Untypisches Jahresende© APG
INDUSTRIAL TECHNOLOGY Redaktion 09.02.2024

Untypisches Jahresende

APG-Factbox zeigt im Dezember 2023 dank außergewöhnlich hoher erneuerbarer Produktion geringsten Importsaldo seit 2011.

WIEN. Der Dezember 2023 glänzet mit saisonuntypisch hoher Laufwassererzeugung, die letzten Wochen des Jahres (KW 49-52) wurden, durch die hohen Niederschlagsmengen und warmen Temperaturen im gesamten Bundesgebiet, von einer saisonuntypischen und außergewöhnlich hohen Laufwasser-Produktion in Österreich geprägt. Die erneuerbaren Energien konnten im Dezember gesamt 4.002 GWh (Gigawattstunden) Strom erzeugen und damit rund 81% des österreichischen Strombedarfs (4.951 GWh) decken. Allein die Wasserkraft produzierte mit 3.060 GWh rund 76% der erneuerbaren Energien. Die Windenergie machte mit 752 GWh rund 19% aus.
Durch die Änderung des Klimas, die steigenden Temperaturen und die Zunahme an Niederschlägen in Form von Regen in den Wintermonaten gewinnt die Wasserkraft in dieser Zeit an Gewicht. Im Vergleich zum Dezember des Vorjahrs konnte die Laufwasserkraft um rd. 78% mehr Strom produzieren. Um die erneuerbaren Energien uneingeschränkt nutzen zu können benötigt es aber kapazitätsstarke Netze, Speicher, Kraftwerksreserven sowie digitale Intelligenz innerhalb des Stromsystems.

Geringster Importsaldo seit 2011
In der Regel nimmt die erneuerbare Produktion (vor allem die Wasserkraft) in den Wintermonaten stark ab und Österreich ist durchgehend von Importen abhängig. Die außergewöhnlich gute Erzeugung aus Erneuerbaren im Dezember sorgte jedoch dafür, dass Österreich bilanziell an 11 Tagen Strom ins Ausland exportieren konnte, was einen – für dieses Kalendermonat – besonders niedrigen Importsaldo zur Folge hatte.
„Im Saldo musste Österreich im Dezember 194 GWh Strom importieren. Diese ist der geringste Importsaldo seit 2011,“ erklärt Gerhard Christiner, technischer Vorstand der APG. „Im Sinne der Energiewende und des wachsenden Anteils erneuerbarer Energien ist der rasche Ausbau aller Formen von erneuerbaren Energien ausdrücklich zu begrüßen. Um diese Potenziale aus erneuerbarem Strom bestmöglich nutzen zu können braucht aber gleichzeitig den weiteren Ausbau der Strominfrastruktur bzw. der Speicher. Darüber hinaus ist für ein effektives Strommanagement, gerade auch zur Beherrschung der Volatilitäten, eine umfassende Digitalisierung aller Akteure des Stromsystems von Nöten.“

Redispatch-Kosten explodierten
Um den volatilen, erneuerbaren Strom verwendbar zu machen, braucht es ein starkes Stromnetz, das den Strom dorthin transportiert, wo er gebraucht wird. Um dabei Überlastungen im Stromnetz zu verhindern und um die sichere Stromversorgung zu gewährleisten, wird mit sogenannten Redispatch-Maßnahmen der Stromfluss gesteuert. Darunter versteht man den gezielten und kontrollierten Einsatz thermischer und hydraulischer Kraftwerke.

„Im Jahr 2023 waren derartige Eingriffe an 217 Tagen (acht im Dezember) notwendig. Das verursacht Kosten, die letztendlich der Stromkunde bezahlen muss,“ betont Thomas Karall, kaufmännischer Vorstand der APG. „Zu Jahresende lagen die durch Redispatch-Maßnahmen ausgelösten Kosten des Jahres für den österreichischen Stromkunden bei 141,6 Mio. Euro. Im Vergleich zu den Kosten im Vorjahr verzeichnet dies eine Erhöhung von 51 Prozent. Ein leistungsstarkes Stromnetz mit ausreichenden Kapazitäten würde den Eingriff in den Kraftwerksbetrieb erheblich verringern und die Kosten reduzieren. Der unmittelbare Ausbau der Netzinfrastruktur hat daher oberste Priorität.“

Schwierige Analyse des Stromverbrauchs
Im Dezember (KW 49 – KW 52) wurden in Österreich 4.951 GWh Strom aus dem öffentlichen Netz verbraucht. Verglichen mit dem Durchschnitt der Jahre 2017-2021 liegt Österreich rund sechs Prozent unter dem Referenzwert. Dies ist nicht zuletzt auf die vermehrte Erzeugung aus Photovoltaik-Anlagen zurückzuführen, welche direkt zur Verbrauchsdeckung verwendet wird und damit nicht mehr über das öffentliche Netz bezogen werden muss. Daher kann der exakte Stromverbrauch Österreichs aktuell nicht genau verifiziert werden und auch die Stromverbrauchsprognose für die Zukunft ist mit Unsicherheiten belegt. Diese Dynamik führt auch zu massiven Rückspeisungen aus den regionalen Verteilnetzen in das Übertragungsnetz. Die bisherige Verbrauchsmittagsspitze „existiert“ nicht mehr, stattdessen müssen Überschüsse über das Übertragungsnetz zu den Speicherkraftwerken oder ins Ausland transportiert werden. Neben diesen neuen Herausforderungen im Bereich der Lastflüsse, ändert dies auch die Strompreiskurve signifikant – an verbrauchsarmen Wochenenden führt dies zum Beispiel zu negativen Marktpreisen. „Für ein effektives Systemmanagement zur Beherrschung der volatilen Erneuerbaren brauche es auch aus diesem Grund eine umfassende Netzausbau- und Speicherausbaustrategie“, so die APG-Vorstände abschließend.

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