Deutschland rechnet vor, wie viel zusätzliche Photovoltaik mit Speichern in bestehende Netze passt. Österreich streitet darüber, wer die dafür nötige Flexibilität bezahlt. Beide Debatten führen zur selben Größe, die bisher in kaum einer Netzplanung eine Hauptrolle spielte: der Uhrzeit.

Wann und wo

Vor wenigen Tagen haben wir an dieser Stelle gefragt, ob das Energiesystem mit seinen eigenen Technologien Schritt halten kann. Windauktionen sind doppelt überzeichnet, Wärmepumpen im Neubau Standard, ein Labormodul aus III-V-Weltraumsolarzellen erreicht 34,4 Prozent Wirkungsgrad. Die Technik rennt.

Wo sie ausgebremst wird, verraten allerdings keine Jahressummen. Denn ein Stromnetz ist nicht in allen 8.760 Stunden eines Jahres gleichermaßen überlastet. Eng wird es oft in wenigen Stunden – dann, wenn viele Anlagen gleichzeitig einspeisen oder viele Verbraucher gleichzeitig Strom beziehen wollen.

Beim Oesterreichs Energie Kongress in der Wiener Hofburg hat ausgerechnet der Regulator diese Verschiebung auf den Punkt gebracht. E-Control-Vorstand Michael Strebl sagte vor mehr als 800 Teilnehmenden: „Es wird immer wichtiger sein, wann und wo der Kunde seinen Strom bezieht.“

Dieser Satz ist der rote Faden durch die Meldungen dieser Woche. Wie viel er wert ist, lässt sich in Deutschland gerade erstaunlich präzise beziffern.

Deutschland: 150 GW PV an bestehenden Umspannwerken?

Das Fraunhofer IEE hat im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft durchgerechnet, was passiert, wenn an bestehenden Umspannwerken intelligent gesteuerte Batteriespeicher arbeiten. Das Ergebnis klingt fast zu gut: An 1.313 ländlichen, stark erneuerbar geprägten Umspannwerksstandorten identifiziert die Kurzstudie ein technisches Potenzial für rund 150 GW zusätzliche PV-Leistung.

Der Hebel liegt in der Gleichzeitigkeit. Im zentralen Szenario wird die angeschlossene Erzeugungsleistung auf das Doppelte der vom Transformator gleichzeitig übertragbaren Leistung ausgelegt. Der Speicher soll verhindern, dass diese Leistung zeitgleich vollständig über den Transformator abfließen muss. Abgeregelt werden müsste laut Modell dennoch nur rund 1 Prozent des zusätzlichen Solarstroms. Der Speicher schluckt die Mittagsspitze und gibt den Strom am Abend wieder ab.

Wer daraus schon fertige Anschlusszusagen ableitet, rechnet allerdings zu schnell. Die Forscher haben Betriebsdaten von 20 Transformatoren an 13 Umspannwerken ausgewertet und per Ähnlichkeitsanalyse hochgerechnet. Wirtschaftlichkeit und Genehmigung entscheiden sich am einzelnen Standort.

Umso bemerkenswerter ist, wie intensiv der Markt bereits Speicherprojekte vorbereitet.

Speicher im Portfolio

Sungrow und be.storaged haben einen Rahmenvertrag für Großspeicherprojekte geschlossen und planen für die kommenden zwei Jahre eine Projektpipeline von 1,6 GWh. Parallel haben Engie Deutschland und Return ihre Partnerschaft auf 400 MW vertraglich vereinbarte Batteriespeicher-Flexibilität ausgeweitet. Grundlage ist ein virtuelles Flexibility Purchase Agreement: Return bündelt die Flexibilität mehrerer Batteriespeicher in einem Virtual Flexibility Portfolio, Engie greift über eine einzige Schnittstelle darauf zu.

