Nach den neuesten Daten der Bundesnetzagentur ist die Stromversorgung in Deutschland „sehr zuverlässig“. Dies geht aus aktuellen Zahlen zu den Langzeitunterbrechungen im Jahr 2023 hervor, teilte die Bundesnetzagentur mit.

Demnach waren Letztverbraucher im vergangenen Jahr im Schnitt 12,8 Minuten von Stromausfällen betroffen, die länger als drei Minuten dauerten. Im Jahr 2022 lag der Wert bei 12,2 Minuten. Im zehnjährigen Mittel liege die Unterbrechungsdauer bei 12,7 Minuten je Letztverbraucher.

„Die Stromversorgungsqualität in Deutschland liegt weiter auf sehr hohem Niveau. Das zeigt, dass es gelingt, bei der Energiewende voranzukommen, ohne dass die sichere Versorgung beeinträchtigt wird“, sagt Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur.

Im vergangenen Jahre hatten erneuerbare Energien erstmals mehr als die Hälfte des Stromverbrauchs in Deutschland gedeckt. Ein Vergleich mit den Nachbarländern zeigt laut der Bundesnetzagentur zudem, dass das deutsche Stromnetz im europäischen Vergleich nach wie vor zu den zuverlässigsten zählt.

Für das Jahr 2023 haben 852 Netzbetreiber insgesamt 158.360 Versorgungsunterbrechungen in der Nieder- und Mittelspannung übermittelt. Die Anzahl der Störungsmeldungen nahm gegenüber dem Vorjahr um etwa 1.115 Meldungen zu. Extremereignisse wie etwa eine Flutkatastrophe gelten als höhere Gewalt und fließen daher nicht in die Berechnung mit ein. 

Aus allen ungeplanten Unterbrechungen, die nicht auf Ereignisse der höheren Gewalt zurückzuführen sind, ermittelt die Bundesnetzagentur den sogenannten „SAIDI EnWG“ (System Averge Interruption Duration Index), der die durchschnittliche Versorgungsunterbrechung je angeschlossenem Letztverbraucher innerhalb eines Kalenderjahres widerspiegelt.

Eine Übersicht zu den Versorgungsunterbrechungen Strom hat die Bundesnetzagentur unter www.bundesnetzagentur.de/SAIDI-Strom veröffentlicht.

Der Stromspeicher kommt auf eine Leistung von 100 MW und eine Speicherkapazität von 200 Millionen kWh. Der Wirkungsgrad des Speichers soll bei 87 Prozent liegen, heißt es in einer Mitteilung. Die Anlage ist dafür ausgelegt, „über sechs Stunden den Strom von zehn Windrädern mit jeweils 3,5 MW Leistung oder über 20 Stunden den eines 10-MW-Solarparks aufzunehmen.“ Bei voller Ladung könnte die Batterie den Landkreis Wunsiedel mit seinen rund 80.000 Einwohnern bis zu zwölf Stunden mit Energie versorgen.

Dank der Anbindung an die bestehende 110-kV-Hochspannungsleitung kann die Batterie Strom direkt ins Netz einspeisen. Die technische Ausstattung umfasst ein Umspannwerk mit zwei Groß-Transformatoren, 24 Klein-Trafos und ebenso viele Batteriesysteme, die optimal aufeinander abgestimmt sind, um Energieverluste zu minimieren.

Zur Einweihung der Anlage am 8. November kam auch Bayerns Ministerpräsident Markus Söder (CSU) nach Oberfranken. Gemeinsam mit Staatssekretär Martin Schöffel betonte er die Bedeutung des Projekts für die bayerische Energiewende: „Unser Ziel in Bayern ist es, die Batterieinfrastruktur weiter auszubauen und die Stromnetze zu.“ Bayern sei schon heute mit über einem Fünftel der gesamtdeutschen Batteriekapazität führend.

