Blackout verhindern. DI Mag.(FH) Gerhard Christiner Technischer Vorstandsdirektor

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1 Blackout verhindern DI Mag.(FH) Gerhard Christiner Technischer Vorstandsdirektor Austrian AUSTRIAN POWER Power GRID Grid AG AG (APG) Österreichisches Gesellschafts- und Wirtschaftsmuseum, 23. Oktober 2017

2 Strom ist die Grundlage zur Entwicklung moderner Volkswirtschaften Zugang zu Strom als Voraussetzung einer Wohlstandsgesellschaft Elektrischer Strom als Motor einer modernen Gesellschaft 2 Quelle: Exploring the value of electricity Clark W. Gellings, P.E.

3 Endprodukt Strom sehr hohe Versorgungssicherheit in AT! Österreich an der Spitze Europas! 3 Quelle: CEER Benchmarking Report 5.2, Version vom

4 Ein Blackout betrifft uns alle Private Kommunikation funktioniert nach kurzer Zeit nicht mehr Verkehrschaos entsteht (Ampeln fallen aus, Züge bleiben stehen, Schranken öffnen nicht mehr, ) Engpässe in der Treibstoffversorgung Probleme bei der Wasserversorgung und Abwasserentsorgung Lebensmittel können nicht mehr gekühlt werden. Bei der Nachlieferung kommt es zu logistischen Problemen Die Versorgung mit Bargeld funktioniert nicht mehr Arztpraxen und Apotheken müssen schließen, Krankenhäuser haben extremen Zulauf, den sie kaum bewältigen können Die Pflanzen- und Tierproduktion kommt zum Erliegen, Tiere sterben EINE Stunde Blackout in Österreich z.b. am um 7 Uhr in der Früh würde etwa 46 Mio. Euro kosten! Quellen: Drucksache 17/5672 des Deutschen Bundestags, Projekt Tanknotstrom (

5 Säulen der Stromversorgung im europäischen Stromsystem Gesamtsystemgebundenheit Netzgebundenheit Nichtspeicherbarkeit Versorgungssicherheit ist national, regional und europäisch zu denken! 5

6 Systemstruktur in Österreich Laufwasserkraftwerke: ~ MW Flexible Laufwasser-KW Speicher-KW: ~ MW*; Pumpen: ~ MW* Thermische KW: ~ MW Wind: ~ MW PV: ~ MW Sonstige Erneuerbare: ~ 600 MW Gute Ausgangslage für AT: RES in Austria bereits heute > 70 % (Pumpspeicher im Westen und Laufwasser) Quelle: E-Control; Stand: August 2017 *inkl. der Kraftwerksgruppe Obere Ill-Lünersee der Illwerke mit ca MW Turbine und 1000 MW Pumpe welche dem dt. Regelblock zugeordnet werden.

7 Das Stromsystem in einem fundamentalen Umbruch! Regelreserve 50 Hz Erneuerbar & Nachhaltig System Adequacy Klimawandel / Wetterkapriolen? Sonnenstürme Sektorkopplung Anlagenzuverlässigkeit Genehmigungsverfahren Energieeffizienz KW-Einmottungen/ Schließungen Bedrohung von Innen Speicher Dekarbonisierung Anlagenalterung Marktentwicklung und Design Herstellerabhängigkeit Netzreserve Atomausstieg! TSO/DSO Smart - X Wirtschaftlichkeit Volatilität Regionalisierung Sicher & Günstig Prosumer Netz- Ausbau und Umbau, im laufenden Betrieb Redispatch REMIT, EMFIP Terror Diebstahl Sabotage Vandalismus Digitalisierung und (IT)Sicherheit EU - Klimaziele -CO 2 Gesetzliche Rahmenbedingungen System-Komplexität und Vernetzung Network Codes

8 Versorgungssicherheit bedeutet optimiertes Zusammenwirken von Strommarkt und Netzbetrieb! Marktdesign Stromhändler Vertrieb / Sales Strommarkt Internationaler Strommarkt Gesamtsystembetrachtung Netzbetrieb Versorgungssicherheit Europäisches Stromnetz 8

