Die vergangenen Jahre waren in Europa geprägt durch die Krise in der Ukraine, durch eine Preisrallye bei Gas und Strom in unvorstellbaren Höhen. Wieder einmal zeigte sich wie verwundbar unsere Wirtschaft bei einseitigen Abhängigkeiten ist und wie sehr wir von einzelnen Energieträgern abhängig sind. Die Krise verursachte eine Reihe von Entwicklungen, einerseits erlebte die Photovoltaik einen enormen Zuwachs in vielen europäischen Ländern, andererseits sind neue Atomkraftprojekte wieder in Diskussion und werden in vielen Ländern als Problemlöser gehypt. Selbst der Ausstieg aus der Kohleverstromung wird wieder in Frage gestellt. Die Ereignisse in der Ukraine haben aber auch viele positive Auswirkungen gezeigt. Europa hat sich in kürzester Zeit, mit wenigen Ausnahmen, von russischem Gas emanzipiert und das Bewusstsein auf inländische Energiequellen zu setzen, hat stark zugenommen. Die Entwicklungen in Österreich können vereinfacht in zwei Punkten zusammengefasst werden. Der enorme Ausbau bei Photovoltaik und Wind hat, auch verbunden mit einem konjunkturbedingten Rückgang des Verbrauches, die Abhängigkeiten von Stromimporten dras- tisch reduziert. Der Ausbau von Windkraft und Photovoltaik bringt aber auch die Betreiber der Verteil- und Übertragungsnetze in Zugzwang. Der Energieträger Erdgas verzeichnet einen massiven Rückgang, zehntausende Kunden wechseln jährlich zu anderen Energieträgern, die hohen Temperaturen der letzten Winter tragen ihres dazu bei und natürlich ist auch die aktuell wirtschaftliche Schwäche bemerkbar.

Durch die Modellierung der Stromstrategie 2040 konnte Oesterreichs Energie zeigen, dass ein klimaneutrales und robustes Stromsystem, welches auch noch anderen Sektoren bei der Dekarbonisierung hilft, möglich ist. Im Rahmen des Projekts wurde dabei erstmals der Flexibilitätsbedarf für 2040 aus Sicht von Oesterreichs Energie modelltechnisch erhoben sowie die Deckung dieser Flexibilitätsbedarfe auf Basis eines Strommarktmodells ermittelt. Der umfangreiche Ausbau an Flexibilitätsoptionen sowie Speichertechnologien, verbunden mit einer starken Integration in den europäischen Strommarkt, ermöglicht dabei die sichere Bedarfsdeckung auch in angespannten Situationen. Zudem wurde die Klimaneutralität des Stromsystems für 2040 auf Basis einer stundenscharfen Berechnung der spezifischen Emissionen der Import- und Exportländer demonstriert. Das in der Stromstrategie 2040 sehr ausgewogen spezifizierte Verhältnis der einzelnen Erzeugungstechnologien ermöglicht die Nutzung von Synergien und reduziert Schwankungen auf ein Minimum im Vergleich zu alternativen Szenarien.

Anforderungen an die Energieinfrastruktur für ein klimaneutrales Österreich – der Integrierte Netzinfrastrukturplan und nächste Schritte. 100% Erneuerbare Energie braucht eine adäquate Infrastruktur. Das BMK hat im April mit dem integrierten Netzinfrastrukturplan (ÖNIP) einen Plan vorgelegt, wie eine Infrastruktur für ein klimaneutrales Österreich aussehen kann. Der ÖNIP skizziert erstmals energieträgerübergreifend die großen Transportbedarfe für grünen Strom, erneuerbare Gase und Wasserstoff auf Basis eines gemeinsamen Mengengerüsts. Er macht die komplexe Verzahnung des Systems sichtbar zwischen unterschiedlichen Erzeugungstechnologien, zwischen Tages- und Jahreszeiten, zwischen Regionen, zwischen Speichern, hybriden Elementen und Transportinfrastruktur – denn sie braucht es, um Verbraucher:innen jederzeit sicher versorgen zu können. Er ist unsere Landkarte zur Koordination des erneuerbaren Ausbaus mit der Netzentwicklung und dem Speicherausbau, die jetzt auf allen Ebenen des Energiesystems folgen müssen. Wie dieses Zielbild aussieht, welchen Beitrag die (Klein-)wasserkraft zur Stabilisierung von Versorgung und Netzauslastung leistet und wie es mit dem Umbau der Infrastruktur weitergehen wird, soll Inhalt dieses Vortrags sein.

