Umweltverträglichkeitserklärung 380-kV-Salzburgleitung Netzknoten St. Peter Netzknoten Tauern

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1 Umweltverträglichkeitserklärung Netzknoten St. Peter Netzknoten Tauern Fachbereich: Energiewirtschaft Verfasser: Austrian Power Grid AG / Klemens Reich, Gunhild Layr Salzburg Netz GmbH / David Grubinger Jänner 2013

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3 Fachbereich: Energiewirtschaft Inhaltsverzeichnis Seite A) Executive Summary 5 B) Einleitung und Aufbau des Fachbeitrages 8 C) Energiewirtschaftliche Notwendigkeit und öffentliches Interesse an der Errichtung der 9 D) Andere Lösungsvorschläge (inkl. Nullvariante) 115 E) Anhang 133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 3/133

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5 Fachbereich: Energiewirtschaft A) Executive Summary Das Funktionieren unseres Gesellschaftssystems ist heute untrennbar mit einer sicheren, zuverlässigen, umweltverträglichen und zu wirtschaftlichen Bedingungen verfügbaren Stromversorgung verbunden. Die politischen Zielsetzungen zur Energiewende, d.h. der massive Ausbau von dargebotsabhängigen erneuerbaren Energieträgern (v.a. Windenergie und Photovoltaik) bei gleichzeitiger Stilllegung konventioneller Kraftwerke (alte kalorische Kraftwerke sowie Kernkraftwerke in mehreren europäischen Ländern) die bisher die Grundlastdeckung gewährleistet haben stellt die Stromnetze vor große Herausforderungen. Gleichzeitig steigt die Bedeutung einer sicheren Stromversorgung weiter an, da die heutigen Wirtschafts- und Industrieprozesse massiv vom unterbrechungsfreien Funktionieren der elektronischen Steuerungsprozesse und Kommunikation abhängig sind. Dies betrifft alle Wirtschaftssektoren, Industrie und Gewerbe sowie die privaten Haushalte. Im Falle eines Stromausfalls bzw. bei großflächigen Störungen sind in der heutigen digitalen Welt sofort massive Einschränkungen im täglichen Leben und in der Wirtschaft gegeben, wobei diese Abhängigkeit durch neue Technologien künftig weiter zunehmen wird. Die Forschungsanstrengungen zur Etablierung von E-Mobilität zur Verringerung der CO 2 -Emissionen im Verkehrssektor oder die Förderung von Niedrigenergiehäusern mit Wärmepumpen zeigen deutlich eine weitere Steigerung der Bedeutung der elektrischen Energie. Für eine sichere Stromversorgung sind neben dem Vorhandensein von jederzeit ausreichenden Erzeugungskapazitäten zur Deckung des momentanen Strombedarfs auch jederzeit ausreichende Netzkapazitäten zur Übertragung und Verteilung der Elektrizität nötig. Zusätzlich sind Netzkapazitäten für notwendige Regelungs- und Ausgleichsvorgänge und die Aufrechterhaltung der Systemstabilität erforderlich. Damit dies von APG stets gewährleistet werden kann, ist insbesondere in Hinblick auf die lange Realisierungsdauer von Netzausbauvorhaben eine vorausschauende Netzausbauplanung nötig. Im Rahmen des dritten Energiepaketes der Europäischen Kommission ist von APG seit 2011 jährlich ein Netzentwicklungsplan zu erstellen und bei der Regulierungsbehörde zur Genehmigung einzureichen. Die wurde im Rahmen des Netzentwicklungsplans 2011 von APG eingereicht und die Notwendigkeit per Bescheid seitens der Regulierungsbehörde bestätigt. Da die bestehende Netzinfrastruktur nicht für die neuen Aufgaben der Energiewende und die dynamischen Entwicklungen wie z.b. den massiven Ausbau der Erneuerbaren und des europäischen Strommarktes ausgelegt wurden, ist ein dringender Ausbau des Übertragungsnetzes erforderlich. Dies wird durch Prognoserechnungen, die im Rahmen von definierten zukünftigen Szenarien durchgeführt wurden, bestätigt. Die Ausbauplanung des Übertragungsnetzes orientiert sich heute primär an der Erzeugungsseite und wird zunehmend weniger von der Verbrauchsseite beeinflusst. Zum Beispiel ersetzen erneuerbare Energieträger mit geringeren Einsatzdauern (Volllaststunden) zunehmend die konventionellen Kraftwerke, wodurch bei gutem Dargebot des Primärenergieträgers (z.b. Wind, Sonne) wesentlich höhere Leistungen mit sehr hohen Spitzenleistungen in die elektrischen Netze einspeisen. Dadurch ergibt sich neben einer steigenden Dynamik im Netzbetrieb insbesondere der Bedarf an höheren verfügbaren Netzkapazitäten. Die schließt eine wesentliche Lücke im geplanten österreichischen 380-kV- Hochspannungsring und gewährleistet die zukünftige sichere und effiziente Stromversorgung. Zudem ermöglicht die Salzburgleitung den weiteren Ausbau und die Netzintegration der erneuerbaren Energien in Österreich und anteilig auch in Europa. In Österreich liegen gemäß den Ausbauplänen der Bundesländer umfangreiche Projekte für Erneuerbare vor. Alleine im Osten Österreichs wird bis 2020 ein Zubau der installierten Windkraftleistung von dzt MW auf mindestens 3000 MW erwartet, zusätzlich wird der Zubau von rd MW Photovoltaik erfolgen. Im Vergleich dazu liegt die Leistung der neun österreichischen Donaukraftwerke bei nur 2100 MW. In diesem Zusammenhang sind die Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 5/133

6 Fachbereich: Energiewirtschaft lokal konzentrierten Windparks als Großkraftwerke (und nicht als dezentrale Anlagen) zu verstehen und haben einen massiven Einfluss auf das Übertragungsnetz. Die dadurch steigende Volatilität der Stromerzeugung und die Notwendigkeit des Ausgleichs über die Übertragungsnetze (Stromtransport zu den Pumpspeicherkraftwerken zum Zwischenspeichern überschüssiger Erzeugung und Ausregeln von Prognoseabweichungen) führen zu stark steigenden und hoch volatilen Stromflüssen. Diesbezügliche Langfristprognosen für die Netzbelastungen wurden von APG gemeinsam mit den technischen Universitäten Graz und Wien erarbeitet und bestätigen diese Zusammenhänge (vgl. auch APG Masterplan ). Das öffentliche Interesse an der raschen Realisierung der Salzburgleitung fußt auf dem öffentlichen Interesse an Elektrizitätsversorgung und der Notwendigkeit, dass die Entwicklung moderner Gesellschaften mit urbanen Wohnformen und industriellen Kernzonen eine sichere, zuverlässige und leistungsfähige Energieversorgung erfordert. Die moderne Gesellschaft ist somit auf eine leitungsgebundene Energieversorgung angewiesen, welche wiederum weitverzweigte Übertragungs- und Verteilernetze erfordert (vgl. auch Gas-, Wasser- und Telekommunikationsnetze etc.). Angesichts der überragenden Bedeutung der Übertragungsnetze, des hohen Kapitalaufwandes, des notwendigen Fachwissens und der Notwendigkeit Ausfälle und deren schwerwiegende Folgen zu vermeiden, stellen die Errichtung und der sichere Betrieb der Übertragungs- und Verteilernetze öffentliche Aufgaben dar. Diese Aufgaben können ungeachtet aller Liberalisierungstendenzen nur von im öffentlichen Interesse stehenden Unternehmen zufriedenstellend bewältigt werden. Die Salzburgleitung als wesentliches Projekt für den Ausbau des österreichischen Übertragungsnetzes trifft diese Voraussetzungen und liegt daher im öffentlichen Interesse. Die Salzburgleitung gewährleistet das öffentliche Interesse an Versorgungssicherheit sowohl auf regionaler Ebene der Bundesländer Salzburg und Oberösterreich (regionale Bedürfnisse der Verteilernetzbetreiber Salzburg Netz GmbH und Energie AG Oberösterreich Netz) sowie als wesentlicher Teil des 380-kV-Ringes auch auf österreichischer Ebene. Das geplante Umspannwerk Pongau und die damit verbundene Neustrukturierung des gesamten 110-kV-Verteilernetzes der Salzburg AG sind hierbei besonders hervorzuheben, ebenso das geplante Umspannwerk Wagenham in Oberösterreich. Weiters begründet sich das öffentliche Interesse an der Salzburgleitung über den wesentlichen Beitrag zur Ermöglichung der Energiewende, der Reduzierung von Übertragungsverlusten (und somit CO 2 -Emissionen) und der Zurverfügungstellung ausreichender Netzkapazitäten für einen effizienten Kraftwerkseinsatz im Rahmen des europäischen Strommarktes. Zudem werden Engpässe im Übertragungsnetz und damit verbundene Risiken für die Versorgungssicherheit massiv reduziert. Die Bedeutung der Salzburgleitung wird durch Klassifizierung als TEN-E Projekt der Europäischen Kommission, die Nennung im Ten Year Network Development Plan (TYNDP) der ENTSO-E sowie im österreichischen Netzentwicklungsplan belegt. Die Notwendigkeit der Salzburgleitung wurde durch zahlreiche Untersuchungen und Studien bestätigt und wird im vorliegenden Fachbeitrag ausführlich beschrieben. Das Projekt Salzburgleitung ist durch seine Größe und Komplexität ein Infrastrukturprojekt, das mit einem Investitionsvolumen von ca. 650 Mio. EUR einen wesentlichen Wirtschaftsimpuls für Österreich liefert. Die bisherigen Erfahrungen der APG bei der Steiermarkleitung sowie der 380-kV-Leitung St. Peter Salzburg zeigt, dass bei 380-kV-Freileitungsprojekten bis zu 80% der Wertschöpfung in Österreich verbleiben. Nullvariante Sollte das Projekt Salzburgleitung nicht umgesetzt werden, kommt es zu wesentlichen negativen Auswirkungen auf die österreichische Stromversorgung und den Wirtschaftsstandort Österreich. Der bestehende Engpass im Übertragungsnetz (Lücke im 380-kV-Ring im Bundesland Salzburg) wird sich 6/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