9 Paris-Ziele erfordern vollen Fokus auf weiteren Ausbau Erneuerbarer! Paris Ziele: Die Vereinbarung vom COP 21 Meeting in Paris 2015 sieht eine Limitierung des Temperaturanstiegs auf max. 2 C vor (idealerweise nicht mehr als 1,5 C). Um die aktuell beschlossenen Paris Ziele zu erfüllen muss der durchschnittliche CO 2 Ausstoß bei der Stromerzeugung von aktuell: (2015): 411 kg/mwh auf (2050): 15 kg/mwh 1 / 27!! reduziert werde (OECD-Länder) 1. In den nächsten Jahren ist eine noch nie dagewesene weltweite 180 Wende erforderlich abrupte Senkung der weltweiten CO 2 - Emissionen 1 Quelle: IEA, Repowering Markets, Beispiel Österreich: Der Stromsektor muss ebenfalls einen entsprechenden Beitrag leisten. Konsequenz: Starker RES-Ausbau ist damit: als einzige Lösung vorgegeben und stellt gleichzeitig den Netzbetrieb vor massive Herausforderungen

10 Strompreis Stromnachfrage Geförderte Erneuerbare verschieben die Merit Order List Innerhalb Österreichs uneingeschränkter Stromhandel möglich (Gebotszone = Kupferplatte ) Nachfrage Angebot Marktdesign Stromhändler Vertrieb / Sales Internationaler Strommarkt Angebot Erzielter Marktpreis Steinkohle alt GuD-KW Gasturbinen Laufwasser Braunkohle neu neu Steinkohle Pumpspeicher Leistung (kumuliert)

11 Massive Veränderungen im Stromsystem in Europa finden bereits statt! DE 1 : 40,4 GW PV; 49,9 GW Wind Future Base - Peak Preise Zeitreihen ( ) Grenzkosten Steinkohle /MWh Grenzkosten Gas /MWh Grenzkosten Braunkohle und Kernenergie /MWh Mittelwerte der Spotpreise ( ) Geförderte Erneuerbare bestimmen: - den Marktpreis (Österreich profitiert vom niedrigen Preisniveau in DE) - den ATEinsatz 2 : 1,1 konventioneller GW PV; 2,8 GW Kraftwerke Wind - den Stromfluss. aber - bis heute nicht das Kundenverhalten! Quellen: (1) BNetzA; (2) E-Control; Stand August 2017

12 Konsequenzen eines unkoordinierten Systemumbaus sind zunehmend risikobehaftet! Gemeinsames Marktgebiet AT/DE war Vorreiter in Europa Preisentwicklung Keine Anreize für Kraftwerksneubau! Export/Import - Entwicklung Netzengpässe und Redispatch! Derzeit liquidester Markt in Europa Loopflows Auftrennung Marktgebiet DE-AT mit

13 MW GWh Erzeugung aus Erneuerbaren kann Rückgang der Thermischen noch nicht kompensieren! Installierte Kraftwerksleistung: Kraftwerkserzeugung: In den letzten Jahren starker RES- Ausbau auch in Österreich Thermische KW hingegen rückläufig 13

14 (RES getriggerte) Import Maxima aus Deutschland steigen! Fahrpläne Regelzone APG Datenquelle: APG Thermische Übertragungskapazität AT/DE ~ Grenze AT/DE! Stichtag

15 Betriebliche Herausforderungen steigen! Nachfrage Angebot Marktdesign Stromhändler Vertrieb / Sales Internationaler Strommarkt Gesamtsystembetrachtung Europäisches Stromnetz Zusammenspiel zwischen Markt und Betrieb: Den Stromhändlern/Strombörsen ist das Stromnetz egal Sicherer Netzbetrieb muss jede Sekunde von APG gewährleistet werden

16 Stromnetz kann heute die Marktwünsche nicht erfüllen! Netzgebundenheit Bezug: ~3-5 GW Speicher: T: ~ 5 GW P: ~ 3 GW 16

17 Stromnetz kann heute die Marktwünsche nicht erfüllen! Netzgebundenheit Bezug: ~3-5 GW Speicher: T: ~ 5 GW P: ~ 3 GW Speicher: T: ~ 5 GW Bezug: ~ 3-5 GW Verfügbare Pumpspeicher-Potentiale können aktuell aufgrund des Netz: 17 ~ 2 GW Fehlens der Salzburgleitung Westen nicht vollständig Osten genutzt werden!