Die EU erzielt bedeutende Fortschritte bei der Dekarbonisierung und steigert kontinuierlich den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung. Bis 2030 wird dieser voraussichtlich 69 % erreichen und bis 2040 sogar 87 %. Mit dem zunehmenden Einsatz variabler Energiequellen, wie Windkraft und Photovoltaik, wächst auch der Bedarf an Flexibilität, um eine effiziente Ressourcennutzung und eine zuverlässige Energieversorgung zu gewährleisten. Diese Transformation bringt nicht nur umfassende Änderungen im Netzbetrieb mit sich, sondern hat auch erhebliche Auswirkungen auf den Strommarkt. Vor diesem Hintergrund wird Adrian Lindermuths Beitrag die jüngsten energiewirtschaftlichen und regulatorischen Entwicklungen auf EU-Ebene zusammenfassen und potenzielle Herausforderungen sowie Chancen für die Wasserkraft aufzeigen.

Der politische Druck gegen die Wasserkraft war während der RED III-Verhandlungen enorm. Dennoch gelten die Bestimmungen der RED III auch für die Wasserkraft. So sollte sie zum Beispiel vom Prinzip des übergeordneten öffentlichen Interesses und schnelleren und vereinfachten Genehmigungsverfahren profitieren können, allerdings liegt nun die Entscheidung, dies für die Wasserkraft anzuwenden, bei den nationalen Regierungen. Der Vortrag wird einen Überblick der umzusetzenden Themen der RED III auf nationaler Ebene liefern und zudem Bezüge zu anderen EU-Rechtsakten (z.B. der Rechtsakt zur Wiederherstellung der Natur) herstellen, die für die Umsetzung der RED III und vor allem für die Förderung der (Klein-)Wasserkraft wichtig sind.

Die Zielsetzung der Wasserrahmenrichtlinie sieht die Herstellung eines guten Zustands in allen Oberflächenwasserkörpern bis 2027 vor. Kraftwerksbetreiber:innen werden in die Pflicht genommen, diese Vorgaben umzusetzen, wobei zahlreiche Bundesländer hier keine Einzelverfahren, sondern Sanierungsverordnungen gewählt haben. Dies mit teils kuriosen Effekten:

• Anpassungsverpflichtungen werden für bestehende Fischaufstiegshilfen verlangt, auch wenn diese fischpassierbar sind.

• Nachweise der Funktionstüchtigkeit werden nicht akzeptiert.

• Die Umsetzungsfristen sind so gewählt, dass eine rechtliche Überprüfung verunmöglicht wird.

• Das erforderliche Abstellen auf den Einzelfall wird verabsäumt.

Besonders ärgerlich ist zudem, dass andere Verpflichtete, wie die öffentliche Hand und Fischereiberechtigte nicht verpflichtet werden. Kraftwerksbetreiber:innen müssen ein Sonderopfer tragen. Gänzlich fragwürdig wird dieses Vorgehen, wenn man tiefer in die Wasserrahmenrichtlinie eintaucht und die tatsächlichen Verpflichtungen aus der Richtlinie mit jenen aus den Sanierungsverordnungen vergleicht. Berthold Lindner wird mit seinem Vorbringen diese Absurditäten anhand konkreter Beispiele präsentieren und mögliche Auswege aufzeigen.

Thema Energiewende, Ausbaubeschleunigung und Naturschutz

Die österreichische Energiewende zielt auf bilanziell 100 % Erneuerbare Stromerzeugung in 2030 ab. Für die kosteneffiziente Umsetzung dieses Ziels sind Weiterentwicklungen des regulatorischen Rahmens erforderlich, die für Erzeugungsanlagen sowie für Kleinwasserkraft Anforderungen und neue Chancen bringen. Im neuen wirtschaftlichen Umfeld bieten z. B. Hybridanlagen mit und ohne Speicher interessante Optionen und Geschäftsmodelle. Das von der E-Control forcierte Konzept der „netzwirksamen Leistung“ und virtuelle Zielpunkte er- öffnet hier neue Möglichkeiten. Um die Digitalisierung der Netze auf solide Daten zu stellen, werden die Datenanforderungen laut Datenaustausch-Verordnung erweitert. Damit wird eine Grundlage für zeitgemäßen Netz- und Systembetrieb geschaffen, in dem Flexibilität eine zentrale Rolle spielt. Der steigende Bedarf an die Flexibilität bringt für die Wasserkraft flexible Hybridanlagen, aggregierte Kleinanlagen und neue Möglichkeiten mit sich, die es zu erschließen gilt.