7 Fachbereich: Energiewirtschaft durch die Energiewende, durch nationale und internationale Entwicklungen und den damit steigenden Stromtransporten weiter verschärfen. Letztlich ist die Energiewende bei einer Nullvariante gefährdet, da die Netzintegration v.a. der Windenergie nicht bewältigt werden kann. APG muss bereits heute bei Anschlüssen von neuen Erzeugungsanlagen (v.a. Pumpspeicherkraftwerke und Windenergie) sowie neuen Abstützungen des 110- kv-verteilernetzes Bedingungen zu Leistungseinschränkungen im Falle von Netzengpässen aussprechen. Bei Überlastung des Übertragungsnetzes bzw. Netzengpässen müssen die neu hinzugekommenen Einspeiser und Netznutzer Leistungseinschränkungen hinnehmen. In naher Zukunft wird bei Unterbleiben des Ausbaus des Übertragungsnetzes die Einspeisung von neuen leistungsstarken Erzeugungsanlagen in das APG-Netz aufgrund von mangelnden Netzkapazitäten von APG abgelehnt werden müssen. Zudem zeigt sich, dass korrektive Eingriffe durch die Netzbetreiber zur Aufrechterhaltung der Systemsicherheit in den letzten drei Jahren massiv gestiegen sind. In Deutschland werden beispielsweise derzeit täglich über 50 marktseitige Änderungen der Kraftwerksleistungen (Zwangseinsätze und Leistungsreduktionen an bestimmten Stellen im Netz) durch die Übertragungsnetzbetreiber angeordnet, um einen stabilen Systembetrieb zu gewährleisten. Bei APG zeigt sich ein vergleichbares Bild, im Jahr 2011 mussten korrektive netztechnische und marktseitige Eingriffe in den Netzbetrieb getätigt werden diese Anzahl steigt in Österreich ebenfalls stark an. Andere Lösungsvorschläge Eine detaillierte Untersuchung anderer Lösungsvorschläge an Stelle des Einreichprojektes 380-kV- Salzburgleitung bestätigt, dass keine andere Variante einen entsprechenden Ersatz bieten kann und jeweils erhebliche Nachteile und Risiken hat. Untersucht wurden die Ausweitung von netzseitigem und marktseitigem Engpassmanagement, der Einsatz von Phasenschieber-Transformatoren, das Umoder Hochrüsten der bestehenden 220-kV-Leitung (z.b. Auflegen verstärkter Leiterseile, Umstellung auf HGÜ etc.) sowie zur Vollständigkeit auch Varianten die noch technische Entwicklungen bedürfen (Supraleiter-Kabel-Verbindung, Neubau als HGÜ-Verbindung sowie Power to Gas ). Die alternativen Vorschläge 380-kV-VPE-Kabel und GIL werden im Rahmen der UVE-Einreichung in einem eigenen Fachbeitrag (04 Technische Alternative) ausführlich behandelt. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 7/133

8 Fachbereich: Energiewirtschaft B) Einleitung und Aufbau des Fachbeitrages Die Austrian Power Grid AG (APG) plant den Lückenschluss des österreichischen 380-kV- Höchstspannungsnetzes. Zur nachhaltigen Gewährleistung der Versorgungssicherheit muss die bestehende 220-kV-Leitung zwischen UW Salzburg und dem Netzknoten Tauern durch eine leistungsfähige 380-kV-Leitung ersetzt werden. Das Gesamtprojekt umfasst eine 380-kV-Verbindung vom Netzknoten St. Peter bis zum Netzknoten Tauern unter Einbindung der Umspannwerke Wagenham (Neubau), Salzburg, Pongau (Neubau) und Kaprun. Der vorliegende Fachbeitrag Energiewirtschaft teilt sich in zwei Hauptteile C und D, und umfasst die energiewirtschaftliche Notwendigkeit sowie das öffentliche Interesse (Teil C) und eine Darstellung anderer Lösungsvorschläge inkl. Nullvariante (Teil D). Im Teil E Anhang findet sich eine Studie der TU Graz, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation, zum öffentlichen Interesse und volkswirtschaftlichen Nutzen der Salzburgleitung. 8/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

9 Fachbereich: Energiewirtschaft C) Energiewirtschaftliche Notwendigkeit und öffentliches Interesse an der Errichtung der Inhaltsverzeichnis Teil C Seite 1 Einleitung und Aufbau des Teils C 13 2 Energieerzeugung und Übertragung Entwicklung der Energiewirtschaft Stromversorgung in Österreich im Rückblick Errichtung und Betrieb des hydro-thermischen Verbunds Stromversorgung heute (im liberalisierten Strommarkt) Energiewende Ausbau der Erneuerbaren Energien Das Europäische Übertragungsnetz Das Hochspannungsnetz der APG im Überblick Aufgaben u. Verpflichtungen der APG als Übertragungsnetzbetreiber und Regelzonenführer Aufgaben und Verpflichtungen der APG als Übertragungsnetzbetreiber Aufgaben und Funktion der Regelzone APG Technische organisatorische Regeln und allgemeine Netzbedingungen der APG Das (n-1)-sicherheitskriterium Netzentwicklungsplan lt. ElWOG Zusammenwirken der 380/220-kV-Hochspannungs- und 110-kV-Verteilernetze Risikofaktoren für sichere und zuverlässige Stromversorgung Fazit zu Energieerzeugung und Übertragung 30 3 Netzausbauplanung der APG Prinzipien der APG für die Netzausbauplanung Masterplan der APG für Netzausbau bis Masterplanprojekte Folgen bei Nichtumsetzung der Masterplanprojekte Netzentwicklungsplan (NEP) 2011 bzw Die Salzburgleitung Netzknoten St. Peter Netzknoten Tauern Netztechnische Darstellung der (Systemführung) Aktueller Zeitplan bis zur Inbetriebnahme der Belastungsszenarien der (Jahr 2035) Belastungssituation Peak Belastungssituation Off-Peak Belastungssituation nationale Windeinspeisung Sensitivitätsanalyse Variation des Windenergieausbaus 42 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 9/133

10 Fachbereich: Energiewirtschaft Variation des Photovoltaikausbaus Einfluss des europäischen Umfelds auf das APG-Netz Einfluss der Entwicklung des Stromverbrauches Einfluss der nationalen Aufbringungsseite Variation des lokalen RES-Ausbaus im Bundesland Salzburg Salzburgleitung Abschnitt NK St. Peter UW Salzburg im Gesamtvorhaben 48 5 Europäische Betrachtung der Salzburgleitung Klimaschutz-Ziele der europäischen Union Energiestrategie und Ziele der EU Unionsrechtliche Grundlagen und rechtliche Aspekte Maßnahmen der EU Kommission zum Ausbau der Übertragungsnetze Alpenkonvention Aufbringungs- und Lastentwicklung im europäischem Umfeld Europäische Versorgungssicherheit und Analyse überregionaler Blackouts Blackout in Italien Europäische Großstörung von November Das europäische Interesse an der Gewährleistung des freien Strommarktes und Vorteile der Liberalisierung Salzburgleitung St. Peter Tauern als TEN-E-Projekt Europäische Studien zur Notwendigkeit des Netzausbaus Fazit der europäischen Betrachtungen 62 6 Nationale Bedeutung der Salzburgleitung Nationale Ziele für den Ausbau der Erneuerbaren Energien Energiewirtschaft in Österreich Derzeitige Stromversorgung und Auswirkungen des Stromhandels Verbrauchsentwicklung in Österreich Auswirkungen der energiewirtschaftlichen Entwicklung auf das APG-Netz Derzeitige Netzbelastungen, absehbare Engpässe und Engpassmanagement Öffentliches nationales Interesse an der Salzburgleitung Versorgungssicherheit mit elektrischer Energie Gewährleistung des freien Strommarktes Verlusteinsparungen durch Netzausbau Auswirkungen von Netzausbauten auf die CO 2 -Emissionen Volkswirtschaftlicher Nutzen durch die Errichtung der Kostenersparnis durch kostenoptimalen Kraftwerkseinsatz Volkswirtschaftlicher Schaden von Stromausfällen und Blackouts 80 7 Regionale Bedeutung der Energiewirtschaftliche Notwendigkeit im Bundesland Salzburg Das 110-kV-Netz der Salzburg Netz und Anbindung an das APG-Netz Energiewirtschaft und zukünftige Entwicklung im Land Salzburg Öffentliches Interesse am 110-kV-Vorhabensteil Energiewirtschaftliche Notwendigkeit im Bundesland Oberösterreich 94 10/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

11 Fachbereich: Energiewirtschaft Die 110-kV-Teilnetze der Energie AG Oberösterreich Netz Energiewirtschaft und zukünftige Entwicklung in Oberösterreich Öffentliches Interesse in Oberösterreich kV-Vorhabensteil UW Wagenham Das öffentliche Interesse als Rechtsbegriff Allgemeines Grundsätzliche Unbestimmtheit des öffentlichen Interesses Programmatischer und rechtlicher Rahmen Elektrizitätsrecht Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz Novelle zum Salzburger Landeselektrizitätsgesetz LEG, LGBl 14/ Zusammenfassung zum Elektrizitätsrecht Starkstromwegegesetz Allgemeines Die Regelung des öffentlichen Interesses im StWG Judikatur Umweltsenat VwGH 109 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 11/133

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13 Fachbereich: Energiewirtschaft 1 Einleitung und Aufbau des Teils C Die Zielsetzung des vorliegenden Teils C energiewirtschaftliche Notwendigkeit ist eine umfassende Darstellung der energiewirtschaftlichen und netztechnischen Notwendigkeit der 380-kV- Salzburgleitung Netzknoten St. Peter Netzknoten Tauern. Die diesbezüglichen Analysen begründen sich auf den gesetzlichen Aufgaben der Austrian Power Grid (APG) als Übertragungsnetzbetreiber, betrieblichen Erfordernissen und umfangreichen wissenschaftlichen Untersuchungen und Prognoserechnungen für das Übertragungsnetz sowie den regionalen Bedürfnissen der Verteilernetzbetreiber Salzburg Netz GmbH (im Folgenden Salzburg Netz genannt) und Energie AG Oberösterreich Netz (im Folgenden EAGN genannt). Wichtige Grundlagen einer sicheren Stromversorgung und wesentliche Rahmenbedingungen wie z.b. nationale und internationale Sicherheits- und Betriebsvorschriften (z.b. (n-1)-sicherheitskriterium), ökonomische Aspekte (z.b. Kraftwerkseinsatz im liberalisierten Strommarkt) und ökologische Aspekte (z.b. Übertragungsverluste, CO 2 -Emissionen durch Zwangseinsatz thermischer Kraftwerke) sind in Kapitel 2, Energieerzeugung und Übertragung, dargelegt. In Kapitel 3 werden die Grundlagen von APG für die Netzausbauplanung, der Masterplan und die vorrangig umzusetzenden Ausbauprojekte sowie der Netzentwicklungsplan beschrieben. In Kapitel 4 wird die Salzburgleitung Netzknoten St. Peter Netzknoten Tauern aus energiewirtschaftlicher Sicht vorgestellt. Die vielschichtigen Bedürfnisse und Notwendigkeiten der Salzburgleitung werden aus dem europäischen, dem nationalen sowie dem regionalen Blickwinkel in den Kapiteln 5, 6 und 7 betrachtet und dargestellt. Abschließend wird im Kapitel 8 der rechtliche Rahmen, der bei der Ermittlung des öffentlichen Interesses zu beachten ist, ebenso dargestellt wie die einschlägige Judikatur. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 13/133

