Redispatch und Engpassmanagement (Netzengpass)

Steht der Neubau am Anfang? Im Gesetz steht er am Ende

Für den Netzentwicklungsplan schreibt das ElWG eine Reihenfolge vor: Der Neubau von Leitungsanlagen soll „erst dann in Betracht gezogen" werden, „wenn die bestehenden elektrischen Leitungsanlagen ausreichend optimiert oder angemessene Verstärkungs- und Erweiterungsmaßnahmen durchgeführt wurden" (§ 123 Abs. 5).^Q1 Ob daraus im UVP-Verfahren ein Prüfmaßstab für dieses Vorhaben folgt, entscheiden Behörde und Gericht.

Der Maßnahmenkatalog gegen Engpässe bestätigt das: § 140 Abs. 5 ElWG verpflichtet den Regelzonenführer — also die APG —, Engpässe „zu den geringsten Kosten" zu vermeiden, und benennt dafür einzeln: Flexibilitätsverträge, Anordnungen, Regelarbeits- und Intraday-Angebote, Spitzenkappung, begrenzten Netzzugang, regelbare Tarife, kurz- und mittelfristige betriebliche Maßnahmen. Der Leitungsneubau ist keine davon.^Q1

Was ist ein Netzengpass?

Ein Engpass heißt: Das Netz kann nicht mehr alles transportieren, was gehandelt wird. Definiert wird er nicht im ElWG, sondern in EU-Recht (§ 6 Abs. 1 Z 41).^{Q1, Q3} Engpassmanagement ist der Oberbegriff dafür, was die Netzbetreiber dagegen tun: „die Gesamtheit von kurz-, mittel- und langfristigen Maßnahmen …, um … Engpässe … zu vermeiden oder zu beseitigen" (§ 6 Abs. 1 Z 42 ElWG).^Q1

Einen Kostenvergleich mit dem Netzausbau kennt das Gesetz — als Voraussetzung dafür, wie die Netzbetreiber beschaffen: Sie haben „Flexibilitätsleistungen einschließlich Engpassmanagement … in einem … marktgestützten Verfahren zu beschaffen, wenn die Flexibilitätsbeschaffung gegenüber dem Netzausbau oder der Netzverstärkung die kosteneffizientere Maßnahme darstellt" (§ 139 Abs. 1 ElWG). Das ist eine von drei alternativen Voraussetzungen.^Q1

Was ist Redispatch einfach erklärt? Ein Eingriff ins Stromnetz wegen des Handels, nicht wegen einer Störung

Nach Darstellung der APG führen die Handelsflüsse zu „(n-1)-Verletzungen bzw. Überlastungen" im Netz (S. 38).^Q2 Dagegen nimmt sie Flexibilitätsleistungen von Erzeugern und Verbrauchern in Anspruch; anordnen darf sie erst, „sofern alle anderen Möglichkeiten … ausgeschöpft sind", und muss die Nachteile ersetzen (§ 140 Abs. 1 und 2 ElWG).^Q1 Auslöser ist ein Handelsergebnis, keine Störung — und schon gar kein Stromausfall.

Wer zahlt die Redispatch-Kosten? Sie — und die Leitung auch

Die Netzkunden. Die APG schreibt es selbst: „Diese Kosten sind Teil der Netzkosten der APG und von den Netzkunden zu tragen (!)" — Ausrufezeichen im Original; gemeint sind Redispatch und Netzreserve in der Regelzone APG, 2019 bis 2024 (S. 38).^Q2 Netzreserve sind flexible Erzeuger und Verbraucher, die die APG eigens gegen Engpässe kontrahiert (S. 38).^Q2

Für den Leitungsbau sagt es das Gesetz: Die angemessenen Kosten der Maßnahmen des Netzentwicklungsplans sind bei der Entgeltbestimmung anzuerkennen, „inklusive Vorfinanzierungskosten" (§ 124 Abs. 4 ElWG).^Q1 Wer Engpassmanagement gegen Leitungsbau ausspielt, spielt nicht teuer gegen gratis, sondern zwei Posten derselben Rechnung. Nur: Was das Engpassmanagement kostet, gibt die APG an — was diese Leitung davon einspart, steht in ihrem Projektblatt nicht. → Netzentgelte

Gilt Redispatch 2.0 aus Deutschland auch in Österreich?

Im ElWG kommt das Wort „Redispatch" ein einziges Mal vor, beiläufig in einer Bestimmung über Batteriespeicher (§ 89 Abs. 8 Z 3); „Redispatch 2.0" gar nicht. Der österreichische Rechtsbegriff heißt Engpassmanagement (§ 140 ElWG).^Q1 Was in Kärnten gilt, steht dort.

Hier steht, wer was sagt — nicht, was richtig ist.

„Ohne die Leitung wird es teuer" — nur nennt niemand Redispatch-Kosten für Kärnten

Die APG führt die Kernfigur selbst: Strukturelle Engpässe ließen sich nachhaltig „nur durch Netzausbau und mit den NEP-Projekten" verringern (S. 38).^Q2 Der Satz gilt den Projekten des Plans als Gesamtheit — ohne Kärnten, ohne Betrag, ohne Menge.