Stromnetze sind das Rückgrat der Energieversorgung. Eine sichere und vollständig klimaneutrale Energieversorgung sowie eine zunehmende Elektrifizierung der Mobilität und der Wärmebereitstellung erfordern einen umfangreichen Ausbau von erneuerbaren Stromerzeugungsanlagen. Mit den ambitionierten Zielen Österreichs (100 Prozent Strom aus erneuerbarer Energie bis 2030; als Land klimaneutral bis 2040) braucht Österreich bis 2040 etwa doppelt so viel Strom wie aktuell. Damit die Netze nicht der „Bottleneck“ der Energiewende werden, muss ihr Ausbau dynamisiert werden. Schnellere Genehmigungsverfahren sowie neue Instrumente in der Finanzierung sind gefordert. Insgesamt erfordert der Netzausbau bis 2040 53 Milliarden Euro – 44,4 Milliarden davon entfallen auf die Stromverteilernetze, neun Milliarden auf das Übertragungsnetz (APG). Im Auftrag des Dachverbands Erneuerbare Energie Österreich (EEÖ) hat Frontier Economics untersucht, welchen Beitrag ein staatlicher Infrastrukturfonds Energie zum beschleunigten Netzausbau leisten kann und ob dadurch die Kosten für Netznutzer gedämpft und über die lange Nutzungsdauer fair verteilt werden können. Im Ergebnis der Arbeit zeigt sich, dass ein staatlicher Infrastrukturfonds Energie dazu beitragen könnte, etwaige Finanzierungslücken von Netzbetreibern zu schließen, die Belastungen für die Netznutzer zu dämpfen und die Energiewende rasch umzusetzen. Es gibt auch bereits Beispiele für zentrale Infrastruktur, die ebenfalls mithilfe öffentlicher Finanzierung unterstützt wird.

Die Energiekrise der letzten Jahre hat auch handfeste Konsequenzen für die Vermarktung von Strom. Die EU hat das bestehende Strommarktdesign um- fassend überarbeitet und neue Instrumente eingeführt. Der Direktvermarktung von Strom, mittels Power Purchase Agreements (PPA) und „Energy Sharing“-Modellen, soll eine noch größere Bedeutung zukommen, was auch der Kleinwasserkraft große Chancen eröffnen wird. So kann die Finanzierung neuer Projekte über PPAs gewährleistet werden, während bestehende Kraftwerke über Energiegemeinschaften und andere Energy Sharing Modelle höhere Einnahmen generieren. Aber nicht nur die Direktvermarktung wird auf neue Beine gestellt, auch im Fördersystem kommen erhebliche Neuerungen auf die Betreiber von Erzeugungsanlagen zu. So sollen sogenannte „Contracts for Difference“ (CfD) zum Standard werden. Die neuen EU-Regelungen sind teils von Österreich in nationales Recht umzusetzen.

Durch den anhaltend massiven Ausbau der Stromerzeugung aus Photovoltaik und Windkraft auf europäischer, als auch österreichischer Ebene, nimmt die Volatilität der Börsenstrompreise deutlich zu. Im Tagesverlauf treten dadurch zunehmend, sowohl Stunden mit (sehr) hohen, als auch (sehr) niedrigen Spotpreisen auf – eine Entwicklung die auch im laufenden Jahr sehr ausgeprägt beobachtet werden konnte. Zwischen spätem Frühjahr und Herbst kann damit der Marktwert der Erzeugung aus Laufwasserkraft zukünftig deutlich unter den durchschnittlichen Spotpreisen liegen. Für die Betreiber:innen von Kleinwasserkraftanlagen wird es daher wichtiger ihre Marktpreisrisiken langfristig abzusichern. Neben einer Direktleitung zu einem Großverbraucher, oder durch Einbringung der Erzeugung in eine Energiegemeinschaft, kann dies auch durch Kombination eines Laufwasserkraftwerks mit einer Großbatterie erfolgen. Die nicht steuerbare Erzeugung der Laufwasserkraft wird dadurch vom Flexibilitäts-Nachfrager zum Flexibilitäts-Anbieter.

