Ontario steht vor einer erheblichen Herausforderung in der Stromversorgung. Prognosen zeigen einen Anstieg des Bedarfs um 65 % bis 2050. Gleichzeitig schließt das Kernkraftwerk Pickering im Jahr 2026. Diese Situation erfordert schnelle Lösungen, die traditionelle Infrastrukturprojekte nicht bieten können.
Wichtige Erkenntnisse
- Ontario benötigt innerhalb von 12-24 Monaten zusätzliche Stromkapazität.
- Dezentrale Batteriespeicher können schnell installiert werden.
- Das aktuelle Vergütungssystem für Batteriespeicher ist unzureichend.
- Ein neuer "Distributed Reliability Track" soll Investitionen fördern.
- Der IESO prognostiziert bis 2050 einen 65%igen Anstieg des Strombedarfs.
Dringender Bedarf an Stromkapazität
Die Provinz Ontario sieht sich mit einem akuten Mangel an Stromkapazität konfrontiert. Der Independent System Operator (IESO) prognostiziert, dass der Strombedarf bis zum Jahr 2050 um beeindruckende 65 % steigen wird. Diese Entwicklung wird durch das bevorstehende Abschalten des 2.100-MW-Kernkraftwerks Pickering im Jahr 2026 zusätzlich verschärft.
Obwohl langfristige Projekte für die Stromerzeugung und den Netzausbau bereits in Planung sind, werden diese erst in mehr als fünf Jahren Ergebnisse liefern. Ontario benötigt jedoch dringend zusätzliche, zuverlässige und steuerbare Energie innerhalb der nächsten 12 bis 24 Monate. Diese Lücke kann die traditionelle Infrastruktur nicht schnell genug schließen.
Faktencheck
- Prognostizierter Anstieg des Strombedarfs in Ontario bis 2050: 65%
- Abschaltung des Kernkraftwerks Pickering: 2026 (2.100 MW Leistung)
- Benötigte Zeit für schnelle Kapazität: 12-24 Monate
- Benötigte Zeit für traditionelle Projekte: Mehr als 5 Jahre
Das Potenzial dezentraler Energiespeicher
Hinter-dem-Zähler-Batteriespeichersysteme (BESS) können innerhalb weniger Wochen installiert werden. Sie bieten eine netzstabile Kapazität, die schnell auf den Bedarf reagieren kann. Trotz dieser Vorteile behandelt das derzeitige Rahmenwerk in Ontario diese Anlagen eher als Lastmanagement denn als kritische Infrastruktur.
Das aktuelle Einnahmenmodell für BESS liegt bei etwa 151.813 bis 180.729 US-Dollar pro MW pro Jahr. Davon stammen 80-90 % aus der volatilen Global Adjustment (GA)-Spitzenlastverwaltung. Für eine Finanzierung im Infrastruktursektor sind jedoch etwa 290.000 US-Dollar pro MW pro Jahr erforderlich. Dies hinterlässt eine Finanzierungslücke von 108.000 bis 137.000 US-Dollar pro MW.
"Betriebsdaten von in Ontario installierten Anlagen zeigen, dass Batterien viel mehr für das Netz leisten können, als das aktuelle Rahmenwerk zulässt", sagte Ashish Naik, Vice President of Corporate Development bei Peak Power. "Diese Systeme können innerhalb von Sekunden reagieren, bleiben aber heute ungenutzt."
Die Finanzierungslücke schließen
Diese Lücke repräsentiert Netzdienstleistungen, die Batterien technisch erbringen könnten, für die sie aber unter den bestehenden Regeln nicht vergütet werden. Ohne eine angepasste Vergütung ist es schwierig, privates Kapital für den Ausbau dieser wichtigen Infrastruktur zu gewinnen.
Hintergrund: Global Adjustment Charge (GAC)
Die Global Adjustment Charge (GAC) ist ein Preismechanismus in Ontario, der für große industrielle Stromverbraucher gilt. Er erhebt eine Bedarfsgebühr basierend auf der Nutzung von Netzstrom während Spitzenzeiten. Dies führt zu volatilen Einnahmen für Energiespeicher, die vor allem zur Spitzenlastreduzierung eingesetzt werden.
