Der Österreichische Netzinfrastrukturplan (ÖNIP) ist da!

Im Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) wurde das Ziel festgelegt, den Anteil aus heimischen erneuerbaren Energien am österreichischen Gesamtstromverbrauch in einer national bilanziellen Betrachtung bis 2030 auf 100% zu erhöhen. Um dies infrastrukturtechnisch zu ermöglichen, ist ein massiver Ausbau im Bereich der Netzkapazitäten erforderlich. Auch im Bereich der Gasversorgung steht Österreich vor der Herausforderung, bis 2040 aus der Nutzung von fossilem Erdgas auszusteigen. Dieses soll durch erneuerbaren Strom oder andere erneuerbare Energieträger ersetzt werden. Um dem neuen Energiesystem gerecht zu werden, wird im integrierten Netzinfrastrukturplan (ÖNIP) die Planungsgrundlage für die Notwendigkeiten im Übertragungsnetz für Strom, Gas und Wasserstoff geschaffen. So soll der Ausbau der erneuerbaren Energieerzeugung bestmöglich mit der Netzentwicklung, Speichern und Flexibilitätsoptionen koordiniert werden. Der Entwurf dazu ist letztes Jahr in Begutachtung gegangen und wurde auch einer strategischen Umweltprüfung unterzogen, nun liegt erstmalig die finale Fassung vor. Vorgesehen ist, dass der Plan mindestens alle fünf Jahre einer Aktualisierung unterzogen wird.

In der Vergangenheit wurden die Planungen der Strom- und Gasinfrastruktur von den zuständigen Netzbetreibern relativ unabhängig voneinander durchgeführt. Mit einem gemeinsamen Versorgungsziel im Blick ist heute jedoch ein strategisch integrierter Ansatz zum Ausbau der Netzinfrastruktur erforderlich. So soll eine rechtzeitige und laufende Erweiterung und Modernisierung der Netze sichergestellt werden. Eine integrierte Planung hat den Vorteil einer energieträgerübergreifenden Analyse, welche den Bedarf an den konventionellen Netzausbau durch die Berücksichtigung sektorübergreifender Lösungen betrachtet.

Grundsätzlich gibt der österreichische Netzinfrastrukturplan einen Planungszeitraum bis 2030 vor, enthält jedoch auch Prognosen und Szenarien bis 2040. So enthält er einen Ausblick auf die zukünftige Entwicklung der Netze. Da vermehrt Änderungen in den nächsten Jahren vorgenommen werden müssen, wird der ÖNIP alle fünf Jahre angepasst, weiterentwickelt und ergänzt. Unterstützt werden sollen die konkreten Netzplanungen von Strom-Übertragungsnetzen (380-kV- und 220-kV-Netze), Gasnetzen im Bereich der Fernleitungen und der Netzebenen 1 und 2 sowie die Planung des Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur.

Die Basis der Planungen innerhalb des ÖNIPs stellt eine Modellierung anhand des Transition-Szenarios des Umweltbundesamts sowie die angenommene nationale erneuerbare Aufbringung dar. Außerdem fließen die aktuellen Netzinfrastrukturplanungen auf europäischer Ebene anhand des TYNDP (Ten Year Network Development Plans) und auf nationaler Ebene anhand der Netzentwicklungspläne der Austrian Power Grid AG (APG) und der Vorarlberger Übertragungsnetz GmbH (VÜN) sowie anhand des Koordinierten Netzentwicklungsplans und der langfristigen integrierten Planung der Austrian Gas Grid Management AG (AGGM) in die Analyse mit ein. Im Vergleich zum Begutachtungsentwurf findet sich nun ein realistischeres "NIP-Szenario", das unter anderem durch Ergebnisse und Methoden aus dem "InfraTrans2040" Projekt konkretisiert wurde.

Um ein integriertes Energiesystem sicherzustellen, braucht es die Sektorkopplung. Und diese nicht nur in „klassischen Anwendungen“, wie beispielsweise gasbefeuerte Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, sondern zunehmend auch Infrastruktur für Biomethan und erneuerbaren Wasserstoff, sowie damit verbundene Erzeugungsanlagen, wie Elektrolyseure und auch entsprechende Speichertechnologien. Durch die Koppelung von Strom-, Gas- und Wärmenetzen können beispielsweise saisonale Speicher in die Planung integriert werden.

Um die Energieinfrastruktur an das Ziel der Klimaneutralität 2040 anzupassen, werden Strom- und Gasnetz unterschiedlich verändert werden müssen. Beim Gasnetz muss an einen sinkenden Methanbedarf und an die Anforderungen der wachsenden Wasserstoff-Wirtschaft und Biomethan-Potenziale angepasst werden. Der ÖNIP bildet dabei auch das Wasserstoff-Startnetz ab, für das laut AGGM etwa 1.400 Kilometer an bestehender Gasinfrastruktur umgewidmet werden sollen, und 300 Kilometern an neuen Leitungen gelegt werden müssen.

Die wachsende erneuerbaren Stromerzeugung und die zunehmende Elektrifizierung stellen beim Stromnetz die Herausforderung dar. Im "Transition"-Szenario, das von Klimaneutralität 2040 erreicht, wird von einem Erneuerbaren-Ausbau von 39 TWh zwischen 2020-2030 ausgegangen. Dabei könnten laut NIP je 21 TWh auf Photovoltaik und Windkraft entfallen, was einer Verdoppelung gegenüber den EAG-Ausbauzielen entspricht. Für den Zeitraum von 2030 bis 2040 wird von einem noch stärkeren Ausmaß ausgegangen, sodass insgesamt 70 TWh zusätzliche erneuerbare Erzeugung 2040 notwendig sein werden. Im neuen "NIP"-Szenario wurden zudem ein erhöhter Wasserstoffeinsatz in der Strom- und Fernwärmeerzeugung angenommen, was sich zwar 2030 noch nicht auswirkt, 2040 aber bereits 9 TWh Stromerzeugung ergibt.

Im Stromnetz zeigen sich 2030 Stromtransportbedarfskorridore vor allem zwischen Ost- und Westösterreich. Zur Sicherstellung eines effizienten Zusammenwirkens von erneuerbarer Stromerzeugung und Pumpspeichern im europäischen Verbundnetz, ist in den Zentralalpen ebenfalls eine Netzverstärkung notwendig. Zur Behebung der berechneten Belastungen dienen einerseits Flexibilitätsmaßnahmen (Elektrolyse, Power-to-Heat und Batteriespeicher), diese können jedoch die notwendigen Stromtransportbedarfskorridore nicht ersetzen, sodass gleichzeitig die Infrastruktur verstärkt und ausgebaut werden muss. Dabei handelt es sich um „no regret“-Bedarfskorridore, die unabhängig von den unterschiedlichen hinterlegten Mengengerüsten aus jeder Analyse abgeleitet werden können. Bis 2040 zeigt die Modellierung des NIP, dass die Belastung bestimmter Leitungsabschnitte weiter zunehmen wird. Über die derzeit bestehenden Projektplanungen des Übertragungsnetzbetreibers hinaus werden weitere Maßnahmen im Übertragungsnetz bis 2030 bzw. 2040 notwendig sein. Deutliche Netzanpassungen müssen künftig auch in den Verteilernetzen durchgeführt werden.