14 Fachbereich: Energiewirtschaft 2 Energieerzeugung und Übertragung Das Funktionieren unseres Gesellschaftssystems ist heute untrennbar mit einer sicheren, zuverlässigen, umweltverträglichen und zu wirtschaftlichen Bedingungen verfügbaren Stromversorgung verbunden, wobei die Bedeutung der Stromversorgung künftig weiter zunimmt. Für eine sichere Stromversorgung sind neben dem Vorhandensein von jederzeit ausreichenden Erzeugungskapazitäten zur Deckung des momentanen Strombedarfs auch jederzeit ausreichende Netzkapazitäten zur Übertragung und Verteilung der Elektrizität erforderlich. Dabei stellt die Energiewende, d.h. der Ausbau der volatilen Erneuerbaren Energien (v.a. Windenergie und Photovoltaik) bei gleichzeitiger Stilllegung konventioneller Kraftwerke (v.a. Kernkraftwerke in einigen europäischen Ländern) die Stromnetze vor große Herausforderungen. In Österreich kommt durch neue Impulse seitens der Energiewende und der Ökostromförderung z.b. zu einer Vervielfachung der installierten Windkraftleistung in den nächsten fünf Jahren (Ende 2011: 1080 MW installiert, bekannte Projekte im Ausmaß von zusätzlichen 3000 MW bis 2020). Im folgenden Kapitel werden wichtige Grundlagen der Stromversorgung erläutert und auch auf die Situation der Elektrizitätsversorgung vor und nach der Liberalisierung in Österreich eingegangen. In diesem Zusammenhang wird auch die Funktion der Hochspannungsnetze sowie die Aufgaben und Pflichten der Austrian Power Grid AG (APG) als Übertragungsnetzbetreiber und Regelzonenführer beschrieben. Die aufgezeigten energiewirtschaftlichen Zusammenhänge gelten dabei für sämtliche Länder der europäischen Union und somit für das gesamte europäische Übertragungsnetz der ENTSO-E. 2.1 Entwicklung der Energiewirtschaft Stromversorgung in Österreich im Rückblick Die Stromversorgung in Österreich hat im Zuge der Strommarktliberalisierung einen grundlegenden Strukturwandel vollzogen. Dieser wird in Folge in einem kurzen Rückblick dargestellt. Die Organisationsform der österreichischen Elektrizitätswirtschaft wurde in den Jahrzehnten nach dem Wiederaufbau durch das 2. Verstaatlichungsgesetz (2.VStG) aus dem Jahr 1947 geprägt. Die Aufgabenverteilung zwischen der Verbundgesellschaft (VERBUND) und den Landesgesellschaften veränderte sich bis zur Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft (ab 1996) praktisch nicht. Während der VERBUND für den Betrieb von Großkraftwerken und den überregionalen Stromtransport verantwortlich war, sowie die ständige Anpassung der Erzeugung an den Verbrauch (Ausbilanzierung der Regelzone) durchführte, sorgten die regionalen Landes-Elektrizitätsversorgungsunternehmen (sog. Landesgesellschaften) mit ihren eigenen Erzeugungsanlagen und Strombezügen aus dem VERBUND-Netz vorwiegend für die örtliche Erzeugung, Verteilung und Versorgung in ihren Versorgungsgebieten (siehe Abbildung 2-1). Dabei war ein gemeinsames Optimum der Wertschöpfungskette bestehend aus Erzeugung, Übertragung und Verteilung innerhalb eines Unternehmens durch das Zusammenspiel dieser Bereiche des Versorgungssystems gegeben. Erzeugung Übertragung Verteilung Verbrauch (Kunde) Ein Unternehmen ( Landesgesellschaften ) Abbildung 2-1: Zusammenspiel der Bereiche der Energieversorgung vor der Liberalisierung am Beispiel einer Landesgesellschaft 14/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

15 Fachbereich: Energiewirtschaft Als Zielvorgabe galt eine Minimierung der Kosten zum Nutzen der Volkswirtschaft, bei gleichzeitiger Gewährleistung größtmöglicher Versorgungssicherheit. Der bis dahin betriebene internationale Stromaustausch, an dem auch Österreich beteiligt war, diente vorrangig wechselseitigen Lieferungen von Strom (z.b. Sommer gegen Winter, Spitzen- gegen Grundlast) und gegenseitiger Störaushilfe (z.b. bei Kraftwerksausfällen) und wurde ausschließlich von der Verbundgesellschaft bewerkstelligt Errichtung und Betrieb des hydro-thermischen Verbunds Der Stromverbrauch ist ständigen Schwankungen unterworfen. So ist er üblicherweise in der Nacht und an Wochenenden geringer als am Tag und an Werktagen, verbunden mit einer deutlichen Lastzunahme am Vormittag und den Lastspitzen mittags und abends. Den Schwankungen im Tages- und Wochenrhythmus überlagern sich zudem saisonale Schwankungen, da der Stromverbrauch im Winter grundsätzlich größer war als im Sommer. Um diese Verbrauchsschwankungen durch entsprechende Erzeugung abdecken zu können, ist in Österreich der so genannte hydro-thermische Verbundbetrieb entstanden. Es wurden Laufwasserkraftwerke an den großen Flüssen (z.b. Donau) sowie die Speicherkraftwerke in den Zentralalpen gebaut und über Leitungsverbindungen mit den Ballungszentren verbunden. Die thermischen Kraftwerke wurden möglichst verbrauchernahe zu den Ballungszentren errichtet. Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit wurden die thermischen Kraftwerke neben der Erzeugung von Fernwärme vorrangig dazu benötigt, die verminderte Erzeugung aus Wasserkraftwerken in Zeiten geringen Wasserdargebots (v.a. im Winter) auszugleichen. Die Speicherkraftwerke hatten schon immer eine besondere Funktion und dienten zur Abdeckung von Spitzenlasten in Zeiten hohen Strombedarfs (typ. in den Mittags- und Abendstunden) sowie zur Aufnahme von überschüssiger Energie durch Pumpbetrieb in Schwachlastzeiten z.b. bei guter Wasserführung und geringerem Strombedarf (typ. in der Nacht und an Wochenenden). Zur gesicherten Energieübertragung von den Kraftwerken zu den Kunden wurde ein für dieses System ausreichendes Übertragungsnetz gebaut und betrieben. Es bestand durch die gemeinsame Betriebsführung stets die Möglichkeit die Netzbelastung durch eine Änderung des Kraftwerkseinsatzes zu beeinflussen. Dieses Zusammenspiel von thermischen Kraftwerken, Wasserkraftwerken und Übertragungsnetz in Österreich wird hydro-thermischer Verbundbetrieb genannt. Viele Jahrzehnte lang bewährte sich dieser mit dem Netzbetrieb abgestimmte Kraftwerkseinsatz in Hinblick auf die maximal mögliche Versorgungssicherheit bei hoher Kosteneffizienz. Heute, im liberalisierten Strommarkt, ist dieses Zusammenspiel so nicht mehr gezielt möglich, da die Kraftwerke vorwiegend nach den Börsenpreisen für Strom eingesetzt werden. Die grundlegende Möglichkeit des Spitzenlastausgleichs mit den Speicherkraftwerken wird im liberalisierten Strommarkt jedoch auch weiterhin eingesetzt Stromversorgung heute (im liberalisierten Strommarkt) Die Liberalisierung des österreichischen Strommarktes veränderte das bis dahin bestehende System grundlegend. Die EU-Richtlinie zur Elektrizitätsmarktliberalisierung 1996 (96/92/EG) 1 stellte den Ausgangspunkt der Liberalisierung des europäischen Strommarkts dar und brachte eine grundlegende Veränderung des bis dahin bestehenden Systems mit sich. Im Zuge der Liberalisierung wurde das sogenannte Unbundling beschlossen. Dabei werden die Bereiche Erzeugung, Transport und Verteilung voneinander getrennt, wodurch der Wettbewerb zwischen den einzelnen Kraftwerksbetreibern sichergestellt werden soll. Dadurch sind lokale Kraftwerke jedoch nicht mehr zur Deckung des lokalen Strombedarfs verantwortlich. 1 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 15/133

16 Fachbereich: Energiewirtschaft Weiters sollte durch die Liberalisierung das Ziel eines gesamteuropäischen Energiemarkts erreicht werden, wodurch ein freier Stromhandel über die Landesgrenzen hinweg ermöglicht wird. Die Kuppelleitungen (vgl. Kapitel 2.2), die ursprünglich vorwiegend zur Minimierung der Reservehaltung (Störaushilfe) geplant wurden, haben im Zuge der Liberalisierung zusätzlich die Aufgabe, die am internationalen Strommarkt gehandelten Energiemengen zu transportieren. Durch die Zielsetzung der EU einen integrierten europäischen Strommarkt zu schaffen und Handelsbarrieren zu reduzieren kam es zu einer massiven Steigerung des Stromhandels. Aufgrund der zentralen geographischen Lage Österreichs im europäischen Übertragungsnetz haben diese Umstände besonders hohe Auswirkungen auf das APG-Netz. An dieser Stelle ist nochmals zu erwähnen, dass das österreichische Übertragungsnetz (ebenso wie das restliche europäische Übertragungsnetz) ursprünglich nicht für diese Transporte und Austauschmengen ausgelegt wurde. Der europäische Strommarkt Im Rahmen des europäischen Strommarktes ergibt sich für die Erzeuger die Chance, Verbraucher in ganz Europa als Kunden zu gewinnen. Die österreichischen Kunden haben andererseits den Vorteil den europäischen Bestbieter als Lieferanten wählen zu können. Im Zusammenhang mit dem in Österreich angewandten Bilanzgruppenmodell als Marktmodell 2 liegt das Interesse an internationalen Stromgeschäften, an den Importen und Exporten, bei den Bilanzgruppen d.h. bei den Erzeugern, Händlern und Kunden. Die Übertragungsnetzbetreiber bzw. die Regelzonenführer (z.b. APG) sind nur für die technisch-organisatorische Abwicklung und die Durchführung des grenzüberschreitenden Stromtransportes zuständig. Jeder Netzkunde in Österreich d.h. jeder Verbraucher und Erzeuger ist Mitglied einer Bilanzgruppe. Auch internationale Stromhändler betreiben zur Durchführung der Importe und Exporte Bilanzgruppen in Österreich. Marktpreisbestimmter Kraftwerkseinsatz Seit der Liberalisierung besteht die Hauptintention jedes Erzeugers in dessen Gewinnmaximierung des eigenen Kraftwerkparks. Der Kraftwerkseinsatz wird primär durch den Vergleich des aktuellen Strompreises und den eigenen Erzeugungskosten bestimmt. Jedes Kraftwerk kann dabei bis zu seiner maximal möglichen Dauererzeugungsleistung (bzw. Dauerpumpleistung), der sog. Engpassleistung, am Strommarkt seine Energie anbieten. Ein Kraftwerk wird im liberalisierten Strommarkt nur dann betrieben, wenn dadurch ein Gewinn erwirtschaftet werden kann. Das bedeutet, dass der bevorzugte Kraftwerkseinsatz zu Zeiten hoher Strompreise an den Strombörsen erfolgt. Zu Zeiten geringer Strompreise ist es günstiger, das Kraftwerk herunterzufahren und Energie am Strommarkt einzukaufen. Unwirtschaftliche Kraftwerke werden gänzlich stillgelegt. Neue Kraftwerke werden zudem nur an Standorten errichtet, wo dies aus betriebswirtschaftlicher Sicht am sinnvollsten ist. Dies gilt insbesondere für die Erneuerbaren Energien. Die Kraftwerksstandorte sind somit im liberalisierten Strommarkt weitgehend unabhängig von den Verbraucherzentren. Die mittlere Entfernung zwischen Erzeugung und Verbrauch nimmt weiter zu, wodurch es zu einer Belastungssteigerung im Übertragungsnetz kommt, da der Energietransport über eine längere Strecke erfolgen muss. Lag in der Vergangenheit die mittlere Transportentfernung (Erzeuger zu Verbraucher) in der Größenordnung von ca. 100 km, so variiert sie durch die Diversifizierung der Erzeugung stark 2 Eine ausführliche Beschreibung des Marktmodells und des Bilanzgruppensystems findet sich unter 16/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

