In Gwangju und Jeonnam belaufen sich die Mengen, die eine Genehmigung für ein Erzeugungsvorhaben erhalten haben, wegen fehlender Übertragungsnetze aber nicht in den kommerziellen Betrieb gehen konnten, auf rund 1,5 GW. Das heißt, die Anlagen stehen, doch es gibt keinen Weg, über den der Strom abfließen kann. Während die Regierung erklärt hat, die Kapazität der erneuerbaren Energien bis 2030 auf ein Niveau von 100 GW auszubauen, wurde am 30. mehrfach darauf hingewiesen, dass das eigentliche Nadelöhr weniger in der Zahl der Solarmodule oder Windturbinen liegt als in einem dreifachen Engpass aus Stromnetz, Planung und Markt.
Das National Assembly Futures Institute legte an diesem Tag einen Bericht vor, der die inländische Politik der Energiewende mit Schwerpunkt auf erneuerbaren Energien bewertet und die für die Aufstellung des Rahmenplans nötigen Punkte enthält. Die Analyse besagt, dass die Kapazität rasch gewachsen ist, der Netzausbau dem aber nicht folgen konnte, sodass gleichzeitig Mengen auf einen Netzanschluss warten und bei bereits angeschlossenen Anlagen die Einspeisung zwangsweise gedrosselt wird. Auf der einen Seite kann nicht verkauft werden, weil kein Anschluss besteht, auf der anderen Seite kann trotz Anschluss nicht verkauft werden, und beides trat gleichzeitig auf.
Die Wurzel liegt in der Geografie. Die Anlagen für erneuerbare Energien konzentrieren sich in Honam und auf Jeju, während der Strom am meisten in der Hauptstadtregion verbraucht wird. Weil Erzeugungs- und Verbrauchsorte auf der Karte auseinanderliegen, verliert der Strom sein Ziel, so viele Anlagen auch gebaut werden, solange die verbindenden Leitungen nicht bereitstehen.
Auch der Takt zwischen den Plänen stimmt nicht überein. Der Rahmenplan für erneuerbare Energien wird im Fünfjahresrhythmus, der Rahmenplan für Stromangebot und -nachfrage im Zweijahresrhythmus erstellt und überarbeitet. Da zwei Pläne mit unterschiedlichen Zyklen auf verschiedene Zeitpunkte blicken, geraten schon die Zielwerte ins Wanken. Allein das Ziel für den Anteil erneuerbarer Energien im Jahr 2030 sank von 30,2 % im Entwurf zur Anhebung des Treibhausgas-Minderungsziels vom Oktober 2021 auf 21,6 % im im Januar 2023 beschlossenen 10. Rahmenplan für Stromangebot und -nachfrage.
Die vom Bericht vorgelegte Lösung liegt nicht im Zubau von Kraftwerken. Sie besteht darin, zunächst regional zu prüfen, welche Kapazität das Netz tatsächlich aufnehmen kann, und die Ausbauziele daran auszurichten, sowie darin, Flexibilitätsressourcen wie Energiespeicher (ESS), Pumpspeicherkraftwerke und virtuelle Kraftwerke (VPP) zu bündeln und das gesamte Stromsystem in einem Plan zu behandeln.
Vor Ort haben die Arbeiten begonnen. Die Korea Electric Power Corporation hat sogenannte Scheinbetreiber aussortiert, die kein tatsächliches Vorhaben verfolgten und nur einen Platz in der Anschlussreihenfolge belegten, und dadurch in Gwangju und Jeonnam rund 1,4 GW Anschlusskapazität gewonnen, von der sie etwa 1,2 GW erneut an andere Betreiber vergeben hat. In derselben Region wurde als erstes Vorhaben für 2025 der Aufbau von ESS im Umfang von 523 MW festgelegt, und es laufen weiter Abstimmungen, um zusätzliche 525 MW zu sichern. Die Regierung treibt auch einen Plan voran, in Regionen mit schwierigen Netzbedingungen die Kosten für die ESS-Installation mit bis zu 90 % zu fördern.
Auch die Frage, wer das Stromnetz überwachen soll, wurde zum Streitpunkt. Die Korea Electricity Regulatory Commission veranstaltete an diesem Tag in Gwanghwamun in Seoul gemeinsam mit der Korea Power Exchange und dem Energy Transition Forum eine Diskussionsrunde zum Thema Stromregulierungs-Governance im Zeitalter von 100 GW erneuerbarer Energien. Als zentraler Streitpunkt wurde der Vorschlag behandelt, eine Strom-Aufsichtsbehörde neu einzurichten, die Netzaufsicht und Marktüberwachung unabhängig und neutral übernimmt, und auch Verbraucherschutz und Datenintegration wurden als Aufgaben genannt. Den Hintergrund bildet die Lage, dass die Zahl der Mitgliedsunternehmen der Korea Power Exchange von 19 im Jahr 2001 auf über 7000 angewachsen ist und die außerbörslichen PPA von KEPCO ein Niveau von 180.000 Verträgen erreicht haben.
Auch jenseits des Meeres gibt es ein Beispiel zum Vergleich. Im vergangenen Jahr kam es in Spanien zu einem landesweiten Stromausfall, Züge blieben stehen, der Betrieb von Flughäfen und Industrieanlagen wurde beeinträchtigt, und in manchen Regionen war für mehrere Stunden der Strom weg. Eine Zeit lang kursierte die Deutung, die erneuerbaren Energien seien schuld, doch ein Bericht, der am 28. vor Ort erschien, benannte als Ursache Probleme beim Netzbetrieb. Spanien ist ein Land, das im Jahr 2024 rund 55 % seiner gesamten Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien deckte.
Das bedeutet, dass an zwei Orten dasselbe Ergebnis herauskam. Über die Stabilität des Systems entscheidet weniger, wie viel an erneuerbaren Energien gebaut wurde, als wie weit Netz und Betriebssystem, die diesen Strom aufnehmen, ausgearbeitet wurden. Deshalb ist das Ziel von 100 GW keine Aufgabe allein der Erzeugungsunternehmen.
Auch Wege für die Beteiligung der Bürger werden vorbereitet. Die Regierung hat erklärt, den Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung bis 2030 auf über 20 % zu erhöhen und dabei ein System zu schaffen, in dem sich rund 10 Millionen Menschen an den Energieeinkünften beteiligen. Für die Sonnenlicht-Einkommensdörfer, in denen auf ungenutzten Flächen der Dörfer Photovoltaik im Umfang von 300-1000 kW gebaut wird, läuft in diesem Jahr eine Ausschreibung mit dem Ziel, landesweit mehr als 500 Orte auszuwählen, und auch Windeinkommen unter Nutzung der Windkraft sowie Netzeinkommen, bei dem Anwohner von Regionen, durch die Übertragungsleitungen verlaufen, investieren und die Erträge teilen, werden vorangetrieben.
Strommasten waren immer eine Sache des anderen Ortes. Das Netzeinkommen ist ein Versuch, diese Leitung in ein Vermögen der Region zu verwandeln. Damit, dass man prüft, ob es im eigenen Dorf eine solche Ausschreibung gibt, hört die Geschichte des Stromnetzes auf, eine Sache anderer Leute zu sein.
