Seit der Jahrtausendwende verändert sich unser Stromsystem mit rasant zunehmender Geschwindigkeit. Die Integration von volatileren erneuerbaren Kraftwerken wie Wind und Photovoltaik haben mittlerweile massive Auswirkungen auf das Stromsystem als Ganzes. Dies gilt nicht nur in technischer, sondern auch in wirtschaftlicher Hinsicht. Jegliches starre Verhalten sowohl von Erzeugung als auch Verbrauch von Strom bei vergleichsweise geringen Speicherfähigkeiten bringt den Markt zunehmend unter Druck. Dies erfordert ein Umdenken – sowohl von Erzeugern als auch von Verbrauchern.
Integration von Erneuerbaren erfordert eine Anpassung des herkömmlichen Strom-Marktmodells
Fokus der letzten 20 bis 30 Jahre war, erneuerbare Kraftwerke mit großzügigen Tarif- und Investitionsförderungen zu errichten, um die fossilen Kraftwerke schrittweise vom Markt zu verdrängen. Dies ist gut gelungen und es findet ein konstanter Ausbau der erneuerbaren Erzeugung statt. Somit steht viel mehr installierte Erzeugungskapazität über Sonne, Wind und Wasser nominal zur Verfügung. Das muss aber nicht bedeuten, dass auch der Anteil an erneuerbarer Erzeugung im Stromsystem in gleichem Maße steigt.
Aus Abbildung 1 wird ersichtlich, dass es gute und schlechtere erneuerbare Strom-Jahre gibt. Dies liegt primär an der österreichischen Groß-Wasserkraft, da diese innerhalb der Erneuerbaren dominierend ist. Somit spielt das Thema Wasser für die Energiepolitik in Zukunft noch viel stärker eine Rolle, als dies in der Vergangenheit schon der Fall war.
Schickt nun Wind, Sonne und Wasser eine Rechnung?
Das stimmt im Grunde, was den Einsatz von Rohstoffen im Betrieb der Stromerzeugung betrifft. Was wir jedoch auf den Stromrechnungen sehen, sind einerseits die Investitionskosten in viele neue Erzeugungsanlagen und steigende Systemkosten, um diese Anlagen in das bestehende Stromnetz zu integrieren. Abgeschriebene erneuerbare Kraftwerke liefern jedoch zu sehr günstigen Energiepreisen. Somit sind die erwähnten Systemkosten für Integration (Netzausbau) und Management (Stabilisierung der Stromversorgung) der volatilen Erzeugung aktuell ein Kostentreiber, aber auch notwendig, damit in Zukunft die Erneuerbaren auch verlässlich und günstig Strom bereitstellen können. Dies wird voraussichtlich noch viele Jahre der Fall sein und ist auch ein Zeichen für den unkoordinierten Ausbau, welcher in einem liberalisierten Markt mit seiner Trennung von Erzeugung, Verteilung und Handel mit Strom durch viele Akteure stattfindet, mit meist sehr unterschiedlichen Interessen.
Die nun in den letzten Jahren unter berechtigte Kritik gekommene Merit-Order im Strommarktmodell ist nur ein Baustein, welcher verdeutlicht, dass eine massive Umwälzung stattfindet. Das primäre Ziel der Merit-Order, nämlich günstige Erzeugung (also Erneuerbare) im Markt zu bevorzugen und dementsprechend zu reihen, funktioniert nach wie vor. Dass sich jedoch die stündliche Preisbildung innerhalb der Merit-Order-Reihung (bei der alle Kraftwerke die Vergütung des teuersten Kraftwerks bekommen) vor allem 2022 zu einem Problem entwickelte, war bittere Realität für Stromkund:innen als auch Energiehändler. Hier benötigt es neue Marktmodelle und Vorschläge (wie bspw. jene von WIFO und Uni Linz) um eine zukunftsfitte und konsensfähige europäische Lösung zu erarbeiten, welche den Energiepreisvorteil der Erneuerbaren auch tatsächlich zu den Endkund:innen bringt.
