Die im Sommer auf EU-Ebene verabschiedete Reform des Strommarktdesigns betrachtet die Flexibilität und die Entwicklung nicht-fossiler Flexibilitätsressourcen als zentrales Instrument für die Umsetzung der Energiesystemwende bei weiterer Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Als Ausgangspunkt sieht das Gesetzespaket vor, dass regelmäßige Bewertungen des Flexibilitätsbedarfs auf nationaler sowie paneuropäischer Ebene unternommen werden. Den nationalen Bericht über den geschätzten Flexibilitätsbedarf hat dabei entweder die Regulierungsbehörde oder eine andere vom Mitgliedstaat benannte Behörde zu erstellen. Sollte eine andere Einrichtung zur Erstellung des Berichtes vom Mitgliedstaat nominiert werden, muss der Bericht von der Regulierungsbehörde genehmigt oder abgeändert werden. Damit der Bedarf im überregionalen Kontext bewertet werden kann und Fragen von grenzüberschreitender Relevanz beantwortet werden können, muss ACER eine paneuropäische Bewertung des Flexibilitätsbedarfs vornehmen. Basierend auf dem nationalen Flexibilitätsbericht sollen indikative Ziele für die Entwicklung nicht-fossiler flexibler Ressourcen festgelegt werden. Aufbauend darauf könnten Mitgliedstaaten Fördersysteme für nicht-fossile Ressourcen einführen, wenn die verfügbaren und erwarteten Ressourcen nicht ausreichen sollten, um den zukünftigen Flexibilitätsbedarf zu decken.

Zurzeit wird noch an der Entwicklung der Methode zur Bewertung des Flexibilitätsbedarfs auf europäischer Ebene seitens ENTSO-E und der europäischen Vereinigung der Verteilernetzbetreiber (EUDSO) gearbeitet. Der Methodenvorschlag ist bis April 2025 an ACER zu übermitteln. Die E-Control war im letzten Jahr aktiv an den Diskussionsprozessen über die methodischen Vorgaben mit ACER und anderen Regulierungsbehörden beteiligt, um für Österreich eine gute Ausgangsbasis für nationale Analysen sicherzustellen.

Zur Bereitstellung der erforderlichen Flexibilität steht eine Reihe unterschiedlicher Instrumente und Akteure zur Verfügung, deren Beiträge zur Flexibilitätsbereitstellung ineinandergreifen müssen und jeweils auch von ihren unterschiedlichen Eigenschaften abhängen.

Um Kleinanlagen die Teilnahme an Spotmärkten und Märkten für Netz- und Systemdienstleistungen zu ermöglichen, bedarf es ebenfalls Aggregatoren, die die verteilten Anlagen steuern und die verfügbare Flexibilität gewinnbringend vermarkten können. Unabhängige Aggregatoren sollen gemäß EU-Rechtsrahmen ihren Geschäftstätigkeiten ohne Zustimmung der Lieferanten ihrer Kund:innen nachgehen können. Diese Marktrolle ist im österreichischen Marktdesign bisher noch nicht verfügbar.

Flexibilität auf Haushaltsebene

Haushalte können durch Eigenerzeugung, Batteriespeicher und Wärmepumpen zur Flexibilität des Stromsystems beitragen.

Batteriespeicher sind für Konsument:innen zur Speicherung der selbst erzeugten Elektrizität oder auch zur Nutzung kurzfristiger Strompreisschwankungen interessant. Im Jahr 2023 wurden 57.007 Batteriespeicher mit einer Speicherkapazität von insgesamt 792.078 kWh errichtet. Von diesen standen 78% direkt im Zusammenhang mit einer PV-Erzeugungsanlage. Umgekehrt bedeutet das, dass ungefähr jede dritte neue PV-Anlage gleich gemeinsam mit einem Speicher errichtet wurde.

Nach dem Rekordzuwachs an Wärmepumpen in Österreich im Jahr 2022 wurden 2023 insgesamt weitere 57.158 Wärmepumpen neu installiert. Damit waren mit Jahresende 2023 in Österreich insgesamt knapp eine halbe Million Wärmepumpen im Einsatz.