Funktional ähnelt dieses Portfolio einem virtuellen Kraftwerk, wie man es aus der Photovoltaik kennt. Gehandelt wird dort allerdings mit einer anderen Ware: mit der Fähigkeit, Strom zu einem bestimmten Zeitpunkt aufzunehmen oder abzugeben.

Dieses Geschäftsmodell stößt genau dort an, wo auch die PV anstößt: am Netzanschluss. Das Fraunhofer IEE arbeitet deshalb an flexiblen Netzanschlussvereinbarungen. Speicher bekämen dabei nicht jederzeit die volle Leistung garantiert, könnten dafür aber früher ans Netz gehen.

Was für Batterien diskutiert wird, beansprucht inzwischen auch die Wärmewirtschaft für sich.

Wärme, Biogas und Geld

Im AgNes-Prozess, mit dem die deutsche Bundesnetzagentur die Netzentgelte neu ordnet, wehrt sich der Fernwärmeverband AGFW dagegen, Großwärmepumpen und Elektrokessel wie gewöhnliche Großverbraucher zu behandeln. Seine Begründung: Mit einem Wärmespeicher im Rücken können diese Anlagen Strom genau dann aufnehmen, wenn das Netz ihn loswerden muss. Ob die deutsche Behörde dieser Lesart folgt, ist offen.

Wie weit das Denken in Zeitfenstern inzwischen reicht, zeigt ein Fraunhofer-Projekt aus der Landwirtschaft. BioBatSys kombiniert Biogasanlagen mit Batteriespeichern – zwei Technologien mit völlig unterschiedlichem Takt. Die Batterie liefert Leistung für Sekunden und Stunden; Biogas lässt sich über längere Zeiträume speichern und bei Bedarf zur Erzeugung von Strom und Wärme nutzen. Im laufenden Pilotbetrieb wird erprobt, ob solche Systeme Lastspitzen kappen und bei passender Auslegung Notstromaggregate ergänzen oder teilweise ersetzen können.

Damit aus solchen Konzepten Anlagen werden, braucht es Kapital. Der Deutschlandfonds soll mit rund 30 Mrd. Euro an öffentlichen Mitteln und Garantien Investitionen von insgesamt etwa 130 Mrd. Euro mobilisieren. Das KfW-Programm 570 „Erneuerbare Energien – Plus“ bietet zinsgünstige Kredite bis zu 150 Mio. Euro je Vorhaben für Projekte wie PV, Speicher oder Großwärmepumpen.

Deutschland verfügt also über Projekte, Geschäftsmodelle und mehrere angekündigte Finanzierungs- und Förderinstrumente. Die heikelste Frage stellt sich trotzdem erst am Ende der Kette – und genau dort steckt Österreich gerade mitten in der Diskussion.

Österreich: Fünf Gigawatt Ziel, bis zu 30 Gigawatt angefragt

Mit dem im Juni beschlossenen Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungsgesetz hat Österreich erstmals ein Ziel von fünf Gigawatt kumulierter Batteriekapazität bis 2030 festgeschrieben. Der Gesetzestext nennt den Wert in Gigawatt und meint damit ein Leistungsziel. Beim ersten Forum Batteriespeicher Österreich in Wien bezifferte der heuer gegründete Bundesverband Energiespeicher Österreich das mögliche Investitionsvolumen mit rund fünf Milliarden Euro und etwa 1.000 Arbeitsplätzen. Förderungen, so der Verband, brauche es dafür keine – wohl aber passende Regeln.

Wie groß der Andrang tatsächlich ist, zeigte eine Zahl, die Tara Esterl vom AIT beim Kongress präsentierte. Nach ihren Angaben summieren sich die Speicheranfragen in Österreich auf 25 bis 30 GW Speicherleistung – bei einer Spitzenlast des ganzen Landes von rund 11 GW. Längst nicht jedes dieser Projekte wird gebaut. Die Zahl macht aber deutlich, dass auch Speicher um knappe Netzkapazität konkurrieren.