18 Stromnetz kann heute die Marktwünsche nicht erfüllen! VIERRADEN HAGENWERDER KRAJNIK MIKULOWA RÖHRSDORF HRADEC Bezug: ~3-5 GW Speicher: T: ~ 5 GW P: ~ 3 GW Bezug NTCs: AT>CZ: 900 MW AT>HU: 800 MW AT>SI: 950 MW Bezug Bezug Bezug Speicher: T: ~ 5 GW Westen Netz: ~ 2 GW Bezug: ~ 3-5 GW Osten

19 Import Import Strompreise /MWh Verbrauch Import Bedarf an thermischen Kraftwerken zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit in AT 1 Verbrauchsdeckung AT - Marktabschluss 2 Verbrauchsdeckung AT - Physikalisch Transport-Limit hauptsächlich aufgrund innerdeutscher Netzprobleme Import Marktabschluss Deckungslücke! Verbrauchsdeckung AT ausreichend Kraftwerke? 5 Künftige Verfügbarkeit gefährdet! Deckungslücke!?? Gas Kohle Importe Speicher Lauf Solar Wind Verbrauchsdeckung AT - Systemreserve Thermische KW in AT!! Gas Kohle Importe Speicher Lauf Solar Wind 0 Leistung (kumuliert) 0 Leistung in MW

20 Netzreserve von APG und Tennet in AT kontrahiert! Winter-Netzreserve für DE (Süd-DE, AT, IT, ) ~ 800 MW in AT ~ MW in AT ~ MW in AT ~ MW in AT MW (für ausgewählte Wochen) 800 MW Mai bis Sept MW Mai bis Sept MW Mai bis Sept Netzreserve für AT für Sommer 2018 in Vorbereitung sowie für weitere Jahre aktuell in Abstimmung! 20

21 Praxisnahe Simulatortrainings bei Fa. DUTrain (Duisburg, DE) Bis zu 28 Arbeitsplätze Verschiedene Szenarien (anlassbezogen, kritische Netzsituationen, Ausfall wesentlicher Anlagen, Blackout) Verschiedene Trainings mit APG-Personal intern (Operatoren, Schaltberechtigte, Experten) Kraftwerksbetreiber Partner aus Verteilernetzen Übertragungsnetzpartnern aus dem CEE- und CWE-Raum

22 Netzbetriebliche Extremsituationen nehmen zu! VIERRADEN KRAJNIK HAGENWERDER HAGENWERDER MIKULOWA PV DE ~ 27GW PV DE ~ 27GW RÖHRSDORF HRADEC Σ thermischer KW Thermische Kraftwerke erforderlich um Engpässe zu kompensieren (zeitweise alle in Österreich verfügbaren thermischen Kraftwerke ausgeschöpft!)

23 [Mio. ] Kosten für Notmaßnahmen steigen! 300 Entwicklung Kosten für Rückabwicklung Markt in AT APG-Anteil Kosten regionaler Partner? Energie-Mengen für Rückabwicklung Markt in AT [GWh] 9% % Summe Thermisch Summe Hydraulisch bereits ~ 273 MEUR (APG-Anteil ~ 87 MEUR)! (Stichtag ) Zahlen 2017 (Stichtag ): Summe: GWh ~ Jahresstromverbrauch des Bundesland Salzburg (2015: GWh) 91 % aus thermischen KW nur 42 von 274 Tagen ohne Redispatch! Entspricht ~ t CO 2 Ausstoß (~ 1,4 % der CO 2 Emissionen in AT)

24 Erzeugung und Verbrauch driften auch zeitlich auseinander! 24:00 Flexibilitätsoptionen Wind-Erzeugung 12:00 00: :00 Photovoltaik-Erzeugung Verbraucher-Charakteristik 24:00 12:00 12:00 00:00 00: Werte in % der Maximalwerte % % % % % 24