Gemeinschaftliche Stromerzeugung

Seit Oktober 2021 sind die erforderlichen Marktprozesse für den Betrieb von Energiegemeinschaften in Österreich etabliert. Seither wächst das Interesse an dieser Organisationsform kontinuierlich. Die Bürgerenergiegemeinschaft ist ein komplexeres Konstrukt, das allerdings nicht auf ein kleines geographisches Gebiet beschränkt ist und auch in Gewinnabsicht betrieben werden kann. Demgemäß zeigt auch die Statistik vergleichsweise geringe Zahlen. Zum 30. Juni 2024 gab es in Österreich insgesamt 234 Bürgerenergiegemeinschaften.

Wesentlich weiter verbreitet ist das Instrument der Erneuerbare-Energie-Gemeinschaft, die als nicht gewinnorientiertes Konstrukt vor allem der gegenseitigen Versorgung der Mitglieder mit erneuerbarem Strom aus eigenen Anlagen dient, wobei sich alle Mitglieder im selben Netzbereich befinden müssen. Sie profitieren auch von vergünstigten Netzentgelten. Nach einer etwas schleppenden Anfangsphase findet es mittlerweile starken Zuspruch. Die Anzahl der Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften stieg im ersten Halbjahr 2024 rasant, von 867 zum Jahresende 2023 auf 1650 Ende Juni 2024.

Für die Abrechnung innerhalb einer Energiegemeinschaft bekommen ihre Betreiber die Viertelstundenenergiewerte täglich vom jeweiligen Netzbetreiber, der für die Aufteilung der Energiewerte innerhalb einer Energiegemeinschaft sowie den Versand der abrechnungsrelevanten Energiewerte an Lieferanten für die Abnahme bzw. Lieferung von Restmengen verantwortlich ist. Dafür müssen alle Mitglieder einer Energiegemeinschaft Smart Meter in der Opt-in-Konfiguration haben. Für die Freigabe der viertelstündlichen Auslesung und die tägliche Übermittlung von Energiewerten einzelner Mitglieder von Energiegemeinschaften an die jeweiligen Netzbetreiber wird ein bestehender Prozess auf Energiegemeinschaften ausgedehnt. Er steht seit Oktober 2022 zur Verfügung, war jedoch mit Ende 2023 bei 12 Netzbetreibern teilweise oder noch gar nicht umgesetzt.

Insgesamt kann dem Modell Erneuerbare-Energie-Gemeinschaft und Bürgerenergiegemeinschaft großes Potenzial eingeräumt werden. In einer von der E-Control in Auftrag gegebenen Marktumfrage vom Juni 2024 gaben 38% der Befragten an, sich die Teilnahme an einer Energiegemeinschaft vorstellen zu können.

Daneben gab es mit 30. Juni 2024 in Österreich insgesamt 2412 gemeinschaftliche Erzeugungsanlagen, die der dezentralen Erzeugung innerhalb einer Hausgemeinschaft dienen und nicht primär auf das Erwirtschaften eines finanziellen Gewinns ausgerichtet sein dürfen.

Da Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften von reduzierten Netztarifen profitieren, sieht das EAG eine Kosten-Nutzen-Analyse dieses Konstrukts vor. Es betraut die E-Control mit einer Beurteilung, ob eine angemessene und ausgewogene Beteiligung der Energiegemeinschaften an den Systemgesamtkosten gegeben ist.

Gemäß den Angaben der Netzbetreiber fand 2023 noch keine Entlastung des Netzes durch Energiegemeinschaften statt. Die Teilnahme an einer Energiegemeinschaft änderte nichts an der Anschlussleistung. Der Strombezug erfolgte nach wie vor aus dem öffentlichen Netz, so dass der Netzanschluss weiterhin für die tatsächlich auftretenden Leistungen ausgelegt sein musste.