Welche davon ans Netz kommen sollen, ist damit endgültig zur Regulierungsfrage geworden. Staatssekretärin Elisabeth Zehetner warnte beim Kongress davor, Speicher automatisch als netzdienlich zu betrachten. Beim Speicherforum richtete sie den Blick auf die Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung, an der die E-Control gerade arbeitet: „Die Regulierung muss mit der Realität Schritt halten.“

Wie diese Realität in Tarife übersetzt wird, darüber gehen die Meinungen allerdings weit auseinander.

Der Streit ums Netzentgelt

Die Speicherbranche holte sich für ihre Position Unterstützung aus Deutschland. Urban Windelen, Bundesgeschäftsführer des Bundesverbands Energiespeicher Systeme, argumentierte beim Forum in Wien, Speicher bildeten eine vierte Säule neben Erzeugung, Transport und Verbrauch: „Speicher ist Flexibilität. Da wird nichts erzeugt, da wird nichts verbraucht.“ Wer Strom ins selbe Netz zurückspeist, solle daher nicht wie ein Endkunde Entgelte zahlen.

Beim Kongress von Oesterreichs Energie kam die Antwort aus der Regulierungsbehörde. E-Control-Vorstand Alfons Haber kritisierte eine pauschale, von der Speicherbranche geforderte 20-jährige Befreiung von Netzentgelten und widersprach der Vorstellung, Speicher würden ohne eine solche Befreiung nicht gebaut. Zugleich stellte er klar, dass eine stärker leistungsbezogene Tarifierung kommen wird. Nach seinen Berechnungen könnten mehr als drei Viertel der Haushalte von einer verursachungsgerechteren Struktur profitieren.

Wo die E-Control die Grenze ziehen will, zeigt ihr Begutachtungsentwurf der Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung, die ab 2027 gelten soll. Der Begutachtungsentwurf sieht eine Befreiung vom Netznutzungs- und Netzverlustentgelt für bis zu 20 Jahre vor – allerdings nur für Speicher, die als systemdienlich eingestuft sind und deren Netzbezug ausschließlich zum Laden für eine spätere Wiedereinspeisung dient. Dazu kommen ein Flexibilitätsvertrag mit dem Regelzonenführer und das Recht des Netzbetreibers, den zulässigen Betriebsbereich in beide Energierichtungen einzuschränken. Österreichweit ist die Regelung auf 5 GW Engpassleistung begrenzt. Für flexible Netznutzung sieht der Entwurf zudem prozentuelle Abschläge vor.

So unterschiedlich beide Positionen klingen, sie treffen sich in einem Punkt: Über den Wert eines Speichers entscheidet, wann er lädt. Umstritten ist, wer diese Flexibilität bezahlt.

Diese Verteilungsfrage stellt sich im Kleinen genauso wie im Großen – und in Kärnten lassen sich beide Maßstäbe gerade nebeneinander beobachten.

Kärnten: Leitung und Verrechnungsgemeinschaft

Im Großen plant die APG. Seit 15. September ist der Planungsstand für den Netzraum Kärnten öffentlich: rund 193 Kilometer von Lienz in Osttirol bis Obersielach. Etwa ein Viertel davon verläuft abseits der ursprünglichen Grobtrasse – das Ergebnis von Fachuntersuchungen und Hunderten Gesprächen mit Gemeinden und Grundeigentümern. Das Projekt erinnert daran, dass Flexibilität Transportkapazität über große Distanzen nicht ersetzen kann.

Im Kleinen wachsen die Energiegemeinschaften. Rund 22.000 von 310.000 Zählpunkten im Netzgebiet der KNG-Kärnten Netz sind bereits in Energiegemeinschaften gemeldet, jährlich werden etwa 60 GWh ausgetauscht. Eva Tatschl-Unterberger, Geschäftsführerin der KNG-Kärnten Netz, dämpfte beim Kongress allerdings die Erwartung, dass damit automatisch das Netz entlastet werde: „Eine Energiegemeinschaft ist zunächst eine Verrechnungsgemeinschaft.“ Einen netzdienlichen Effekt haben sie laut Tatschl-Unterberger nur dann, wenn Erzeugung und Verbrauch räumlich und zeitlich zusammenpassen. Sie warnte deshalb davor, die Netzentgeltrabatte bei wachsender Teilnehmerzahl unverändert fortzuschreiben.