Die Zahlenlage trägt ihn bisher nicht. Der Plan nennt zwei Größen, die Verschiedenes messen: „zwischen 84 MEUR und 147 MEUR" für Redispatch und Netzreserve zusammen in der Regelzone APG, 2019 bis 2024 (S. 38), und 174,1 Mio. Euro für Engpassmanagement allein in ganz Österreich, im Jahr 2024 (S. 165).^Q2 Andere Gebietsabgrenzung, andere Kostenbestandteile, anderer Zeitraum — den Unterschied erklärt das Dokument nicht. Für den Kärntner Netzraum steht in keiner der beiden Zahlen ein Wert.

Einen Nutzen beziffert der Plan für dieses Vorhaben — im Anhang B, als Rechenbeispiel zur Kosten-Nutzen-Methodik, mit Amortisation innerhalb der ersten sechs Jahre (S. 165). Nur bewertet das Beispiel nicht Kärnten: Die Ergebnisse beziehen sich „auf den geografischen Bereich der ENTSO-E und damit allen dazu gehörigen Ländern" (S. 164) — nicht auf die Regelzone APG und nicht auf ihre Netzkunden.^Q2 Ein europaweiter Wohlfahrtsgewinn ist keine Antwort darauf, welchen Engpass diese Leitung in Kärnten beseitigt.

Entstehen die Engpässe überhaupt in Kärnten?

Wo die APG die Ursachen beschreibt, kommt Kärnten nicht vor: Kapitel 2.5.1 nennt ein „Defizit an flexibler Kraftwerks- und Erzeugungsleistung im Osten Österreichs", Importe aus dem Westen und „die verstärkte Nutzung internationaler Handelskapazitäten" (S. 38) — von Kärntner Stromverbrauch ist dort nicht die Rede.^Q2 → Stromtransit & Grenzkuppelstellen

Redispatch bzw. Netzreserveleistung waren zwischen 2019 und 2024 „an bis zu 268 Tagen pro Jahr erforderlich (!)" — das Ausrufezeichen stammt von der APG (S. 38).^Q2 Gemessen ist die Regelzone APG — deren Engpassursachen die APG außerhalb Kärntens verortet.

Senkt die 380-kV-Leitung die Engpasskosten? Ihr eigenes Projektblatt sagt es nicht

Das Projektblatt zum Vorhaben Netzraum Kärnten im NEP 2025 (Kap. 4.10.2, S. 89) listet sieben Nutzen auf — Ringschluss, Pumpspeicheranbindung, (n-1)-Sicherheit und weitere. Engpassmanagement ist nicht darunter; beim Projektblatt der Salzburgleitung im selben Dokument steht es (S. 61).^Q2 Auch die Projektseite nennt diesen Nutzen nicht.^Q4 Das belegt nicht, dass die Leitung nichts bewirkt — sondern dass der Nutzen dort fehlt, wo er beziffert gehört. Wer ihn bei der Salzburgleitung ausweist und hier nicht, muss sagen, warum.

Engpässe nennt der Plan an einer Stelle doch: „Engpässe und absehbare Kapazitätsgrenzen" der bestehenden 220-kV-Leitung Lienz – Obersielach (S. 46).^Q2 Einsatztage oder Euro nennt er dafür nicht — die Behauptung steht ohne Zahl.

Die Umweltverträglichkeitserklärung soll 2027 eingereicht werden. Bis dahin bleibt offen, welchen Engpass diese Leitung vor Ihrer Haustür beseitigt.

Dieser Abschnitt ist eine Forderung des Vereins, keine Wiedergabe geltenden Rechts.

Forderung des Vereins, keine Wiedergabe geltenden Rechts. Fassung zur Freigabe durch den Vorstand.

Erstens: Zuerst die Nullvariante. § 6 Abs. 1 Z 2 UVP-G verlangt in der UVE (Umweltverträglichkeitserklärung) eine Beschreibung der geprüften Lösungsmöglichkeiten, „der Nullvariante und Angabe der wesentlichen Auswahlgründe" — also der Möglichkeit, das Vorhaben nicht zu verwirklichen.^Q5 LKoS fordert, dass die UVE das Engpassmanagement dem Kostenvergleich unterzieht, den § 139 Abs. 1 ElWG für die Beschaffung von Flexibilität vorsieht: als Alternative, die man durchrechnet, nicht als Schreckbild. → Alternativenprüfung & Nullvariante

Zweitens: Offenlegen, was vorher geprüft wurde. LKoS fordert von APG und KNG-Kärnten Netz offenzulegen, welche Optimierungen sie geprüft haben — allen voran Phasenschiebertransformatoren, die den Stromfluss auf vorhandene Leitungen umlenken. Der eigene Plan beschreibt sie als Mittel zur „Reduktion von Engpässen sowie Redispatch- und Engpassmanagementkosten" und nennt vier untersuchte Standorte („u. a.", S. 139), keinen davon in Kärnten; als Projekt will die APG sie erst in den NEP 2027 aufnehmen.^Q2 Das gehört in die UVE, samt Ergebnis.

Drittens: Die Zahl gehört auf den Tisch. LKoS fordert, dass APG und KNG in der UVE beziffern, wie hoch die Engpasskosten sind, wo sie anfallen und um wie viel dieses Vorhaben sie senkt. Solange die Wirkung nicht beziffert ist, trägt das Argument die Leitung nicht — es begleitet sie nur. → Genehmigungsvoraussetzungen & Interessenabwägung