Die Photovoltaik krempelt den Strommarkt um
Eine Erzeugungstechnologie hat jedoch die Eigenschaft, den Strommarkt im Speziellen zu beeinflussen: Die Photovoltaik hat – ausgelöst durch die hohen Energiepreise 2022 und zusätzlich großzügige Förderungen – den Sprung in den Massenmarkt gemacht. Diese Form der Eigenversorgung wird in weiterer Folge auch früher oder später die Elektrifizierung der Raumwärme (Wärmepumpen) und des Verkehrs (Elektroauto) positiv verstärken.
Der größte Nachteil der Photovoltaik liegt jedoch darin, dass die Volllaststunden nur bei etwa 1.000 Stunden pro Jahr liegen. Das ist wesentlich geringer als bei anderen Technologien, welche bei mehr als 2.200 pro Jahr (Wind) und bis hin zu 6.000 Stunden pro Jahr (bspw. Gaskraftwerk) gehen können. Gaskraftwerke haben damit eine sehr hohe theoretische Verfügbarkeit einer potentiellen Erzeugung, werden jedoch in den meisten Stunden des Jahres praktisch nicht benötigt. Die Notwendigkeit dieser potentiellen Reserve für schwache „erneuerbare Stunden“ des Jahres ist jedoch aktuell gegeben und wird noch Jahre weiter bestehen bleiben. Inwieweit hier systemdienliche Speicher eine Konkurrenz zur Gaskraftwerken darstellen, hängt von den regulatorischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen der kommenden Jahre ab.
Im speziellen Fall der Photovoltaik verteilen sich die 1.000 Stunden Volllaststunden statistisch auf relativ wenige Monate des Jahres. Dies hat zur Folge, dass sich erneuerbare Kraftwerke während immer mehr Stunden des Jahres gegenseitig „kannibalisieren“ und Strom-Marktpreise regelmäßig ins Negative drücken.
.png "© A&W Blog")
Negative Preise erfreuen Kund:innen mit dynamischen Stromtarifen (stündlicher Preisanpassung; sog. Spot- oder Smart-Tarife). Dies kann im Bereich der Haushaltskund:innen aber nur dann empfohlen werden, wenn man in den wenigen Stunden des Tages mit massiven Überschüssen (im Regelfall in den Mittagsstunden) auch hohe Mengen an Strom verbrauchen kann. Dies ist ein Zusatzmehrwert, welcher Elektroautos und stationäre Akkumulatoren (meist in Kombination mit Photovoltaik) bieten, da diese entsprechend große Speicherinhalte bieten, um relevante Mengen zu Negativpreisen einzulagern. Treibt man die ökonomische Optimierung auf die Spitze, kann im Gegensatz zu Zeiten hoher Strompreise (meist Morgen- und Abendstunden) wieder aus dem Speicher ins Netz rückgespeist werden, anstatt diese für den Eigenverbrauch zu verwenden. Diese Art von Arbitragehandel – also das Ausnutzen eines großen Preisunterschiedes zu gewissen Stunden, um daraus durch Ankauf/Verkauf den maximalen Gewinn zu erzielen – ist im kleinen Stil eine technische Spielerei, welche noch die entsprechende Ausstattung und technisches Know-How benötigt, erklärt aber auch, weshalb Speicherbetreiber mit Großprojekten hier ein höchst lukratives Geschäft im großen Stil erkennen.
Nationale Speicherstrategie notwendig, um einen Interessensausgleich zu schaffen
Mit dem Inkrafttreten des Elektrizitätswirtschaftsgesetzes (ElWG) mit Ende 2025 wurde den Speichern eine potentielle Befreiung von entnahmeseitigen Netzentgelten für Bezugsstrom (Laden des Speichers vom Netz) auf 20 Jahre in Aussicht gestellt. Dabei kommt der Systemdienlichkeit eines Speichers und somit einer klaren Definition dieser eine bedeutende Rolle zu. Die technische Notwendigkeit zur Integration von Speichern in unterschiedlichen Größen ins Stromnetz zur Schaffung von Flexibilität ist unumstritten. Das Auftreten von immer mehr Negativpreisstunden bedeutet zwar kostenlose Energie, jedoch auch hohe Systemkosten durch Engpassmanagement und Netzausbau, was letztendlich durch die Netzentgelte durch jeden Stromkunden sozialisiert zu bezahlen ist. Somit sollten Speicher im Stromnetz vorwiegend dazu eingesetzt werden, um Systemkosten zu senken und den Arbitragehandel am Energiemarkt erst gar nicht zu ermöglichen.
