Redispatching
Beim sogenannten Redispatching werden zur Entlastung von Übertragungsleistungen zusätzliche Kraftwerkskapazitäten in Regionen hohen Stromverbrauches in Betrieb genommen, um den Bedarf lokal zu decken; bei gleichzeitiger Reduktion der Einspeisung an Orten mit hoher lokaler Erzeugung. Damit werden allerdings Kraftwerkskapazitäten abgerufen, die aufgrund der eigentlichen Marktsituation nicht in Betrieb gewesen wären. Dadurch fallen insgesamt höhere Stromerzeugungskosten an, als notwendig gewesen wären, da der Kraftwerksbetrieb sowie der Produktionsentgang entsprechend entschädigt werden müssen. Dies hat auch ökologische Auswirkungen, da es sich dabei im Allgemeinen um fossile Kraftwerke handelt und mit deren Betrieb Emissionen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen verbunden sind.

Intraday-Handel aussetzen
Um den Redispatching-Maßnahmen nicht entgegenzuwirken besteht im Rahmen des Engpassmanagements die Möglichkeit den Intraday-Handel auszusetzen. Dieser stellt daher einen Parameter für die Eingriffe in den Netzbetrieb dar. In der Abbildung ist die Dauer der Handelsstopps für die Quartale der Jahre 2011 bis 2015 dargestellt. Daraus ist ersichtlich, dass die Maßnahmen, die notwendig sind, um eine stabile Elektrizitätsversorgung zu gewährleisten, signifikant zunehmen. Zu berücksichtigen ist, dass es hier nicht um die absoluten Zahlen geht, da es bei der Berechnung gewisse Unschärfen gibt, sondern um die generell Tendenz.

Quelle: 380 kV-SALZBURGLEITUNG – Evaluierung des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg, Umweltbundesamt und eigene Auswertungen.

 

Entwicklungen

  • 01.03.17: “Die Kosten für Systemdienstleistungen sind 2015 deutlich gestiegen. Im Jahr 2015 lagen sie bei 1,6 Milliarden Euro, gegenüber 1,1 Milliarden Euro im Vorjahr. Die Kosten für Systemdienstleistungen werden von den Stromkunden größtenteils über die Netzentgelte getragen. Der Teil der Systemdienstleistungskosten, der auf Engpässe im Stromnetz zurückzuführen ist, hat sich verglichen mit dem Vorjahr beinahe verdreifacht, und zwar von 387 auf 1035 Millionen Euro. Die Kosten für Redispatch lagen im Jahr 2015 bei 412 Millionen Euro, gegenüber 185 Millionen Euro im Vorjahr. Ein Grund für die Verschärfung der Netzengpasssituation ist der kräftige Zubau von Windenergie an Land und auf See in den vergangenen Jahren bei gleichzeitig verzögertem Netzausbau. Die klassischen Systemdienstleistungen zur Frequenz- und Spannungshaltung verursachten 2015 dagegen geringere Kosten als im Vorjahr. Quelle: Unterrichtung durch die Bundesregierung – Fünfter Monitoring-Bericht „Energie der Zukunft“, 15.12.2016

  • 26.02.16: “EVN: Die Abrufe im ersten Quartal (Geschäftsjahr 2015/16 – Oktober bis Dezember) für die Netzstabilisierung in Österreich und in Deutschland haben die Zahl des gesamten Geschäftsjahres 2014/15 bereits deutlich übertroffen.” Quelle: www.finanzen.at

Die Kosten für Interventionen zur Stabilisierung des Stromnetzes (Engpassmanagement, Redispatch, Intraday-Stop) in Österreich betrugen

  • 2011: ~2 Millionen, 
  • 2013: ~13 Millionen,
  • 2014: ~22 Millionen
  • 2015: ~ 200 Millionen Euro
  • 2016: ~150 Millionen Euro
  • 2017:  ~320 Millionen Euro (2017 gab es gehäuft Stresssituationen im Netz: An 301 Tagen musste stabilisierend eingegriffen werden.)

(Quelle: APG; siehe auch Pläne für Stromzäune spalten Europa bzw. Stromnetze an der Belastungsgrenze). Wobei hier festzuhalten ist, dass die Kosten großteils an Deutschland (Abruf der Leistungen bei österreichischen Kaltreserven) weiterverrechnet werden (rote Balken in der Grafik).

 

2017 gab es gehäuft Stresssituationen im Netz: An 301 Tagen musste stabilisierend eingegriffen werden.

 Quelle: kurier.at und sn.at

Der Übertragungsnetzbetreiber APG und die Wirtschaftskammer Österreich (WKÖ) pochen nach den im Vorjahr gehäuft aufgetretenen Stresssituationen im Stromnetz auf einen möglichst raschen Ausbau dieser Infrastruktur. Durch immer mehr volatilen Ökostrom und teils ungünstige Witterung musste die APG 2017 zur Sicherung der Versorgung an 301 Tagen stabilisierend eingreifen, so oft wie nie zuvor.

Davon mussten nach dem Verursacherprinzip 100 Mio. Euro von “österreichischen Zahlern” getragen werden, also der Wirtschaft und den Konsumenten. Die Maßnahmen zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit bestanden vor allem in Zuschaltungen thermischer Kraftwerkskapazität. Redispatch sei aber viel teurer als ein Netzausbau, dessen Notwendigkeit sich im Vorjahr einmal mehr erwiesen habe, verwies die Managerin auf die noch immer beim Bundesverwaltungsgericht liegende Causa “Ausbau der 380-kV-Salzburg-Leitung”.

“Wir benötigen die Leitung ganz dringend, um kritische Situationen in Österreich zu verhindern”, betonte APG-Chefin Ulrike Baumgartner-Gabitzer am Donnerstag vor Journalisten. In Westösterreich stehe viel Strom aus Pumpspeicherkraftwerken zur Verfügung, der zum Ausgleich des in Ostösterreich nicht permanent vorhandenen Stroms aus Windkraft dienen könne.

“Wir brauchen mittelfristig alle Gaskraftwerke. Gas ist eine Brückentechnologie, um die Volatilität ausgleichen zu können. Die Gaskraftwerke dürfen daher nicht vom Netz gehen”, forderte Baumgartner-Gabitzer.

Die noch fehlende Verbindung von Salzburg nach Kaprun könnte – bei raschem grünen Licht – 2023 fertig sein, sagt die APG-Chefin.