Mit großen Speichern würden Risiken bei der Stromversorgung vermindert. Deutschland stehe dabei wie fast alle anderen europäischen Länder noch am Anfang des Aufbaus einer Speicher-Infrastruktur, heißt es weiter. Die Bundesnetzagentur geht von einem Bedarf an Großbatteriespeichern mit insgesamt mindestens 23.700 MW bis zum Jahr 2045 aus. Das wären 237 Anlagen der Größenordnung der jetzt in Arzberg realisierten Anlage.

Verantwortlich für das Projekt ist die schweizerische MW Storage AG, mit Investoren wie dem MW Storage Fund und Reichmuth Infrastructure als Mehrheitsgesellschafter. Auch der Verteilnetzbetreiber Bayernwerk AG und die Zukunftsenergie Nordostbayern GmbH sind beteiligt.

95 Prozent der Unternehmen gaben bei einer Befragung der Deutschen Industrie- und Handelskammer (DIHK) an, dass der Abbau der überbordenenden Bürokratie entscheidend sei, um die Wettbewerbsfähigkeit des Standortes Europa zu steigern: „Die Wirtschaft braucht dringend Impulse“, sagte DIHK-Vizepräsidentin Kirsten Schoder-Steinmüller in Brüssel bei der Vorlage eines 50 Punkte umfassenden Katalogs von konkreten Vorschlägen zum Bürokratieabbau: „Der Bürokratieabbau ist hier ein wichtiger Hebel.“ Der Pressetermin stand in keinem Zusammenhang mit dem Aus der Ampelkoalition (Meldungen dazu später).

Abstriche fordern die Industrie- und Handelskammern unter anderem bei den Vorschriften der Energie- und Klimapolitik. So berücksichtige der vorliegende Entwurf zur Umsetzung des europäischen Klimazolls (CBAM) weder den Umstand, dass bestimmte Informationen einfach nicht zur Verfügung stünden, noch, dass die Meldung geringer Mengen vollkommen unverhältnismäßig sei.

Der Hochlauf großer Wasserstoffprojekte werde dadurch behindert, dass umfangreiche Nachweise und Berichtspflichten die Wirtschaftlichkeit der Projekte beeinträchtigten. Der Aufwand zum Nachweis, dass Elektrolyseure wirklich grünen Wasserstoff erzeugten, müsse deutlich reduziert werden.

Bei den Nachweispflichten im Rahmen des Emissionshandels gebe es „zahlreiche Berichts-, Dokumentations- und Genehmigungspflichten“, die großen Aufwand für die Unternehmen erforderten, aber wenig bis keinen Nutzen brächten. Kritisch sehen die Industrie- und Handelskammern auch, dass der Net-Zero Industry Act der EU Nachhaltigkeitskriterien von den Unternehmen verlangt, die sich an Ausschreibungen öffentlicher Aufträge beteiligen.

Vorgaben im Rahmen der Ökodesign-Richtlinie seien vielfach „kleinteilig“ und würden nicht ausreichend mit den Unternehmen abgestimmt. Vor allem kleinere und mittlere Firmen brauchten außerdem längere Übergangsfristen bei der Einführung neuer Vorgaben.

Als eine wahre „Black-Box mit unklaren Fristen und Inhalten“ erweise sich die neue Batterieverordnung. Neue Begriffe, Verweise und Querverweise verhinderten die Lesbarkeit der Verordnung und verursachten große Unsicherheit. Das ganze Regelwerk müsse deswegen überarbeitet und in eine praxistaugliche, verständliche Form gebracht werden.

Administrative Erleichterungen vor allem für Stadtwerke versprechen sich die Kammern davon, dass diese von Entlastungen oder der Förderung für kleine und mittlere Unternehmen (KMU) erfasst werden. Das sei gegenwärtig ausgeschlossen, wenn eine Kommune mehr als 25 Prozent der Anteile eines Stadtwerkes hält. Dadurch würden Personal und andere Ressourcen gebunden, die an woanders sinnvoller eingesetzt werden könnten.