Nun stellt das ElWG jedoch auch klar, dass Akteure mit Systemverantwortung (gemeint sind die Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber) nur unter strengen Auflagen und in Ausnahmefällen Speicher selbst betreiben dürfen. Akteure am Energiemarkt werden somit jedoch vorwiegend Speicher für den Energiemarkt betreiben und dies vermutlich unter Ausnutzung der teils hohen Preisdifferenzen, welcher der Energiemarkt immer mehr bietet. Dies könnte die Folge haben, dass in Zukunft Speicherbetreiber mit durchaus hohen Engpassleistungen von mehreren Megawatt dem Energiemarkt folgend ein- oder ausspeichern, und dies gleichzeitig. Geschieht dies ungeregelt und an verschiedenen regionalen Netzknoten, kann dies zu einer Entspannung oder aber auch Verschärfung einer kritischen Situation im Netz führen. Denn ein Negativpreis an der Strombörse bedeutet nicht zwangsläufig, dass auch in einer konkreten Netzregion die Balance zwischen Erzeugung und Verbrauch diese Situation widerspielt, welche am europäischen Strommarkt herrscht. Umso wichtiger ist, dass Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber die Regeln für einen netzdienlichen Speicherbetrieb vorgeben können, wenngleich sie selbst den Betrieb nicht durchführen dürfen.
Die nun verpflichtende Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen (V-NEP) auf Basis des ElWG sollte daher die lokalen Bedingungen miteinbeziehen, um Flexibilitäten am richtigen Ort zu schaffen. Dies umfasst vor allem jegliche Art von Speichern, aber auch bestenfalls regelbare Großverbraucher wie bspw. Rechenzentren und Industrieanlagen, welche einen Beitrag leisten können, um die Stromversorgung zu stabilisieren.
Trotzdem ist auf nationaler Ebene notwendig, eine umfassende Betrachtung über Netzbereiche und Bundesländer hinweg zu machen, um den notwendigen Ausbau an Speichern zu koordinieren. Ziel muss es sein, dass für den Ausbau, den Betrieb und die Erhaltung des Stromnetzes in Summe weniger Kosten anfallen und somit die Netzkosten für alle Stromkund:innen sinken.
Die soziale Dimension der Energiewende bleibt die größte Herausforderung
Während die aktuelle Transformation des Stromsystems eine Spielwiese für technisch Interessierte und vor allem gut ausgestatte Haushalte mit entsprechend Eigentum und Einkommen ist (sogenannte aktive Kund:innen, also jene mit Eigenerzeugung und/oder Teilnahme an Energiegemeinschaften), haben diese Entwicklungen für konventionelle und starre Haushalte (nicht-aktive Kund:innen) Kostensteigerungen zur Folge. Steigende Netz- und Systemkosten sowie Risikoaufschläge im Stromhandel führen in Summe zu hohen Stromkosten beim nicht-aktiven Endkunden trotz stetig sinkender Energieerzeugungskosten zu vielen Stunden des Jahres.
Die steigende Komplexität im Energiebereich führt neben den finanziellen Hindernissen auch dazu, dass nur ein eingeschränkter Kreis an Menschen diesen Entwicklungen folgen kann und dementsprechend auch davon profitiert. Ein Ausgleich unter allen Stromkund:innen, egal ob aktiv oder nicht-aktiv, ist daher dringend notwendig, um das Stromsystem für alle gleich zugänglich zu gestalten und auch alle am Umbau des Gesamtsystems teilhaben zu lassen. Die weitere Integration von erneuerbaren Kraftwerken ist gerade im Hinblick auf sich wiederholende fossile Krisen unumgänglich. Eine politische Steuerung im Sinne einer sozial gerechten Transformation und eines Ausgleichs innerhalb der aktiven und nicht-aktiven Kund:innen ist notwendig, um die kommenden Jahre und Jahrzehnte gesellschaftlich tragfähig zu gestalten.