17 Fachbereich: Energiewirtschaft zwischen nahezu 0 km (z.b. Photovoltaik am Dach ) bis hin zu mehreren 100 km bei großflächigem Transport z.b. von Norddeutschland in den Süden Europas. Durch den freien Handel von Energie am europäischen Strommarkt ergeben sich neue Möglichkeiten, jedoch muss die gesamte gehandelte Energie auch durch das Netz bewältigt werden. Zu jedem Zeitpunkt muss gewährleistet werden, dass die gesamte gehandelte Energie von den Erzeugern zu den Verbrauchern transportiert werden kann. Dabei erwarten sich weder Erzeuger noch Händler Einschränkungen durch das Netz. Diese Forderung spiegelt allerdings nicht die aktuelle Situation wider, da die Netze lokal bzw. regional an einigen Stellen die geforderten Übertragungskapazitäten nicht aufweisen (d.h. es liegen sog. Engpässe vor). Damit diese Problematik nachhaltig gelöst und die damit verbundenen Herausforderungen an die Netzführung bewältigt werden können, ist ein verstärkter Netzausbau zwingend erforderlich. Um die Engpässe frühzeitig identifizieren zu können und entsprechende Maßnahmen umsetzen zu können, werden die notwendigen Ausbauprojekte (z.b. Leitungsneubau mit höherer Spannungsebene) im Rahmen der langfristigen Netzplanung erfasst. Der Neubau einer Leitung mit höherer Spannungsebene und damit wesentlich höherer Übertragungsleistung ist zweckmäßiger als der Neubau einer parallelen Leitung mit gleicher Spannungsebene. Dieses Konzept bringt nicht nur ökonomische und ökologische Vorteile sondern beseitigt zusätzlich Engpässe nachhaltig. Engpässe können kurz- und mittelfristig mit netztechnischen Sondermaßnahmen wie Sonderschaltungen, leistungsflusssteuernden Elementen wie Phasenschiebertransformatoren (PST) und durch Re- Dispatch von Kraftwerken beseitigt werden. Der Einsatz von PSTs führt teilweise zu einer Verdrängung des Leistungsflusses auf andere Leitungen, wodurch es zu einer Verschleppung des Engpasses auf ursprünglich nicht betroffene Leistungen kommen kann. Dementsprechend ist dies nicht als nachhaltige langfristige Lösung zu betrachten. Der vom Übertragungsnetzbetreiber aufgrund von Engpässen angeordnete Kraftwerksredispatch ist ebenfalls nur eine Notmaßnahme und zudem sehr kostenintensiv, weshalb langfristig eine Neuerrichtung einer Leitung mit höherer Spannungsebene (z.b. 380 kv) ebenfalls vorzuziehen ist. Auswirkung des Strommarktes auf Import- bzw. Exportverhalten relevanter europäischer Länder für Österreich Das Import- bzw. Exportverhalten einzelner Länder ergibt sich aus der Zusammensetzung des Kraftwerksparks und aus den Preisen an der Strombörse. Zum Beispiel hat der in Italien installierte Kraftwerkspark eine erhebliche Engpassleistung, jedoch sind die Kraftwerke aufgrund deren Alter und Rohstoffverbrauch relativ teuer im Vergleich zu anderen Kraftwerken in Europa. Dies hat zur Folge, dass der Zukauf von Energie an der Strombörse meist günstiger ist, als den Verbrauch mit eigenen Kraftwerken zu decken. Aus diesem Grund zählt Italien derzeit zu den größten Nettoimporteuren in der EU, obwohl mit den vorhandenen Kraftwerken der italienische Stromverbrauch leistungsmäßig jedenfalls auch selbst gedeckt werden könnte (bei hohen Strompreisen reduzieren sich die Importe Italiens). Österreich ist seit 2003 ebenfalls Nettoimporteur (Jahressaldo). Das Import-/Exportverhalten schwankt dabei mit den Börsenpreisen erheblich. Große Differenzen zwischen Import- und Exportsalden treten vor allem in Ländern mit einer hohen Engpassleistung von Pumpspeicher- und Gaskraftwerken sowie dargebotsabhängiger RES-Erzeugung auf. Dies trifft zum Beispiel auf die Schweiz, Österreich und Deutschland zu. Frankreich ist hingegen generell, bis auf die Wintermonate, Exporteur von Energie, da die installierte Grundlast zu relativ günstigen Preisen am Strommarkt angeboten werden kann. Befindet sich nun ein Land im Export, so wird die überschüssige Energie von diesem Land zu einem Land mit Defizit an elektrischer Energie transportiert. Diese Transporte finden im gesamten europäischen Übertragungsnetz statt und können daher über mehrere 100 km erfolgen. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 17/133

18 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 2-2: Rasche Änderungen des APG-Reglerwertes aufgrund von Intraday-Änderungen im Stromhandel Um Energie in ein Nachbarland verkaufen zu können, müssen die nötigen Kapazitäten an den Kuppelleitungen ersteigert werden. Diese Geschäfte können längerfristig bzw. kurzfristig, d.h. sogar am gleichen Tag (Intraday mit nur zwei Stunden Vorlaufzeit), zwischen den Händlern abgeschlossen werden. Der Intraday-Handel kann, z.b. bedingt durch Fehlprognosen bei der Einspeisung von Erneuerbaren Energien, oder extreme Kältewellen etc., stark zunehmen und die Energieaustäusche massiv beeinflussen. Eine derartige Abweichung des Vortrags (Day-Ahead) zum eigentlichen Intraday-Handel ist in Abbildung 2-2 dargestellt. Solche Änderungen können massive Auswirkungen auf das Übertragungsnetz haben, da diese den Reglerwert (das ist der Import- oder Exportwert der Regelzone) kurzfristig und damit auch die Netzbelastungen stark verändern. Wie die Abbildung zeigt kann ein Wechsel von Import zu Export rasch und auch mehrmals täglich erfolgen. Drohen durch diese kurzfristigen Veränderungen zu hohe Netzbelastungen oder Engpässe, so muss der Intraday-Handel eingeschränkt bzw. gestoppt werden Energiewende Ausbau der Erneuerbaren Energien Die Einführung des Strommarktes und die im Zuge des Unbundlings auftretenden Veränderungen sind nur ein Teil des Transformationsprozesses der Energiewirtschaft in Europa. Ein anderer Teil ist das Bekenntnis Europas zum Klimaschutz und daraus resultierende Ziele und gesetzliche Vorgaben bis hin zu einer massiven Förderung umweltfreundlicher Energieerzeugung. Mit dem Beschluss der Kyoto-Ziele wurden wesentliche Schritte gesetzt, um den Klimaschutz weltweit nachhaltig voranzutreiben. In weiterer Folge wurde dieser Prozess durch die Klimaziele der EU, die EU Energy Roadmap 2050 sowie zahlreiche nationale Beschlüsse, wie z.b. in Österreich der Energiestrategie oder das Ökostromgesetz, wesentlich beschleunigt. 18/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

19 Fachbereich: Energiewirtschaft Österreich hat historisch bedingt einen hohen Anteil an Wasserkraft. Der Anteil der Erneuerbaren Energien (vorwiegend Wasserkraft, aber auch Windkraft, Photovoltaik und Biomasse) an der Stromerzeugung lag im Jahre 2010 bereits bei 66%. In den kommenden Jahren soll dieser Anteil weiter gesteigert werden (siehe Kapitel 6.1). Abbildung 2-3: Zusammenspiel der Energieerzeugung aus Erneuerbaren und Verbrauchern (Quelle: Österreichs Energie) Eine zusätzliche Beschleunigung des Transformationsprozesses bewirkten auch die Beschlüsse einzelner europäischer Staaten in Zusammenhang mit der Nutzung der Kernenergie, v.a. der Ausstieg Deutschlands aus der Kernenergie, die Zurücknahme italienischer Pläne betreffend die Errichtung von AKWs oder der Ausbaustopp in der Schweiz allesamt Reaktionen auf die Katastrophe von Fukushima. Vor allem in Deutschland resultierte daraus auch ein besonders deutliches Bekenntnis zur Energiewende und zum massiven Ausbau der Erneuerbaren Energien (RES), überwiegend in Form von Windenergie (Off- und On-Shore) und Photovoltaik. Für Deutschland bedeutet dies, dass im März 2011 sofort Atomkraftwerke mit einer Leistung von rd MW vom Netz genommen und stillgelegt wurden und die dadurch fehlende Grundlasterzeugung vorwiegend durch neue volatile Energieträger ersetzt wird. Durch den massiven Ausbau der RES haben einige Regionen in Deutschland, aber auch in Österreich (z.b. Burgenland, Weinviertel) zeitweise einen erheblichen Erzeugungsüberschuss, der über das Übertragungsnetz abtransportiert bzw. ausgeglichen werden muss. Diese Entwicklung ist bei der Ausbauplanung und Dimensionierung der Übertragungsnetze entsprechend zu berücksichtigen. Die Ausbauplanung orientiert sich dadurch nicht mehr wie früher vorwiegend am Verbrauch sondern zunehmend verstärkt an den (neuen) Erzeugungseinheiten. Der massive Ausbau von RES in ganz Europa bewirkt eine deutliche Veränderung der Aufbringungsstruktur, die zunehmend von der dargebotsabhängigen Verfügbarkeit von RES wie Wind und Photovoltaik geprägt ist. Die dargebotsabhängige Erzeugung welche sich nicht nach der zeitgleich von den Verbrauchern benötigten Energiemenge richtet muss für die Erhaltung des Energiesystems von konventionellen Kraftwerken ausgeglichen werden, da zu jedem Zeitpunkt ein Gleichgewicht zwischen Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 19/133