25 Rückspeisung in das APG-Netz Differenzmenge zwischen lokaler Erzeugung und Verbrauch muss via Übertragungsnetz abtransportiert werden Hohe Windeinspeisung Wind- Einspeisung Burgenland Flaute Stromverbrauch Burgenland Hohe Windeinspeisung: 85% 15% Stromverbrauch Burgenland APG Netz Wien Quelle: Flaute: Stromverbrauch Burgenland 95% APG Netz Wien 25

26 MW GW Starker Anstieg der installierten Leistungen bei Wind und PV in Europa Deutschland: x 3 Zahlen RES-Ausbau: DE (Faktor 2 bis 2030!): 2017: 40 GW PV; 50 GW Wind 2030: 80 GW PV; 93 GW Wind 1.) Österreich: x 4 AT (Faktor 5 bis 2030!): 2017: 1,1 GW PV; 2,8 GW Wind 2030: 12 GW PV; 9,1 GW Wind 2.) 1.) Studie: Bedeutung und Notwendigkeit von Windgas für die Energiewende in Deutschland; 2.) Studie: Stromzukunft Österreich 2030

27 Winter Sommer Die Zukunft wird wesentlich komplexer! Wenn bereits heute problematisch, wie wird es dann erst morgen? 2017 (PV: 1 GW; Wind: 2,8 GW) Faktor ~ 6!! 2030 (PV: 12 GW, Wind: ~ 9 GW) Massive Überdeckung! Ausgleich via Flexibilitätsoptionen erforderlich (z.b.: Ausbau Stromnetze) Trotz RES weiterhin massive Unterdeckung! Massive Unterdeckung! Ausbau AUSTRIAN POWER der GRID Stromnetze AG ist dringendst erforderlich (sonst können Wind und 27 PV nicht im verfügbaren Ausmaß genutzt werden)

28 Winter Sommer Die Zukunft wird wesentlich komplexer! Wenn bereits heute problematisch, wie wird es dann erst morgen? 2017 (PV: 1 GW; Wind: 2,8 GW) Faktor ~ 6!! 2030 (PV: 12 GW, Wind: ~ 9 GW) Massive Überdeckung! Saisonaler Ausgleich Trotz RES weiterhin massive Unterdeckung! Massive Unterdeckung! Neben AUSTRIAN POWER Netzausbau GRID AG werden zukünftig auch neue Technologien erforderlich sein um den Umbau des Stromsystem erfolgreich durchzuführen 28

29 Koordinierter Netzausbau als günstigste Option zur Flexibilisierung des Systems Neue Leitungen: rd. 220 km *] Leitungen Upgrade von Leitungen: rd km *] Rd. 30 neue Transformatoren mit einer Gesamtleistung von ca MVA Neubau und Erweiterungen/Verstärkungen zahlreicher Umspannwerke: rd. 140 neue Schaltfelder (380/220/110 kv) Investvolumen bis 2027 ~ 2,5 Mrd Österreich Europa Basis für europäisch koordinierten Netzausbau! Ten Year Network Development Plan (TYNDP) Dauer der Genehmigungsprozesse behindern bedarfsgerechten Infrastrukturausbau! *] Trassen-km 29

30 Optionen für den erfolgreichen Umbau des Stromsystems Ausgangssituation: Netzbetrieb bereits heute am Limit Ausblick: Durch RES-Ausbau wird Netzbetrieb zunehmend fordernder! Kurzfristige Lösung < 5 Jahre Wirksamkeit Technisch / politisch Langfristige Lösung > 5 Jahre Wirksamkeit Technisch / politisch Einsatz von thermischen-kw ( Redispatch ) heute letzte Möglichkeit um Versorgungssicherheit aufrecht erhalten Netzausbau (dringlichste aktuell in Genehmigung befindlicher Projekte) Sicherung von ausreichender regionaler Kraftwerksleistung Flexibilisierung der Nachfrage (Demand Side Management) Kurzfristige Speicher (Batterien) Projekte wie die Salzburgleitung sind unbedingt erforderlich! ~ CH 4 Langfristige Speicher (Pumpspeicher-KW, Power 2 Gas) Netzausbau

31 Blackout verhindern DI Mag.(FH) Gerhard Christiner Technischer Vorstandsdirektor Austrian AUSTRIAN POWER Power GRID Grid AG AG (APG) Österreichisches Gesellschafts- und Wirtschaftsmuseum, 23. Oktober 2017