Vorschlag für einen "Distributed Reliability Track"
Energy Storage Canada (ESC) hat einen "Distributed Reliability Track" (DRT) vorgeschlagen. Dieser soll Standardverträge von 8-10 Jahren für 100-500 MW dezentraler BESS bieten. Das Ziel ist es, die kurzfristige Versorgungslücke zu schließen, indem Anlagen innerhalb von 12-24 Monaten eingesetzt werden können, im Gegensatz zu über fünf Jahren für konventionelle Kraftwerke.
Ein weiterer Vorteil wäre die Reduzierung der Kosten für die Stromkunden. Dies würde durch die Vermeidung teurerer zentralisierter Beschaffung erreicht. Zudem würde der DRT Einnahmensicherheit schaffen, um privates Kapital für dezentrale Infrastruktur freizusetzen. So könnten langfristige Investitionen ergänzt und das Zeitfenster von 2026 bis 2032 überbrückt werden.
Vorteile des DRT-Ansatzes:
- Schnelle Bereitstellung: Anlagen innerhalb von 12-24 Monaten einsatzbereit.
- Kosteneffizienz: Vermeidung teurer zentraler Beschaffung.
- Einnahmensicherheit: Anreize für private Investitionen.
- Brückenfunktion: Überbrückung der Kapazitätslücke bis 2032.
Bestehende und geplante Speicherprojekte
Trotz der Herausforderungen gab es in Ontario bereits Fortschritte im Bereich der Energiespeicherung. Im Mai 2025 nahm das IPP Northland Power sein 250 MW / 1.000 MWh Oneida Energy Storage Project in Betrieb. Dieses Großbatteriespeichersystem hat die Speicherkapazität Ontarios von 225 MW auf 475 MW mehr als verdoppelt.
Der IESO hat im Mai dieses Jahres eine Ausschreibung für langfristige Projekte (Long Lead-Time RFP) gestartet. Ziel ist die Beschaffung von bis zu 800 MW Langzeit-Energiespeichern (LDES), einschließlich Pumpspeicherkraftwerken. Die Ausschreibung umfasst auch 1 TWh an Erzeugungsressourcen. Erfolgreiche Projekte erhalten einen 40-Jahres-Vertrag.
Wichtige Speicherprojekte und Ausschreibungen
- Oneida Energy Storage Project: 250 MW / 1.000 MWh, in Betrieb seit Mai 2025.
- Long Lead-Time RFP (IESO): Ziel 800 MW LDES, 1 TWh Erzeugung, 40-Jahres-Verträge.
- Long-Term 1 (LT1) Beschaffung: Über 850 MW Batteriespeicher, größte in Kanadas Geschichte.
- Long-Term 2 (LT2) Beschaffung: Sucht 3 TWh Erzeugung und 600 MW neue Kapazität.
- Simcoe Energy Storage Project: 150 MW / 1.200 MWh, Vertrag mit IESO im Juli 2026.
Die Rolle dezentraler Energieressourcen
Schon 2019 kündigte der IESO eine Demonstration an, wie dezentrale Energieressourcen (DERs), die an das Verteilungsnetz angeschlossen sind, zur Senkung der Übertragungskosten beitragen könnten. Damals stammten etwa 10 % der Stromkapazität Ontarios aus DERs.
Im Jahr 2022 schätzte der IESO die DER-Kapazität in der Provinz auf 10.000 MW. Die Regierung Ontarios betonte das "erhebliche wirtschaftliche Potenzial" dieser Technologie, um den Bedarf in den nächsten 10 Jahren zu decken. Eine effektive Integration und Vergütung von DERs ist daher entscheidend für die zukünftige Energiesicherheit der Provinz.
Die Aktivierung dieser bereits an das Netz angeschlossenen Kapazitäten und die Bereitstellung der notwendigen Einnahmensicherheit sind entscheidend. Nur so können neue Projekte finanziert werden, bevor das Kapazitätsdefizit in Ontario weiter wächst.
