssten verstärkt werden, um nicht Verbräuche zeitlich verschieben zu müssen. Fürs NÖ-Netz geht die EVN bei 250.000 E-Autos und neuen Wärmepumpen von 10 bis 15 Prozent Verbrauchsanstieg und 20 bis 30 Prozent Leistungsplus aus.

Freilich ließen sich die zusätzlichen Anschluss- und -ausbaukosten für die E-Mobilität nicht einfach über den Leistungspreis, also die verbrauchte Kilowattstunde finanzieren, gaben mehrere Strommanager zu verstehen. Dafür gibt es Netzbereitstellungsentgelte, die werden auch heute etwa bei Einfamilienhäusern kassiert. Die liegen, regional unterschiedlich, bei 200 bis 300 Euro je kW, in Summe bei rund 3.000 Euro, könnten aber für E-Autos auf ein Vielfaches klettern, sollten große Investitionen nötig sein. Die Echtkosten für eine neue 50-kW-Trafostation lägen bei 30.000 bis 50.000 Euro, mehr als 70 Prozent davon werde man wohl nicht „sozialisieren“, also den Netzkosten im Versorgungsgebiet aufschlagen können. Klar sei, dass die Netztarife künftig nicht sinken könnten - da gebe es auch Verständnis seitens des Regulators E-Control.

(APA)