20 Fachbereich: Energiewirtschaft Erzeugung und Verbrauch im Energiesystem für dessen Stabilität herrschen muss. Für den notwendigen Ausgleich ergeben sich zwei Fälle, einerseits dass bei zu hoher RES-Erzeugung d.h. zu viel Einspeisung in das Netz die überschüssige Energie gespeichert werden muss (z.b. in Pumpspeicherkraftwerken) und andererseits dass bei zu geringer RES-Erzeugung thermische und Pumpspeicherkraftwerke die fehlende Energie zur Verfügung stellen müssen. Zusätzlich zum zeitlichen Auseinanderklaffen von RES-Erzeugung und Verbrauch, besteht (vor allem beim Wind) ein zunehmender geografischer Abstand zwischen RES-Standorten und Verbraucherzentren. Während früher Kraftwerke von den Stromerzeugern meist verbrauchsnah an den Lastzentren errichtet wurden, werden heute die Standorte neuer Kraftwerke ausschließlich nach betriebswirtschaftlichen Kriterien bzw. entsprechend dem Dargebot an Primärenergieträgern gewählt. Die Standorte von Erneuerbaren Energien orientieren sich nicht an der Verbraucher-Nähe sondern richten sich nach Winddargebot oder Sonneneinstrahlung sowie nach den erzielbaren Förderungen (z.b. Einspeisetarife). Die resultierenden RES-Standorte liegen meist nicht in der Nähe von großen Verbrauchszentren wie städtischen Ballungsräumen und Industrieregionen, sondern auf dargebotsgünstigen Standorten. Da die vorhandenen Ausbaumöglichkeiten von RES oder Pumpspeicherkraftwerken beschränkt sind, sollen vor allem die vorhandenen Potentiale optimal genutzt werden. Dies ist jedoch wirtschaftlich nur dann möglich, wenn das Höchstspannungsnetz über die erforderliche Kapazität verfügt, die resultierenden Leistungen zu jedem Zeitpunkt ohne Einschränkung zu transportieren. Die Energiewende verursacht somit aufgrund der erforderlichen Stromtransporte von den Standorten der RES-Erzeugung zu den Verbrauchszentren und Pumpspeicherkraftwerken eine steigende Netzbelastung. Dies ist die wesentliche Herausforderung bei der Netzintegration von RES. Abbildung 2-3 verdeutlicht die Aufgabe und die Notwendigkeit des Netzes für das Zusammenwirken zwischen erzeugter Energie aus RES und den Verbrauchern bzw. Speichern. Alle Pfeilverbindungen können nur mit einem leistungsfähigen Stromnetz gewährleistet werden. 20/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

21 Fachbereich: Energiewirtschaft 2.2 Das Europäische Übertragungsnetz Das österreichische überregionale Hochspannungsnetz ist seit den 1950er-Jahren mit den Netzen anderer europäischer Länder verbunden und bildet gemeinsam mit diesen Partnernetzen das ENTSO-E-Netz (vormals UCTE 3 -Netz) mit Übertragungsleitungslängen von etwa km und hunderten Umspannwerken 4. In Zentraleuropa sind alle Länder über sog. Kuppelleitungen miteinander verbunden, Österreich hat Verbindungsleitungen in alle Nachbarländer mit Ausnahme der Slowakei. Hatten die internationalen Verbindungsleitungen vor der Strommarktliberalisierung vorrangig den Zweck, die Reservehaltung zu optimieren und gegenseitige Aushilfslieferungen (z.b. bei Kraftwerksausfällen) zu ermöglichen, so haben sie im liberalisierten Strommarkt zusätzlich die Aufgabe übernommen, den Zugang zum europäischen Strommarkt zu ermöglichen. Diese Aufgabe kann jedoch nur dann gelöst werden, wenn die Kuppelleitungen über die dazu erforderlichen Transportleistungen verfügen. Ein uneingeschränkter Zugang zum Strommarkt ist ein wichtiger Faktor zur Wettbewerbssicherung der europäischen Wirtschaftsstandorte. Abbildung 2-4: Aufgrund der zentralen Lage Österreichs mitten in Europa wirken sich alle Änderungen wie Netzerweiterungen und Veränderungen in der internationalen Aufbringungs- und Lastentwicklung auf das österreichische Hochspannungsnetz aus. Umso wichtiger ist die Verfügbarkeit eines leistungsfähigen Hochspannungsnetzes mit entsprechenden Übertragungskapazitäten für Österreich als Wirtschaftsstandort mit hoher Lebensqualität. Der Netzausbau der einzelnen ENTSO-E-Partner ist untereinander abgestimmt und wird alle zwei Jahre im TYNDP (Ten Year Network Development Plan) veröffentlicht. 2.3 Das Hochspannungsnetz der APG im Überblick ENTSO-Netz, Quelle: ENTSO-E Die APG betreibt das größte überregionale Hoch- und Höchstspannungsnetz mit den Spannungsebenen 110 kv, 220 kv und 380 kv in Österreich und ist für die Betriebsführung, Planung, Instandhaltung und den Ausbau des Netzes zuständig. Das rund km lange (Trassen-km) Netz der APG, auf dem rund km Stromkreise (Systeme) geführt werden, bildet das Rückgrat der österreichischen Stromversorgung und transportiert rund die Hälfte des im Lande benötigten Stroms. Das in Abbildung 2-5 dargestellte Übertragungsnetz der APG (Ausbauzustand 2012; Markierung um Projekt Salzburgleitung Netzknoten St. Peter Netzknoten Tauern) ermöglicht den überregionalen innerösterreichischen sowie internationalen Energieaustausch zwischen Erzeugern und Verbrauchern und dient der sicheren und wirtschaftlichen Versorgung der Verbraucher. 3 Union for the Coordination of Transmission of Electricity 4 Quelle: ENTSO-E Factstheet 2011 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 21/133

22 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 2-5: Das österreichische Hoch- und Höchstspannungsnetz inkl. geplantem 380-kV-Ring Für die optimale Betriebsführung und Gewährung der Versorgungssicherheit ist die Umsetzung des 380-kV-Rings, welcher die wichtigsten Netzknoten 5 miteinander verbindet, erforderlich. Die meisten Netzknoten befinden sich in der Nähe von wichtigen Wirtschaftsstandorten und Ballungszentren, darunter Wien, Graz, Linz und mit Hilfe der Salzburgleitung auch Salzburg. Der 380-kV-Höchstspannungsring ist kosten- und raumsparend und erfordert zur Erfüllung seiner Aufgaben keine parallelen (redundanten) 380-kV-Leitungen wie sie in klassischen vermaschten Netzen wie z.b. in Deutschland oder der Schweiz erforderlich sind. Im Gegenzug dazu muss jedoch jede Leitung im 380-kV-Ring eine höchstmögliche Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit aufweisen und im Störungsfall rasch zu reparieren oder durch Hilfseinrichtungen zu ersetzen sein. Aus diesem Grunde plant die APG die Vervollständigung des 380-kV-Ringes ausschließlich durch 380-kV-Freileitungen. Derzeit sind noch zwei Lücken zur Vervollständigung des 380-kV-Rings zu schließen, eine in Salzburg, die durch das gegenständige Projekt Salzburgleitung Netzknoten St. Peter bis Netzknoten Tauern geschlossen wird und eine weitere in Kärnten, die in weiterer Zukunft durch das APG-Projekt Netzraum Kärnten geschlossen werden soll. Die Vorteile des geplanten 380-kV-Rings sind in Kapitel detailliert dargelegt. 2.4 Aufgaben u. Verpflichtungen der APG als Übertragungsnetzbetreiber und Regelzonenführer Die APG ist als gesellschaftsrechtlich eigenständiges und unabhängiges Unternehmen Österreichs größter Übertragungsnetzbetreiber und eine 100%-Tochter der VERBUND AG. Per Zertifizierungsbescheid der Energie-Control Austria vom 12. März 2012 haben die zuständigen österreichischen und Brüsseler Behörden die APG als unabhängigen Übertragungsnetzbetreiber an- 5 Netzknoten (NK) sind die zentralen Schaltknoten für die Stromverteilung innerhalb Österreichs und ins benachbarte Ausland. 22/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

23 Fachbereich: Energiewirtschaft erkannt. Damit ist die Entflechtung (sog. Unbundling), die von der EU geforderte Trennung der Bereiche Stromerzeugung und -handel vom Bereich der Stromübertragung, abgeschlossen. Neben den Aufgaben des Übertragungsnetzbetreibers nimmt APG die Funktion des Regelzonenführers für ganz Österreich wahr. Die Funktion und Aufgaben der APG als Übertragungsnetzbetreiber und Regelzonenführer sind in Kapitel und erläutert Aufgaben und Verpflichtungen der APG als Übertragungsnetzbetreiber An dieser Stelle wird auf die Aufgaben und Verpflichtung der APG als Übertragungsnetzbetreiber eingegangen, weiterführende rechtliche Aspekte finden sich im Kapitel 8. Das Elektrizitätswirtschaftsund -organisationsgesetz ElWOG-2010 bzw. die entsprechenden Ausführungsgesetze der Bundesländer sehen eine Reihe von Rechten und Pflichten vor, die generell für alle Netzbetreiber gelten. Dazu gehören (auszugsweise): 5 (Grundsatzbestimmung); Gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen Die diskriminierungsfreie Behandlung aller Kunden eines Netzes und der Abschluss von privatrechtlichen Verträgen mit Netzbenutzern über den Anschluss an ihr Netz (Allgemeine Anschlusspflicht) Die Errichtung und Erhaltung einer für die inländische Elektrizitätsversorgung oder für die Erfüllung völkerrechtlicher Verpflichtungen ausreichenden Infrastruktur Die Erfüllung der durch Rechtsvorschriften auferlegten Pflichten im öffentlichen Interesse Die Mitwirkung an Maßnahmen zur Beseitigung von Netzengpässen und an Maßnahmen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit Die bestmögliche Erfüllung der ihnen im Allgemeininteresse auferlegten Verpflichtungen mit allen ihnen zur Verfügung stehenden Mitteln. 15 (Grundsatzbestimmung); Netzzugang zu den Allgemeinen Bedingungen und bestimmten Systemnutzungsentgelten 16 (Grundsatzbestimmung); Organisation des Netzzuganges: geregeltes Netzzugangssystem zu den Allgemeinen Bedingungen und bestimmten Systemnutzungsentgelten Das ElWOG-2010 ( 40) bzw. die entsprechenden Ausführungsgesetze des ElWOG verpflichten weiters speziell Betreiber von Übertragungsnetzen (auszugsweise): das von ihnen betriebene System sicher, zuverlässig, leistungsfähig und unter Bedachtnahme auf den Umweltschutz zu betreiben und zu erhalten die zum Betrieb des Systems erforderlichen technischen Voraussetzungen sicherzustellen dem Betreiber eines anderen Netzes ausreichende Informationen zu liefern, um den sicheren und leistungsfähigen Betrieb, den koordinierten Ausbau und die Interoperabilität des Verbundsystems sicherzustellen die Übertragung von Elektrizität durch das Netz unter Berücksichtigung des Austausches mit anderen Verbundnetzen zu regeln die genehmigten Allgemeinen Bedingungen und die gemäß 51 ff bestimmten Systemnutzungsentgelte zu veröffentlichen Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 23/133