Der DIHK stellt die Ergebnisse seiner Verbandsumfrage im Internet zur Verfügung.

Die Elektrifizierung der europäischen Wirtschaft und der Übergang zum Einsatz vorwiegend erneuerbarer Energien machten wesentlich leistungsfähigere Verteilnetze unverzichtbar, sagte der Generalsekretär des Verbandes, Kristian Ruby, bei der Vorstellung der Untersuchung in Brüssel. In den vergangenen Jahren seien die Investitionen in die Verteilnetze bei gleichbleibendem Elektrifizierungsgrad von rund 25 Prozent etwa um 8 Prozent pro Jahr gewachsen.

Eine weitergehende Elektrifizierung mache wesentlich höhere Investitionen in die Verteilnetze erforderlich als in der Vergangenheit. Den Investitionsbedarf in diesem Bereich für die EU und Norwegen bezifferte Ruby auf 67 Milliarden Euro pro Jahr bis 2050. Dieser Investitionsbedarf ließe sich nach der Untersuchung um fast 18 Prozent reduzieren, wenn verfügbare Technologien zur Optimierung des Netzbetriebes zum Einsatz gebracht würden.
 Diese seien zum Teil erprobt, für andere fehlten die regulatorischen Voraussetzungen, sagte Ruby weiter. Ihr Einsatz auf breiter Basis sei aber von großer Bedeutung für die Gesamtkosten des Systems, die deutlich sinken müssten.

Der 24-seitige Report „Technologies supporting grids for speed“ ist auf der Internetseite von Eurelectric downloadbar.

Österreichs Wasserstoffnetz wird laut der „H2-Roadmap 2.0“ der Austrian Gas Grid Management AG (AGGM) im Jahr 2040 voraussichtlich rund 2.150 Kilometer Länge aufweisen und bis dahin etwa 4 Milliarden Euro kosten. Das berichteten die Vorstände der AGGM, Bernhard Painz und Michael Woltran, am Rande des Austrian Gas Infrastructure Day (AGID) ihres Unternehmens am 5. November in Wien.

Die AGGM ist in Österreich für die übergeordnete Planung der Gasinfrastruktur sowie für die koordinierte Steuerung der Gasnetze zuständig. In der ersten Version ihrer H2-Roadmap, die 2022 erarbeitet worden ist, hatte die AGGM die Länge des österreichischen Wasserstoffnetzes im Jahr 2040 mit 1.700 Kilometern angegeben, die Kosten mit rund 2 Milliarden Euro. Geändert hat sich vor allem die Länge der neu zu errichtenden Pipelines: Wurde diese vormals mit etwa 300 Kilometern beziffert, sind es nun 730 Kilometer. Painz begründete dies damit, dass der Wasserstoffbedarf offenbar „flächiger“ wird −, anders gesagt, in mehr Gebieten Österreichs auftritt als in der Erstversion der Roadmap.

Für die überarbeitete Roadmap nahm die AGGM eine Bedarfserhebung unter den etwa 90 größten Erdgasverbrauchern Österreichs vor − konkret unter Industrieunternehmen sowie Kraftwerksbetreibern. Ferner schätzte sie die Entwicklung des Bedarfs der Kleinkunden ein, insbesondere der Haushalte, die derzeit etwa ein Drittel des derzeitigen Erdgasbedarfs ausmachen, und sicherte dies mit einem Energiesystemmodell ab.

Laut Painz zeigte sich dabei, dass die benötigte maximale Stundenleistung bei Erdgas von derzeit knapp 30.000 MW bis 2040 auf etwa 12.000 MW sinken dürfte. Im gleichen Zeitraum ist mit einem Anstieg der Stundenleistung bei Wasserstoff von derzeit annähernd Null auf über 12.000 MW zu rechnen. Zwar benötigt Österreichs Industrie bereits derzeit rund 150.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr. Die Versorgung erfolgt jedoch nicht über ein öffentliches Pipelinenetz.