Die gesonderte Struktur der Netznutzungsentgelte führte im Jahr 2023 im Vergleich zu 2022 zu Erlösdifferenzen in Höhe von ungefähr 110.000 Euro. Nach Angaben der Netzbetreiber entstehen hohe Kosten für den Anschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen, die jedoch in manchen Fällen bereits durch die Erlöse aus pauschalen und zusätzlichen Netzzutrittsentgelten gedeckt werden können.

EU-Netzkodex für die Laststeuerung

Ein EU-Netzkodex für die Laststeuerung befindet sich derzeit in Ausarbeitung. Er zielt auf die Marktintegration aller flexiblen Anlagen, also regelbarer Stromerzeugungsanlagen, Speicher und flexibler Lasten in sämtliche Elektrizitätsmärkte ab. Darüber hinaus wird er unter anderem die Flexibilitätsbeschaffung durch Netzbetreiber regeln, EU-weite Anforderungen für Netzentwicklungspläne für Verteilernetze definieren und Regelungen für das Miteigentum von Netzbetreibern an Energiespeichern sowie für die Erarbeitung allgemeiner Bedingungen für Flexibilitätsanbieter schaffen.

Der neue Netzkodex knüpft an bestehende EU-Regelungen an, die eine marktbasierte Beschaffung der Systemdienstleistungen zum Engpassmanagement, zur Spannungsregelung und zum Systemausgleich vorschreiben. Er beinhaltet beispielsweise Äquivalenztabellen zur Vermeidung redundanter Präqualifikationsverfahren, die Schaffung eines nationalen Flexibilitäts-Informationssystems, mit dem Prozesse wie der Markteintritt, der Wechsel des Aggregators oder die Registrierung flexibler Einheiten standardisiert und beschleunigt werden sollen, sowie vereinfachte Verfahren für kleinteilige Flexibilitäten wie Ladeeinrichtungen, Solarspeicher oder Wärmepumpen.

Der von den ENTSO-E und EUDSO erarbeitete Entwurf des Netzkodex zur Laststeuerung wurde Mitte 2024 an ACER übermittelt. Die anschließende Überarbeitung durch ACER erfolgte in Abstimmung mit den nationalen Regulierungsbehörden in einem kontinuierlichen Prozess, in den auch die E-Control eingebunden war. Im September veröffentlichte ACER eine erste überarbeitete Version des Netzkodex zur Konsultation. Die Übermittlung des finalen Vorschlages an die Europäische Kommission soll Ende März 2025 erfolgen.

Großvolumige Erdgasspeicher haben eine wesentliche Flexibilitätsfunktion im bestehenden Energiesystem, da sie einen saisonalen und längerfristigen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage ermöglichen. Dies ist nicht nur im Wärmemarkt relevant, sondern auch zunehmend in der Stromerzeugung.

Die österreichischen Erdgasspeicher sind ausgeförderte ehemalige Gasfelder, sogenannte Porenspeicher, mit einem Arbeitsgasvolumen von 100,1 TWh per Dezember 2024. Porenspeicher werden aktuell in zahlreichen Forschungsprojekten bzw. Feldversuchen auf die Tauglichkeit für die Wasserstoffspeicherung hin untersucht.

Kavernenspeicher hingegen sind künstlich angelegte Hohlräume in unterirdischen Salzstöcken, die gleichzeitig eine gasundurchlässige Barriere darstellen. Kavernenspeicher sind in Österreich aufgrund der geologischen Gegebenheiten nicht möglich, jedoch hinsichtlich der international bereits erprobten Anwendbarkeit im Zusammenhang mit der Speicherung von reinem Wasserstoff erwähnenswert.