24 Fachbereich: Energiewirtschaft Mit diesen Regelungen lt. ElWOG sind die Verpflichtungen und Aufgaben der APG als Übertragungsnetzbetreiber grundsätzlich und umfassend per Bundesgesetz (und den dazugehörigen Ausführungsgesetzen) festgelegt. Zu diesen Verpflichtungen gehört unter anderem die Einhaltung des (n-1)-sicherheitskriteriums innerhalb des Netzes der APG sowie auch an den Verbindungsleitungen zu den ENTSO-E-Partnernetzen. Der Betrieb des Netzes unter Einhaltung des n-1-kriteriums ist für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb bzw. für eine hohe Versorgungssicherheit unerlässlich. Es wird dadurch sichergestellt, dass im Falle eines störungsbedingten Ausfalls eines beliebigen Netzelementes wie z.b. einer Leitung oder eines Transformators, entsprechende Reserven im Netz vorhanden sind, die den weiteren Betrieb ohne Überlastung von anderen Netzelementen ermöglichen (weitere Details siehe unten, Kapitel 2.4.4). APG ist als Übertragungsnetzbetreiber zudem verpflichtet ihr Netz diskriminierungsfrei den Marktteilnehmern zur Verfügung zu stellen. Aus diesem Grund hat APG in den Allgemeinen Netzbedingungen (genehmigt von der Regulierungsbehörde) einen detaillierten Ablauf wie Netzzugangsfragen abgewickelt werden. In diesem Zusammenhang sei auch darauf hingewiesen, dass das Gesetz (siehe hierzu 21 ElWOG 2010) detailliertest regelt, wann ein Netzzugang verweigert werden darf. Gründe für eine Ablehnung sind beispielsweise außergewöhnliche Netzzustände (Störfälle) und mangelnde Netzkapazitäten Aufgaben und Funktion der Regelzone APG Eine Speicherung der elektrischen Leistung (Energie) auf dem Weg von den Erzeugern zu den Verbrauchern ist nicht möglich. Die Erzeugung von elektrischer Leistung muss daher zu jedem Zeitpunkt dem momentanen Energieverbrauch entsprechen. Ein andauerndes Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch im ENTSO-E-Netz führt zu Abweichungen der Netzfrequenz von 50 Hz mit der Gefahr von Systemstörungen bis hin zu großflächigen Netzausfällen. Das ENTSO-E-Netz ist aus technisch-organisatorischen Gründen in Regelzonen gegliedert, wobei jeweils ein Regelzonenführer für das elektrische Gleichgewicht dieser voneinander messtechnisch abgegrenzten Beobachtungsbereiche im ENTSO-E-Netz verantwortlich ist. Er bedient sich dabei bestimmter Kraftwerke die mit ihrer aktivierten Regelleistung die Ungleichgewichte zwischen Erzeugung und Verbrauch laufend ausgleichen (dies funktioniert im Prinzip wie ein Tempomat im Auto; hier wird die Netzfrequenz von 50 Hz möglichst exakt und konstant gehalten). Die APG, als Regelzonenführer, hat damit die Verantwortung für das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch in Österreich ( Innenverhältnis ) und nimmt als internationaler Vertreter in der ENTSO-E ( Außenverhältnis ) die übergeordneten Aufgaben im europäischen Hochspannungsnetz war. Die benötigten Reserven zur Erbringung der Regelenergie werden von APG mittels Ausschreibungen beschafft. Dementsprechend hat APG zusätzlich zu den genannten Aufgaben als Übertragungsnetzbetreiber gemäß ElWOG auch Pflichten als Regelzonenführer ( 23), von denen einige aufgelistet werden: Bereitstellung der Systemdienstleistung (Frequenz-/Leistungsregelung) entsprechend den technischen Regeln der ENTSO-E Physikalischer Ausgleich zwischen Aufbringung und Bedarf in dem von APG abzudeckenden Bereich Angebote für Regelenergie mittels Ausschreibung einholen und die Abrufreihenfolge erstellen Durchführung von Maßnahmen zur Überwindung von Engpässen (sog. Engpassmanagement) Für diese Aufgaben sind ebenfalls ausreichende Netzkapazitäten erforderlich. 24/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

25 Fachbereich: Energiewirtschaft Als Mitglied der ENTSO-E hat APG Verpflichtungen, die einen sicheren überregionalen Betrieb des europäischen ENTSO-E-Netzes, die gemeinsame koordinierte Reservehaltung und die abgestimmte Abwicklung von regelzonenüberschreitenden Stromgeschäften gewährleisten sollen. APG ist dafür verantwortlich, dass der Netzbetrieb der Partnernetze nicht unzulässig gestört oder beeinträchtigt wird Technische organisatorische Regeln und allgemeine Netzbedingungen der APG Die technisch-organisatorischen Regeln (TOR) stellen ein mehrteiliges und umfassendes nationales technisches Regelwerk dar, welches von der E-Control in Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern erarbeitet wurde. Der Inhalt dieses Werks richtet sich gleichermaßen an die Betreiber aller Übertragungs- und Verteilernetze sowie an sämtliche Netzbenutzer. Die Verpflichtung für einen sicheren Netzbetrieb und die Einhaltung der vorgeschriebenen Regeln (TOR) sind für den Netzbetrieb, d.h. für die APG als Übertragungsnetzbetreiber, obligatorisch. Die in den TOR festgelegten Vorschriften sind einzuhalten und in diesem Zusammenhang (Netzbetrieb und -ausbau) sind die folgenden besonders wichtig: die Erfüllung des (n-1)-kriteriums Einhaltung von Spannungsgrenzen Einhaltung der Frequenz Ergänzend sei hier noch erwähnt, dass neben den TOR auch die Allgemeinen Netzbedingungen (ANB) existieren, welche in Ergänzung der zwingenden gesetzlichen und behördlichen Vorgaben die Rechtsverhältnisse der APG bezüglich Netzanschluss und Netznutzung bzw. Netzverbund und Netzkooperation regeln. Derzeit werden auf europäischer Ebene sog. Network Codes seitens der Übertragungsnetzbetreiber erstellt, in welchen Netzbetriebliche- und Anschlussvorschriften für Europa festgelegt und somit vereinheitlicht werden sollen. Zukünftig werden diese Network Codes als europäisch verpflichtendes Regelwerk die bestehenden TOR und ANB teilweise ablösen. Nach derzeitigem Zeitplan sollen die zukünftigen Network Codes Ende 2014 vorliegen Das (n-1)-sicherheitskriterium Das (n-1)-kriterium 6 besagt im Wesentlichen, dass es bei Ausfall eines Elements der Stromversorgung also z.b. eines Leitungssystems oder eines Transformators zu keiner Beeinträchtigung des Netzbetriebs, zu keinen Folgeausfällen im Erzeugungs- oder Netzbereich und zu keiner Versorgungsunterbrechung kommen darf. Die Einhaltung dieses Kriteriums ist die wichtigste Voraussetzung für die Gewährleistung der geforderten hohen Versorgungssicherheit im Übertragungsnetz und für die Versorgung der Kunden. Es findet generell im Betrieb der europäischen Übertragungsnetze Anwendung. Die Einhaltung der (n-1)-sicherheit ist in den österreichischen Marktregeln (Technischen und organisatorischen Regeln (TOR) gemäß ElWOG) verpflichtend vorgeschrieben und ist somit auch verpflichtende Grundlage für die Netzausbauplanung der APG. 6 Die exakte Definition des (n-1)-kriteriums findet sich im Teil A der Technischen und organisatorischen Regeln (TOR) für Betreiber und Benutzer von Übertragungs- und Verteilernetzen gemäß ElWOG, einsehbar unter Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 25/133

26 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 2-6: (n-1)-kriterium am Beispiel einer einzelnen Übertragungsleitung (Belastungen in % bezogen auf die thermische Grenzleistung) In Abbildung 2-6 ist das (n-1)-kriterium anhand einer einzeln betrachteten Übertragungsleitung dargestellt. Im oberen Teil der Abbildung haben beide Systeme der Leitung eine Auslastung von 50% bezogen auf die thermische Grenzleistung (die maximal mögliche Stromtragfähigkeit der Leiterseile). Beim Ausfall eines Systems kann das zweite System die Übertragung der Leistung des ausgefallenen Systems übernehmen und wird mit der thermischen Grenzbelastung ausgelastet. Sind die beiden Systeme stärker belastet, wie im unteren Teil der Abbildung mit jeweils 80% gezeigt, so handelt es sich um einen gefährdeten Betrieb das (n-1)-sicherheitskriterium ist verletzt. Beim Ausfall eines Systems würde das zweite System zwar zunächst die gesamte Leistung übernehmen. Es würde jedoch dadurch selbst überlastet (160% der thermischen Grenze) und durch Schutzmaßnahmen abgeschaltet werden eine Versorgungsunterbrechung ist die Folge. Um die (n-1)-sicherheit einhalten zu können, dürfen einzelne Leitungen im vermaschten Übertragungsnetz abhängig von der Netztopologie in der Regel zu 50% bis maximal 70% bezogen auf die thermische Belastungsgrenze ausgelastet werden die restliche Stromtragfähigkeit muss als Reserven für Ausfälle vorgehalten werden. Für die vorliegende Topologie des APG-Übertragungsnetzes hat 26/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