Vorerst nur Planung

Ausdrücklich betonte Painz, dass sämtliche Vorhaben für die Errichtung von Wasserstoffpipelines in den aktuellen Entwürfen der Netzausbaupläne der AGGM als „Planungsprojekte“ aufgeführt sind. Das sind Vorhaben, die aufgrund der derzeitigen rechtlichen und regulatorischen Vorgaben nicht umsetzbar sind. Ihre Realisierung ist erst auf Basis der für 2025 geplanten Novelle des Gaswirtschaftsgesetzes (GWG) möglich, mit der Österreich das „Gaspaket“ der EU vom heurigen Frühjahr umsetzen möchte. Wann die Novellierung erfolgt, lässt sich jedoch nicht absehen. Dies hängt wesentlich von der künftigen Bundesregierung ab, über deren Zusammensetzung im Gefolge der Parlamentswahl vom 29. September diskutiert, jedoch noch nicht formell verhandelt wird.

Die Leiterin der Abteilung „Strategische Energiepolitik“ im derzeitigen Energieministerium (BMK), Judith Neyer, versicherte beim AGID, auf Fachebene werde an der GWG-Novelle gearbeitet. Sie gehe davon aus, der künftigen Regierung Mitte 2025 ein entsprechendes Konzept vorlegen zu können.

Eine Vertreterin der Regulierungsbehörde E-Control kritisierte beim AGID, die Gaswirtschaft konzentriere sich in ihren Netzausbauplanungen zu sehr auf Wasserstoff und stelle dem gegenüber ihre gesetzliche Pflicht zur Planung der Erdgasleitungen zurück. Laut dem Leiter des Referats Infrastrukturentwicklung der AGGM, Vartan Awetisjan, trifft dies aber nicht zu. Ihm zufolge enthalten die bis 23. November in öffentlicher Konsultation befindlichen Planungsdokumente insgesamt 103 Projekte, von denen nicht mehr als acht Wasserstoffpipelines zum Inhalt haben: „Der Schwerpunkt liegt also eindeutig auf den Erdgasleitungen.“ Überdies sei die AGGM bereits jetzt gesetzlich verpflichtet, auch die Entwicklung der Wasserstoffinfrastruktur in den Blick zu nehmen.

Studie zu CO2-Netz

Erstmals präsentierten Vertreter der AGGM beim AGID Inhalte einer im Auftrag des BMK erstellten Machbarkeitsstudie für ein „CO2-Sammel- und Transportnetz“. Dieses könnte bis 2040 insgesamt rund 1.400 Kilometer umfassen. Laut Helmut Wernhart, dem Leiter der Abteilung Netzzugang & Kapazitäten der AGGM, wird überlegt, das aus den Abgasen von Kraftwerken und Fabriken abgeschiedene CO2 in rund 640 Kilometer umfassenden regionalen Netzen gasförmig zu sammeln. In der Folge würde es auf etwa 80 bis 150 bar verdichtet und, auf diese Weise verflüssigt, mittels überregionaler, insgesamt 760 Kilometer langer Pipelines zu Speichern transportiert. Bis 2034 sei ausschließlich die Speicherung in Österreich möglich, erst danach kämen eventuell entsprechende Optionen im Ausland zum Tragen. Die österreichischen CO2-Speicherkapazitäten bezifferte Wernhart mit maximal 6 Millionen Tonnen, was knapp 9 Prozent der jährlichen CO2-Emissionen Österreichs entspricht. Erheblich sind die Kosten: Sie würden sich je nach Szenario auf 48 bis 250 Euro je Tonne CO2 belaufen.

Zurzeit ist ein österreichisches „CO2-Sammel- und Transportnetz“ ohnehin Vision: Die Rechtslage verbietet kommerzielle CO2-Speicherprojekte.