Dass eine Anlage zugleich Verbraucher und Speicher sein kann, zeigt ein Beispiel aus Oberösterreich.

Linz: Fernwärme als Stromspeicher

Das AIT hat für die Linz AG modelliert, wie die Linzer Fernwärme bis 2040 ohne fossile Energie auskommen kann. In einem wirtschaftlich tragfähigen, klimaneutralen Mix stammt die Wärme ungefähr zu je einem Drittel aus Abfall-KWK, Power-to-Heat und erneuerbaren Energieträgern. Elektrokessel und Großwärmepumpen erweisen sich in allen untersuchten Szenarien als wirtschaftlich vorteilhaft – vorerst in der Modellrechnung, aber mit klarer Richtung.

Der Grund liegt wieder in der Uhrzeit. Eine Großwärmepumpe mit Wärmespeicher nimmt Strom auf, wenn er reichlich und billig ist, und liefert die Wärme dann, wenn sie gebraucht wird. Die Studie setzt dabei auf großvolumige Wärmespeicher, insbesondere Kavernenspeicher mit bis zu einer Million Kubikmetern. Damit steht Linz vor derselben Einordnungsfrage, die in Deutschland der AGFW und in Österreich die Speicherbranche stellen.

Was Österreich aus dem Norden mitnehmen kann

Legt man beide Länder nebeneinander, ergänzen sich die Befunde. Deutschland zeigt vor allem, wie viel mehr aus bestehenden Netzen herauszuholen wäre. Österreich zeigt, wie schwer es ist, den Preis dafür fair zu verteilen. Für heimische Netzbetreiber und Planer lohnt der Blick nach Norden: Flexible Anschlussmodelle und die Frage, ob Speicher und Power-to-Heat Verbraucher oder Flexibilität sind, werden auch hierzulande zu klären sein.

Franz Angerer von der Österreichischen Energieagentur benannte beim Kongress die Grenze, an der jedes Marktmodell endet: „Der Markt kann die Physik nicht schlagen.“ Michael Baminger, neuer Präsident von Oesterreichs Energie, legte nach – und drehte dabei einen Werbespruch um, mit dem die Photovoltaikbranche seit Jahren gerne das Gegenteil behauptet: Wo es dort heißt, die Sonne schicke keine Rechnung, hielt Baminger fest: „Die Sonne schickt eine Rechnung.“

Die Uhrzeit wird zum Betriebsmittel

Auf dieser Rechnung steht immer öfter eine Uhrzeit. Ein Netz, das um zwölf Uhr mittags voll ist, hat um drei Uhr früh Reserven. Eine Wärmepumpe muss nicht heizen, während jemand duscht. Und ein Speicher entfaltet seinen größten Wert dort, wo wenige Engpassstunden über Millioneninvestitionen entscheiden.

Für die Elektrobranche reicht die Arbeit damit weit über den Anschluss hinaus – bis zur Frage, nach welchen Signalen ein Energiemanagement Leistung bezieht oder abgibt. KI-gestützte Steuerung wird dabei als mögliche Weiterentwicklung diskutiert. Tobias Glück vom AIT zog dafür beim Kongress eine klare Linie: „Human in the Loop bleibt Pflicht.“ Sicherheitsrelevante Entscheidungen in kritischer Infrastruktur solle eine KI heute nicht vollständig autonom treffen.

Neben Kilowatt und Kilowattstunde tritt damit die Uhrzeit. Und wo sie allein nicht reicht, braucht es weiterhin Kupfer.