Unser Stromnetz: Kurzfristige und langfristige Hausaufgaben

Energie & Regulierung. Die Uhr tickt, um Österreichs Stromnetzpläne fit für Photovoltaik und Speicher zu machen, so der PV-Verband. Und die kommenden Jahre stellen noch ganz andere Aufgaben an das Netz, so eine BBH-Studie.

Den 16 größten Netzbetreibern Österreichs bleiben noch rund zwei Wochen um ihre Verteilernetzentwicklungspläne (V-NEPs) zu einem brauchbaren Instrument für die Energiewende zu machen, jedenfalls wenn es nach dem Bundesverband Photovoltaic & Battery Austria (PV&B Austria) geht. Der Verband repräsentiert die Interessen der dezentralen Energieerzeuger aus Sonnenkraft sowie neuerdings auch der Speicher-Anbieter (Battery Energy Storage System, BESS). Und er hat Anfang September die kürzlich zur Begutachtung vorgelegten Entwürfe analysiert. Das Ergebnis: Noch fehlen wesentliche Informationen, damit die V-NEPs eine tatsächliche Planungsgrundlage für den weiteren Ausbau von Photovoltaik (PV) und Batteriespeichern darstellen, heißt es.

Vier Baustellen für das neue Stromnetz

Mit dem Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) sind die Verteilnetzbetreiber erstmals verpflichtet, entsprechende Ausbaupläne zu erstellen und zu veröffentlichen. Die V-NEPs sollen aufzeigen, wie sich die Verteilernetze angesichts des wachsenden Strombedarfs und des Ausbaus erneuerbarer Energien entwickeln werden, welche Maßnahmen zur Erhöhung der Netzkapazitäten geplant sind und wo und wann zusätzliche Anschlusskapazitäten für neue Stromerzeugungsanlagen und Batteriespeicher zur Verfügung stehen, so der PV&B Austria.

Gleichzeitig sollen sie bestehende Netzengpässe sichtbar machen und damit aufzeigen, wo mittel- bis langfristig Möglichkeiten bestehen, diese durch einen flexibleren Netzbetrieb zu bewältigen – etwa durch den gezielten Einsatz von Batteriespeichern. Gut ausgearbeitete V-NEPs bieten so einen konkreten Mehrwert für beide Seiten, wird argumentiert: Sie schaffen eine verlässliche Planungsgrundlage für Projektentwickler und eröffnen Netzbetreibern zusätzliche Möglichkeiten für mehr Effizienz und Flexibilität im Betrieb, heißt es.

„Die V-NEPs sind eine große Chance für Österreichs Energiewirtschaft. Diese Chance müssen wir auch tatsächlich nutzen und einen echten Mehrwert schaffen. Dafür müssen die Pläne klar zeigen, wo, wann und in welchem Umfang zusätzliche Netzkapazitäten entstehen“, so Herbert Paierl, Vorstandsvorsitzender von PV&B Austria.

Laut einer Mitgliederbefragung von PV&B Austria bewerten knapp 53 Prozent die fehlende Transparenz über verfügbare bzw. geplante Netzkapazitäten als das größte Hindernis bei der Umsetzung neuer PV- und Batteriespeicherprojekte in Abstimmung mit den Netzbetreibern. Vera Immitzer, Geschäftsführerin des Branchenverbands: „Projektentwicklung ist gerade in einem so komplexen Umfeld wie der Energiebranche keine Einbahnstraße. Transparenz zwischen den unterschiedlichen Playern ist dabei das A und O. Daher ist es essenziell, dass die V-NEPs von Beginn an eine verlässliche Informationsquelle über die Entwicklung der Netzkapazitäten darstellen.“

Vier Hebel für mehr Aussagekraft und Wirkung

Aus der Analyse der 16 Entwürfe ergeben sich für PV&B Austria vier zentrale Hebel, bei denen die V-NEPs bis zu ihrer Veröffentlichung Ende September noch nachgebessert werden müssen:

Angenommene Ausbau- und Erzeugungsszenarien transparent machen: Die V-NEPs sollten klar darstellen, von welchen Entwicklungen beim Strombedarf sowie bei Photovoltaik, Batteriespeichern und anderen Erzeugungstechnologien ausgegangen wird. Dabei habe sich die Netzplanung am künftigen Strombedarfs- und Erzeugungsszenario des „Österreichischen Netzinfrastrukturplans“ (ÖNIP) zu orientieren, der als übergeordnetes Planungsdokument österreichweit die Marschroute vorgibt.
Verfügbare und neue Netzanschlusskapazitäten aufzeigen: Für die Entwicklung neuer PV-Anlagen und Batteriespeicher sei entscheidend, wo wie viel Leistung angeschlossen werden kann und ab wann zusätzliche Netzkapazitäten zur Verfügung stehen. Die V-NEPs sollten diese Informationen daher möglichst frühzeitig, konkret und einfach nachvollziehbar darstellen. Geplante Netzausbaumaßnahmen seien mit bestehenden und geplanten PV-Beschleunigungsgebieten bzw. -Vorrangzonen abzugleichen, damit Netzausbau und politisch priorisierter PV-Ausbau besser zusammenspielen.
Begriff „Flexibilität“ mit konkreten Umsetzungsschritten versehen: Flexibilität wird in den Entwürfen vielfach als wichtiger Baustein genannt. Mit dem im Dezember 2025 beschlossenen ElWG stehe den Netzbetreibern dafür ein erweitertes Instrumentarium zur Verfügung – etwa der flexible Netzzugang, die PV-Spitzenkappung, die Ansteuerbarkeit oder die Beschaffung von Flexibilitätsleistungen. In den V-NEPs sollte daher konkret dargestellt werden, ob und welche Instrumente wann und wie zum Einsatz kommen sollen, so die Forderung. Klare Angaben zu Zeitplan und Ausgestaltung geben der Branche die notwendige Planungssicherheit, um sich rechtzeitig auf die neuen Rahmenbedingungen einzustellen.
Digitalisierung und Smart-Grid-Entwicklung: Die geplante Digitalisierung dürfe keine Absichtserklärung bleiben. Die V-NEPs sollten daher konkrete Zielbilder, Maßnahmen und Entwicklungspfade für Digitalisierung und Netzmonitoring enthalten – insbesondere im Niederspannungsnetz. Derzeit reichen die Angaben in einem Großteil der V-NEPs nicht aus, um die Auslastung von Transformatoren und den Stand der Digitalisierung belastbar zu beurteilen. Für die Zukunft sei genau diese Art von verlässlichen Daten und Einschätzungen jedoch ausschlaggebend.

Wie wird das Stromnetz in 20 Jahren aussehen

Weiter in die Zukunft blickt eine neue Studie der deutschen BBH Consulting AG, die zum Energie-Beratungsunternehmen Becker Büttner Held (BBH) gehört – es geht dabei jedoch um die gleichen Fragen, die auch die österreichische Energiewirtschaft anspricht. Die Studie „Verteilnetzbetreiber 2045“ hat untersucht, wie sich der Verteilnetzbetrieb in Deutschland bis 2045 verändern muss. Auch hier geht es darum, die Energiewende technisch umsetzbar zu machen und mit den neuen Herausforderungen umzugehen: Elektrifizierung, erneuerbare Energien und flexible Verbraucher erhöhen die Dynamik und Komplexität im Netzbetrieb, so BBH.

Für die Studie wurden laut den Angaben 68 Vertreter von Verteilnetzbetreibern (VNB) zu möglichen Lösungsansätzen befragt. Die Ergebnisse zeigen demnach: Bis 2045 müssen sich Verteilnetze von einer überwiegend passiven Transportinfrastruktur zu einer digitalen, aktiv steuerbaren und resilienten Systeminfrastruktur weiterentwickeln.

Eine der zentralen Herausforderungen ist die Überwachung und Steuerung der Mittel- und Niederspannungsnetze. Dafür seien lokale Netzkenntnisse sowie ein stabiler, einfacher und praxistauglicher Regulierungsrahmen erforderlich, der langfristige Planungssicherheit und eine verlässliche Kostenanerkennung bietet. Eine hohe Datenqualität, leistungsfähige Schnittstellen und klare Verantwortlichkeiten bilden die Grundlage für digitale Zwillinge, KI-gestützte Prognosen und automatisierte Prozesse, so BBH. Auf dieser Basis könne KI u. a. Prognosen präzisieren, Daten automatisiert plausibilisieren und Netzsituationen schneller bewerten. Die fachliche Prüfung und die Verantwortung der Mitarbeitenden bleiben dabei jedoch unverzichtbar.

Digitalisierung ist nicht nur eine Frage der Technik

Die Studie zeige: Digitalisierung ist kein reines Technologieprojekt. Neben der technischen Infrastruktur seien die Integration digitaler Lösungen, klare Prozesse, IT-Sicherheit und qualifizierte Mitarbeitende ebenso entscheidend. Vor dem Hintergrund des Fachkräftemangels in zentralen Bereichen des Netzbetriebs können insbesondere Kooperationen und gemeinsame Strukturen kleinere VNB dabei unterstützen, die steigenden Anforderungen zu bewältigen. Der Netzbetrieb findet jedoch weiterhin zu wesentlichen Teilen vor Ort statt.

„Der Verteilnetzbetrieb 2045 wird nur dann sicher und leistungsfähig sein, wenn Netze nicht nur ausgebaut, sondern zugleich digital sichtbar, aktiv steuerbar und resilient organisiert werden. Entscheidend ist das Zusammenspiel von Technologie, Fachkompetenz und verlässlichen Rahmenbedingungen“, so Peter Bergmann, Vorstand der BBH Consulting AG und BBH-Partner. Die Studie bestätige einmal mehr die weiterhin wachsende Bedeutung der Verteilnetzbetreiber, heißt es dazu.