---

Exkurs: Wasserstoffspeicherung am Beispiel Underground Sun Storage 2030

Informationen zu nationalen Forschungen zur Speicherung bzw. Beimengung von Wasserstoff sind im Wesentlichen von der RAG AG erhältlich, wobei beispielhaft das Projekt „Underground Sun Storage 2030 (USS 2030)“ zu erwähnen ist. In sektorenübergreifenden Demonstrationsanlagen in Pilsbach und Rubensdorf bei Gampern (Oberösterreich) erfolgt die Umwandlung von Sonnenenergie in grünen Wasserstoff mittels Elektrolyse und die Speicherung in unterirdischer natürlicher Gaslagerstätte unter realen Bedingungen. Die Vorgängerprojekte „Underground Sun Storage“ und „Underground Sun Conversion“ wiesen nach, dass ein Wasserstoffanteil von bis zu 20% in Erdgaslagerstätten gut verträglich gespeichert werden kann. Laboruntersuchungen legen nahe, dass der Wasserstoffanteil auch bis 100% erhöht werden kann.

---

Die technische Umwidmungsmöglichkeit von Porenspeichern in Wasserstoffspeicher wird individuell zu beurteilen sein. Der Neubau von Wasserstoffspeichern nimmt zehn bis elf Jahre in Anspruch, während bei einer Umwidmung mit einem Zeitraum von fünf bis neun Jahren zu rechnen ist. Wesentlich in der Transitionsphase der Erdgasspeicher in Wasserstoff-Speicher wird jedenfalls die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit zu jedem Zeitpunkt sein.

Die neue EU-Richtlinie (EU) 2024/1788 und die neue EU-Verordnung (EU) 2024/1789, die gemeinsam die Regelungen für den Gas- und Wasserstoffmarkt festlegen, muss Österreich bis 5. August 2026 umsetzen. Sie beschäftigen sich auch mit dem Zugang zu Wasserstoffspeicheranlagen, wobei für Mitgliedstaaten die Möglichkeit besteht, bis zum 31. Dezember 2032 den Zugang auf verhandelter Basis umzusetzen. Danach ist regulierter Zugang vorgesehen.

Die fortschreitende Digitalisierung stellt eine der prägendsten Veränderungen des Energiesystems dar. Treiber der Digitalisierung ergeben sich einerseits aus den stetig wachsenden technischen Möglichkeiten moderner IT-Systeme und andererseits aus Notwendigkeiten, die aus der Transformation des Energiesystems entstehen.

Der von der E-Control herausgegebene Leitfaden für die Veröffentlichung von Netzentwicklungsplänen für Verteilernetze sieht vor, dass Verteilernetzbetreiber den Fortschritt, laufende Maßnahmen und Pläne im Bereich der Digitalisierung der Verteilernetze in ihren Netzentwicklungsplänen dokumentieren. Dabei sollen beispielsweise Maßnahmen für verbessertes Netzmonitoring, die Anwendung von Smart-Grid-Lösungen sowie technische Maßnahmen zur Beeinflussung von Lastflüssen beschrieben werden. Auch über die Anzahl und Bedeutung von intelligenten Betriebsmitteln sollen die Pläne Aufschluss geben.

Für die fortschreitende Digitalisierung der Energiewelt ist auch die flächendeckende Installation von intelligenten Messgeräten ein wichtiger Faktor. Von ihr hängt die Schaffung einer Datenbasis für weitere Anwendungsbereiche des Elektrizitätsmarktes ab. Dazu kommt allerdings, dass die ausgelesenen Viertelstundenwerte auch fristgerecht an die relevanten Marktteilnehmer übermittelt werden und die notwendigen Marktprozesse umgesetzt werden müssen.

Allerdings sieht die Standard-Konfiguration intelligenter Messgeräte in Österreich keine Übermittlung von Viertelstundenwerten vor. Netzbenutzer müssen sich aktiv dafür entscheiden, dass diese Werte erfasst und entweder nur an den Verteilernetzbetreiber oder auch an den Lieferanten übermittelt werden. Diesen Schritt setzten bis Ende 2023 lediglich 11,6% der Netzbenutzer. Umgekehrt haben also die restlichen 88,4% der Netzbenutzer mit Smart Meter bisher keinen Zugang zu bestimmten Tarifen oder Formen der Teilhabe an der Energiewende wie zum Beispiel Energiegemeinschaften.