27 Fachbereich: Energiewirtschaft sich als (n-1)-grenze der 60%-Wert der thermischen Belastungsgrenze als durchschnittlich geeigneter Wert für die maximale (n-1)-sichere Betriebsbelastung herausgestellt. Treten Leitungsbelastungen über der (n-1)-sicherheitsgrenze auf, bzw. ist eine solche Gefährdung der Versorgungssicherheit absehbar, müssen die Leitungsbelastungen vom Netzbetreiber mit Hilfe von Engpassmanagement entsprechend reduziert werden Netzentwicklungsplan lt. ElWOG 2010 Gemäß 37 ElWOG 2010 sind Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, jedes Jahr der Regulierungsbehörde einen zehnjährigen Netzentwicklungsplan (NEP) zur Genehmigung vorzulegen, welcher die erforderlichen Netzausbauprojekte im Übertragungsnetz der APG auf den Netzebenen 1, 2 und 3 im gesetzlich festgelegten zehnjährigen Planungszeitraum darstellt und auf den langfristigen strategischen Planungen des APG-Masterplans basiert. Damit informiert die APG alle Netzbenutzer und Stakeholder, welche wichtigen Übertragungsinfrastrukturen in den nächsten zehn Jahren im Netz der APG ausgebaut werden müssen. Der NEP enthält eine Auflistung bereits beschlossener Investitionen sowie Projekte, welche binnen der nächsten drei Jahre verpflichtend umzusetzen sind. Darüber hinaus ist im NEP die weitere Netzplanung für die nächsten zehn Jahre dargestellt. Netzanschluss- bzw. Netzverbundprojekte, die durch andere Marktteilnehmer ausgelöst werden sind ebenfalls im Netzentwicklungsplan beinhaltet, sofern die notwendigen Voraussetzungen (z.b. Abschluss einer Grundsatzvereinbarung oder eines Errichtungsvertrags) vorliegen und somit eine hinreichende Planungssicherheit besteht. Der Netzentwicklungsplan und die darin definierten Projekte/Maßnahmen werden von der E-Control per Bescheid genehmigt. Voraussetzung dafür ist der Nachweis der technischen Notwendigkeit sowie die Angemessenheit und Wirtschaftlichkeit der Investitionen. Das ElWOG sieht vor, dass alle Maßnahmen des NEPs, die für die folgenden drei Jahre vorgesehen sind, verpflichtend umzusetzen sind, da nur so die erforderliche Planungssicherheit für Investitionsentscheidungen der Marktteilnehmer gegeben ist. Der NEP 2011 wurde von der Regulierungsbehörde per Bescheid (PA 4824/11) vom genehmigt und auf den Webseiten von APG und der E-Control veröffentlicht. Der aktuelle NEP 2012 mit dem Planungszeitraum wurde von APG Ende August 2012 bei der E-Control eingereicht und wird nach Prüfung und Genehmigung durch die E-Control bis Ende des Jahres 2012 auf den Webseiten von APG ( bzw. e-control veröffentlicht werden. Die wirtschaftliche und rechtliche Bedeutung des NEP sowie die daraus resultierenden Pflichten und deren Konsequenzen sind in Kapitel 3.3 erläutert. 2.5 Zusammenwirken der 380/220-kV-Hochspannungs- und 110-kV-Verteilernetze Unter dem Begriff des Übertragungsnetzes versteht man die überregionale Ebene des Stromtransports (Leitungen mit einer Nennspannung von 380 kv und 220 kv), die den lokalen 110-kV- Verteilernetzen überlagert ist. Übertragungsnetze sind eine der wesentlichsten Komponenten der Stromversorgung. Sie sind das Rückgrat der Versorgungssicherheit und ermöglichen den Stromtransport zwischen verschiedenen Regionen und Staaten. Das Übertragungsnetz ist durchgehend vermascht und sorgt über Netzkuppeltransformatoren für die bedarfsgerechte Anbindung der unterlagerten Verteilernetze sowie über Kuppelleitungen (internationale Verbindungsleistungen) für die Verbindungen zu den Übertragungsnetzen der Nachbarstaaten bzw. ENTSO-E Partner (Abbildung 2-7). Große Kraftwerksblöcke, große Pumpspeicher und Windparks sind üblicherweise direkt an das 380/220-kV-Übertragungsnetz angeschlossen. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 27/133

28 Fachbereich: Energiewirtschaft 380/220 kv-netzbereich Stromaustausch zwischen den 110 kv-netzen über das 380/220 kv-übertragungsnetz Übertragung 110 kv-netzbereiche 30/20/10 kv-netz Verteilung 0,4 kv-netz Transformator Generator (Kraftwerk) vermaschtes Netz Abbildung 2-7: Struktur des 380/220-kV-Netzes und der 110-kV-Verteilernetze Die einzelnen lokalen 110-kV-Verteilernetze sind typischerweise jeweils an mehreren Stellen an das 380/220-kV-Netz angebunden, jedoch aus technischen Gründen betrieblich nicht untereinander verbunden sowie in ihrer räumlichen Ausdehnung begrenzt. Eine Verbindung besteht über das 380/220- kv-netz (Abbildung 2-8). Das bedeutet, dass ein Austausch elektrischer Energie zwischen diesen 110-kV-Netzen im Normalbetrieb nur über das 380/220-kV-Übertragungsnetz erfolgen kann. Die Struktur der Bundesländer hinsichtlich Stromerzeugung und Stromverbrauch ist regional sehr unterschiedlich. Fehlende oder überschüssige Erzeugung, die in manchen Regionen zeitweise in erheblichem Maße vorhanden sind, müssen über das Übertragungsnetz ausgeglichen werden. Wien hat z.b. einen Strombedarf von bis zu ca MW. Die in Wien installierten vorwiegend thermischen Kraftwerke sind vorwiegend mit Wärmeauskopplung für die Fernwärmeversorgung ausgestattet, wodurch diese typischerweise bei entsprechen niederen Temperaturen bzw. bei hohen Marktpreisen eingesetzt werden. Im Sommer hingegen bzw. bei niedrigen Marktpreisen wird fast der gesamte Leistungsbedarf (bis zu MW) aus dem Netz der APG bezogen. Die dadurch entstehende Volatilität (niedriger Strombezug bei hoher Eigenerzeugung vs. hoher Strombezug bei geringer Erzeugung) muss über das Übertragungsnetz ausgeglichen werden. Ein anderes Beispiel ist der Süden Salzburgs, wo sich große Speicherkraftwerke befinden, die sich u.a. besonders gut zur Abdeckung von Verbrauchsspitzen eignen (Spitzenlastkraftwerke). Grundlastkraftwerke, z.b. Wasserkraft und thermische Kraftwerke stehen jedoch nicht ausreichend zur Verfügung, weshalb sich für Salzburg insgesamt Importe von Grundlast (z.b. Energie aus Donaukraftwerken) und tendenziell Exporte von Spitzenenergie ergeben. Der Bezug von Grundlast bzw. die Lieferung von Spitzenenergie muss ebenfalls über das Übertragungsnetz der APG erfolgen (vgl. dazu auch Kapitel 7). 28/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

29 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 2-8: Abstützung der 110-kV-Verteilernetze in Österreich Das Übertragungsnetz muss nicht nur den Ausgleich der Energietransporte zwischen den Regionen sicherstellen, sondern im Falle von lokalen Kraftwerksausfällen die Versorgungssicherheit durch den Transport von Regel- und Reserveleistung gewährleisten. Diese Funktionalität ist auch bei Abweichungen zwischen prognostiziertem und tatsächlich erzeugtem Wind- oder Photovoltaikstrom erforderlich. Weiters benötigen internationale Energietransporte, d.s. Importe und Exporte, ausreichende Kapazitäten der Übertragungsnetze. 2.6 Risikofaktoren für sichere und zuverlässige Stromversorgung Der durch die Energiewende verursachte energiewirtschaftliche Wandel hat für die Übertragungsnetze neue Risikofaktoren hervorgerufen. Abbildung 2-9 gibt einen Überblick über die bestehenden Risikofaktoren, die einen sicheren Netzbetrieb bzw. die Aufrechterhaltung einer hohen Versorgungssicherheit beeinflussen. Ein wesentlicher Risikofaktor ist durch die steigende Volatilität im Netzbetrieb aufgrund des massiven Ausbaus der Erneuerbaren Energien bei gleichzeitiger Stilllegung vorhandener Grundlastkraftwerke gegeben. Ein weiterer wesentlicher Risikofaktor entsteht durch die volatilen Preise an den Strombörsen, die den Kraftwerkseinsatz kurzfristig sehr stark beeinflussen können. Bei der Netzausbauplanung sind diese neuen Risikofaktoren entsprechend zu berücksichtigen. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 29/133

30 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 2-9: Auszug über die Risikofaktoren für das Stromnetz 2.7 Fazit zu Energieerzeugung und Übertragung Im Unterschied zu anderen Wirtschaftsbranchen ist die Elektrizitätswirtschaft durch Besonderheiten charakterisiert. Die bedeutendsten sind vor allem die Leitungsgebundenheit, die Gesamtsystemgebundenheit, die mangelnde Speicherbarkeit elektrischer Energie, die Langlebigkeit sowie Kapitalintensität der Infrastrukturanlagen aber auch das Charakteristikum der fluktuierenden dargebotsabhängigen Erzeugung v.a. im Falle erneuerbarer Energieträger. Das bestehende Übertragungsnetz steht durch die Energiewende vor großen Herausforderungen. Es hat den Ausgleich zwischen den Regionen (Verteilernetzen), den weiträumigen Energietransport sowie das Ausregeln von elektrischen Ungleichgewichten zu gewährleisten und bildet damit das Rückgrat der Stromversorgung. Die Liberalisierung der Energieversorgung und die Energiewende verursachen massive Änderungen in der Erzeugungsstruktur und in der Einspeisecharakteristik des zur Verfügung stehenden Kraftwerksparks. Diese Veränderungen gehen zudem aufgrund des klaren Bekenntnisses zum Ausbau der Erneuerbaren Energien auf europäischer und auch nationaler/regionaler Ebene sehr rasch vor sich. Durch diese Veränderungen kommt es zu zusätzlichen Belastungen und damit auch zu neuen Risiken im Übertragungsnetz bzw. beim Netzbetrieb. Die Energiewende kann daher nur gelingen, wenn die Übertragungs- und Verteilernetze zeitgerecht entsprechend den neuen Anforderungen der Erneuerbaren Energien langfristig geplant und rasch ausgebaut werden. 30/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

31 Fachbereich: Energiewirtschaft 3 Netzausbauplanung der APG Die Netznetzausbauplanung der APG wird von den Auswirkungen und Rahmenbedingungen nationaler und internationaler Zielsetzungen und gesetzlichen Vorgaben für die Übertragungsnetze maßgeblich gesteuert. Abbildung 3-1 veranschaulicht die wichtigsten Zielsetzungen und Rahmenbedingungen, wobei die gesetzlichen Vorgaben alle Ebenen in unterschiedlicher Ausprägung beeinflussen. Die im Dreieck dargestellten Aspekte werden in der Netzausbauplanung berücksichtigt, umgesetzt und sind ausschlaggebend für die Definition von neuen Projekten. Die APG ist als Übertragungsnetzbetreiber und Regelzonenführer verpflichtet, das Übertragungsnetz sicher, zuverlässig, leistungsfähig und unter Bedachtnahme auf den Umweltschutz zu betreiben, sowie auszubauen und zu erhalten ( 40 Abs. 1 Z 1 EIWOG 2010). Insbesondere wird im Gesetz ( 40 Abs. 1 Z 7 EIWOG) auf das Erfordernis zur langfristigen Sicherstellung der Fähigkeit des Netzes zur Befriedigung einer angemessenen Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität abgestellt. Um diese gesetzlichen Verpflichtungen einhalten zu können, erfolgt bei APG eine umfassende Netzausbauplanung. Die Ergebnisse der Netzausbauplanung werden von der APG im Netzentwicklungsplan für die nächsten 10 Jahren dargelegt und nach Prüfung durch den österreichischen Regulator E-Control von dieser genehmigt. Die vom österreichischen Regulator genehmigten Ausbaupläne haben für die APG eine rechtliche verpflichtende Wirkung bezüglich der Fristigkeit und des Budgets (näheres hierzu siehe Kapitel 3.3). Abbildung 3-1: Europäische Zielsetzungen Rahmenbedingungen für Übertragungsnetz Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 31/133