Österreich ist aufgrund seiner geografischen Lage und seiner zahlreichen Flüsse und Bäche seit jeher ein Land, das von Wasserkraft geprägt ist. Wasserkraftwerke spielen eine zentrale Rolle in der Energieversorgung des Landes und liefern den Großteil der erneuerbaren Energie. Insbesondere Kleinwasserkraftwerke können hier einen wichtigen Beitrag leisten, da sie dezentral Strom erzeugen und gleichzeitig ökologisch relativ verträglich sind. Im Rahmen dieses Vortrags werden die Potenziale der Kleinwasserkraft in Österreich untersucht. Fünf wesentliche Potenzialschwerpunkte werden vorgestellt, die in ihrer Größe und Bedeutung unterschiedlich ausfallen. Dazu gehören nicht durchgängige und nicht energetisch genutzte Querbauwerke, das energetische Potenzial an Beschneiungsteichen, das Revitalisierungspotenzial, das Errichtungspotenzial von Kleinwasserkraftspeichern und Strombojen sowie das Neubaupotenzial.

Die sinkenden Marktpreise für Energie haben die Entwicklung neuer Ver- marktungsmodelle beflügelt, die besonders für Betreiber von Kleinwasser- kraftwerken attraktiv sind. Seit April 2024 können diese Anlagen nun dynamisch mehrere Energiegemeinschaften gleichzeitig beliefern, was neue Chancen eröffnet. Gerade wegen der konstanten Produktion von Kleinwas- serkraftwerken profitieren Betreiber von der Möglichkeit, ihre Energie auf verschiedene Gemeinschaften zu verteilen. Dies führt zu einer Diversifizie- rung und Stabilisierung ihrer Einnahmen, da sie von unterschiedlichen Nach- frageprofilen und Preisbedingungen profitieren können. Ein wesentlicher Vorteil dieser Modelle ist die verbesserte Auslastung der Energieproduktion. Durch den Anschluss an verschiedene Gemeinschaften kann die Energie effizienter vermarktet werden. Dies reduziert auch den Verwaltungsaufwand und senkt die Vermarktungskosten. Im Vortrag werden zudem spannende Best-Practice-Beispiele aus innovati- ven Energiegemeinschaften vorgestellt, die diese neuen Vermarktungsmo- delle erfolgreich umgesetzt haben. Lassen Sie sich inspirieren und erfahren Sie, wie Sie die Vorteile dieser Entwicklungen für Ihr Wasserkraftwerk nut- zen können.

Das KW Volders bildet eine wesentliche Erzeugungseinheit für die Energieversorgung in der Region Hall in Tirol und Umgebung. Die Anlage wurde in den 60-iger Jahren errichtet und produziert bei einer Engpassleistung von 6,8 MW im Regeljahr rund 34 GWh. Bedingt durch die Umsetzung des NGP III wird bis zum Jahr 2027 behördlich eine Restwassermenge vorgeschrieben werden, die zu einer deutlichen Erzeugungsminderung der Anlage führen wird. Unter gleichzeitiger Berücksichtigung des fortgeschrittenen Alters der Anlage wurde daher bereits im Jahr 2020 eine Machbarkeitsstudie erstellt, in der Aus- bzw. Umbaualternativen des bestehenden Kraftwerks untersucht wurden. Die Studie kam zum Ergebnis, dass nur eine Erhöhung der Ausbauwassermenge bei gleichzeitiger Vergrößerung des Tageswasserspeichers den Erzeugungsverlust kompensieren kann, bei gleichzeitiger Erfüllung der gewässerökologischen Neuanforderungen. Das Repowerte Kraftwerk Volders wird eine Engpassleistung von 11 MW und eine jährliche Erzeugung von rund 40 GWh aufweisen. Bei gleichzeitiger Vergrößerung des Speichers um den Faktor 5, kann die Flexibilität der Anlage für deren Einsatz am Regelenergie deutlich erhöht werden. Für den Neubau des Kraftwerks wird mit Kosten in der Höhe von 50 Mio € gerechnet.