Die Datenverfügbarkeit der Tages- oder Viertelstundenwerte bei den Netzbetreibern lag 2023 bei 86,5% nach 12 Stunden und bei 96,3% nach 24 Stunden. Besonders wichtig ist das Thema Datenverfügbarkeit für Konsument:innen, die sich in Energiegemeinschaften zusammengeschlossen haben. Wenn nur für einen einzigen Zählpunkt einer Energiegemeinschaft die Werte nicht verfügbar oder lückenhaft sind, kann die Abrechnung auch für alle anderen Teilnehmer:innen nicht durchgeführt werden. Dadurch wird das Problem vervielfältigt. Für die Lieferanten entsteht durch fehlerhafte Daten ein wesentlich höheres Ausgleichsenergierisiko als bei voll-versorgten Kund:innen.

Die Installation von Smart Metern und die Anbindung an die zentralen Systeme der Netzbetreiber müssen durch weitere wesentliche Schritte ergänzt werden, um die Nutzung der Vorteile intelligenter Messysteme auch nutzbar zu machen. Aus den Ergebnissen und Schlussfolgerungen des Smart-Meter-Monitoringberichts 2024 sowie aus durchgeführten Analysen im Bereich der Marktkommunikation geht hervor, dass die Netzbetreiber in ihrer Rolle als „Enabler“ der Energiewende angehalten sind, die folgenden Entwicklungen dringlich voranzutreiben:

• Ertüchtigung ihrer Systeme für die Messung und Auslesung von Viertelstundenenergiewerten bei allen Netzbenutzern
• Fristgerechte Übermittlung von Viertelstundenwerten an relevante Marktteilnehmer
• Rasche und einheitliche Umsetzung von notwendigen Marktprozessen des Datenaustausches (Marktkommunikation)
• Projektstart für Smart Meter der 2. Generation

Für das erste Quartal 2025 hat die E-Control bezüglich Smart Meter 2.0 die folgenden Aktivitäten geplant:

• Ein Round-Table mit Netzbetreibern, um eine Harmonisierung der bevorstehenden Ausschreibungen betreffend Smart Meter 2.0 zu erzielen
• Die Anpassung der Intelligente Messgeräte-Anforderungsverordnung 2011 (IMA-VO 2011)
• Die Veröffentlichung eines Positionspapiers zum Smart Meter 2.0
• Die Anpassung des Erhebungsbogens für Smart-Meter-Monitoring für das Berichtsjahr 2024

Digitalisierung bietet auch für Konsument:innen immer mehr Möglichkeiten, sich zeitnah und präzise über ihren persönlichen Energieverbrauch zu informieren und sich die zugehörigen Konditionen wie z.B. den anwendbaren Preis anzeigen zu lassen. Gesetzlich ist vorgesehen, dass Konsument:innen Zugriff auf ihre eigenen Smart-Meter-Daten haben müssen. Dies war bisher in Österreich nur über Web-Portale der jeweiligen Energieversorger möglich, deren Nutzer:innenfreundlichkeit stark variiert. Schließlich brachte das erste österreichische Energieversorgungsunternehmen eine eigene App heraus, wobei eine von der E-Control beauftragte Umfrage vom März 2024 74% der Bevölkerung ein Interesse an einer solchen App bescheinigt. Als besonders wichtig nannten die Befragten dabei die folgenden Informationen:

• Aktueller Verbrauch, täglicher Verbrauch, Momentanverbrauch, Zählerstand
• Kostenüberblick, Vergleich der Kosten, Benachrichtigung bei hohem Verbrauch
• Verbrauchsstatistiken, Vergleichsdaten, Verbrauchsanalyse, -aufstellung und -entwicklung

Um auf verstärkten Zugang zu und Austausch von Daten, die fortschreitende Digitalisierung allgemein und den vermehrten Einsatz von künstlicher Intelligenz vorbereitet zu sein, gründete die E-Control gemeinsam mit sieben weiteren unabhängigen österreichischen Behörden das „Netzwerk Digitalisierung“. Es bietet einen Rahmen für Informationsaustausch und gemeinsame Arbeit insbesondere in sektorübergreifenden Bereichen.