32 Fachbereich: Energiewirtschaft 3.1 Prinzipien der APG für die Netzausbauplanung Im Sinne einer effizienten und vorausschauenden Netzausbauplanung erstellt die APG langfristige Szenarien für die Anforderungen an das österreichische Übertragungsnetz und die zu erwartenden Netzbelastungen. Die Ergebnisse und die erforderlichen Netzausbauten werden im APG-Masterplan veröffentlicht 7. Zudem erfolgt eine Planung auf europäischer Ebene, bei der regional Investmentplans und der Ten-Year-Network-Development Plan (TYNDP) der ENTSO-E alle zwei Jahre veröffentlicht werden. Neben dem Masterplan wird seit 2011 auch der Netzentwicklungsplan (NEP) für die Regelzone APG mit einem 10-jährigen Ausblick erstellt und jährlich aktualisiert. Im NEP sind zudem die geplanten Ausbauten der folgenden drei Jahre enthalten, die nach Genehmigung durch die E- Control Austria (E-Control) von APG verpflichtend umzusetzen sind (siehe Abbildung 3-2). Auf regionaler Ebene werden mit den 110-kV-Verteilernetzbetreibern abgestimmte Netzausbaukonzepte (s.g. regionale Masterpläne) entwickelt. Dies betrifft v.a. die Weiterentwicklung von bestehenden und die Errichtung neuer Verteilernetzabstützungen, aber auch 110-kV-Netzausbauten. Weiters werden Netzzutrittsanfragen von Kraftwerksbetreibern, die aufgrund der Größe ihrer Projekte direkt an das Übertragungsnetz anzuschließen sind in der Planung berücksichtigt. Alle Anfragen zur Erweiterung von 110-kV-Verteilernetzabstützungen oder zum Anschluss von neuen Kraftwerken (Netzzutritt) werden von APG einer Netzverträglichkeitsprüfung unterzogen. Eventuell erforderliche Einschränkungen werden dem Projektwerber mitgeteilt. Abbildung 3-2: zeitlich gestaffelte Netzausbauplanung der APG 3.2 Masterplan der APG für Netzausbau bis 2030 Für eine vorausschauende Netzausbauplanung ist die Erstellung von energiewirtschaftlichen Szenarien, die die unterschiedlichen energiewirtschaftlichen Einflussfaktoren kombinieren, erforderlich. Auf Basis dieser Szenarien werden Prognoserechnungen für einzelne Netzbelastungssituationen (z.b. Zeitpunkt mit hohem Verbrauch / Lastdeckung am Abend) erstellt und analysiert. Dabei werden auch Belastungsvariationen durchgeführt und die Sensitivität der Ergebnisse auf einzelne Einflussfaktoren (z.b. angenommener Verbrauch) untersucht. Auf Basis dieser Ergebnisse werden die erforderlichen 7 Veröffentlicht unter 32/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

33 Fachbereich: Energiewirtschaft Netzausbauprojekte und der angestrebte Netzausbauzustand (Zielnetz) definiert. Abbildung 3-3 zeigt die angewendete Methodik zur Erstellung des APG Masterplan 2030 (Veröffentlichung Ende 2012). Die Szenarien des APG Masterplan 2030 stehen auf einer breiten Basis und wurden aufbauend auf einer umfassenden Analyse des nationalen und internationalen energiewirtschaftlichen Umfeldes in enger Zusammenarbeit mit den Technischen Universitäten Wien und Graz erstellt. Dabei wurden auch die Ergebnisse e-trend-forums berücksichtigt. Das e-trend-forum ist eine von APG initiierte Plattform zur Diskussion der zukünftigen Rahmenbedingungen für das österreichische Stromnetz im Dialog mit ExpertInnen von Umweltorganisationen und Universitäten sowie mit InteressenvertreterInnen aus dem Bereich erneuerbarer Energieträger. Abbildung 3-3: Methodik des Masterplan 2030 Die Entwicklung des europäischen/nationalen Stromverbrauchs ist in den Szenarien unter Einbeziehung von geplanten Effizienzsteigerungen sowie möglichen Rückkopplungen durch die angestrebte Senkung des Gesamtenergieverbrauchs und der damit einhergehenden Substitution fossiler Energieträger durch Strom (z.b. E-Mobilität, Wärmepumpen) eingeflossen. Weiters ist die Entwicklung der jeweiligen nationalen Kraftwerksparks und der Erzeugungsstruktur detailliert berücksichtigt. Dazu wurde zur Verbesserung der Datenbasis eine Abfrage der zukünftigen österreichischen Kraftwerksprojekte an alle wesentlichen Kraftwerksbetreiber durchgeführt. Veröffentlichte nationale und internationale Studien wie die Windkraftstudie der E-Control, DENA I und II, EWIS, Energy Roadmap 2050, NEP Deutschland und darin enthaltene Szenarien und Prognosen sowie die Ergebnisse des TYNDP wurden ebenfalls bei der Erstellung der APG-Szenarien berücksichtigt. Die erstellten Szenarien sind die Grundlage für die darauf aufsetzenden Marktsimulationen aus denen in weiterer Folge Netzbelastungssituationen berechnet und analysiert wurden. Die Erfahrungen der APG im Zusammenhang mit kritischen Netzsituationen der Vergangenheit, z.b. bei sehr hoher Inland- Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 33/133

34 Fachbereich: Energiewirtschaft serzeugung oder auch Extremsituationen mit Hochwasser oder extreme Trockenheit, sind ebenfalls eingeflossen. Die Ergebnisse der Prognoserechnungen stellen die Grundlage für die Definition der Masterplan- Projekte dar. In Kapitel 4.3 werden die wesentlichen Ergebnisse der Prognoserechnungen für die Salzburgleitung dargestellt Masterplanprojekte Im Netz der APG bestehen Engpässe und Schwachstellen, die Engpassmanagement-Maßnahmen und Sonderschaltzustände erforderlich machen. Mit der Inbetriebnahme der 380-kV-Steiermarkleitung Mitte 2009 und der Inbetriebnahme des Abschnitts Netzknoten St. Peter bis UW Salzburg der 380-kV- Salzburgleitung im Frühjahr 2011 trat eine spürbare Entspannung der Nord-Süd-Engpasssituation ein. Allerdings wird ohne den Leitungsabschnitt UW Salzburg bis Netzknoten Tauern und die Netzausbaumaßnahmen im Westen und Süden Österreichs die Netzsituation durch bereits in Bau oder im Genehmigungsverfahren befindliche (Pumpspeicher-)Kraftwerke sowie den bevorstehenden Boom zum RES-Ausbau in Österreich (im Osten Österreichs liegen Ausbaupläne von RES MW Windkraft und rd MW Photovoltaik vor) wieder massiv verschärft. Die Masterplanprojekte 2020 sind in Abbildung 3-4 ersichtlich, wobei die Errichtung der Salzburgleitung bedingt durch ihre internationale und nationale Relevanz ein Projekt mit höchster Priorität darstellt. Wie zu erkennen ist, ist der 380-kV-Ringschluss ein vorrangiges Ziel der Netzausbauplanung (vgl. Abbildung 2-5). Abbildung 3-4: APG-Masterplanprojekte des Masterplan 2020 (Quelle: APG) Die Analysen des Masterplans zeigen, dass erst mit der Realisierung aller Masterplanprojekte eine sichere und zuverlässige Versorgung aller österreichischen Ballungszentren sowie die mit der Energiewende und dem RES-Ausbau verbundenen Veränderungen ermöglicht werden. 34/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

35 Fachbereich: Energiewirtschaft Folgen bei Nichtumsetzung der Masterplanprojekte Im Falle einer Nicht-Umsetzung der Masterplan-Projekte würden sich folgende negative Auswirkungen für Österreich und auch Rückwirkungen auf Europa ergeben: ein erhöhtes Risiko für die Versorgungssicherheit und Blackout-Gefahr trotz umfangreicher Engpassmanagement-Maßnahmen in Österreich und bei massiven Netzstörungen auch für Europa (näheres siehe Kapitel 6.4.6) eine Einschränkung beim geplanten Ausbau von Pumpspeicherkraftwerken, bei der Umsetzung des Masterplan Wasserkraft und beim Ausbau der Windenergie und anderen RES in Österreich, daraus resultiert eine Nichterreichung der aus den Zielen der EU für Österreich abgeleiteten Ziele langfristig eine Verschlechterung der Leistungsstatistik des Wirtschaftsstandortes Österreich, da der Zugang zum freien Strommarkt nur eingeschränkt gewährleistet werden kann, in weiterer Folge führt dies zu einer Wohlstandsminderung, Verlust von Arbeitsplätzen und mögliche Abwanderung der Industrie ins Ausland das Risiko einer Einschränkung des gemeinsamen europäischen Strommarktes und z.b. für die Marktkopplung Österreich und Deutschland sowie Gefährdung des freien Strommarktes (Auswirkungen siehe Kapitel 5.4.1) das Ausbleiben wesentlicher Wirtschaftsimpulse (und in Folge Wohlstandsminderung) durch Nichtrealisierung von Netz- und Kraftwerksausbauten mit Milliarden-Investitionsvolumen, davon alleine ca. 650 Mio. EUR Investmentvolumen durch die Salzburgleitung. 3.3 Netzentwicklungsplan (NEP) 2011 bzw APG hat gemäß 37 ff ElWOG 2010 samt den zugehörigen Landesausführungsgesetzen die Verpflichtung für das von ihr abgedeckte Netzgebiet einen Netzentwicklungsplan zu erstellen. Zweck des Netzentwicklungsplans ist es insbesondere, den Marktteilnehmern Angaben darüber zu liefern, welche wichtigen Übertragungsinfrastrukturen in den nächsten zehn Jahren errichtet oder ausgebaut werden müssen, alle bereits beschlossenen Investitionen aufzulisten und die neuen Investitionen zu bestimmen, die in den nächsten drei Jahren durchgeführt werden müssen, und einen Zeitplan für alle Investitionsprojekte vorzugeben. Ziel des Netzentwicklungsplans ist es zudem, der Deckung der Nachfrage an Leitungskapazität zur Versorgung der Endverbraucher unter Berücksichtigung von Notfallszenarien, der Erzielung eines hohen Maßes an Verfügbarkeit der Leitungskapazitäten (Versorgungssicherheit der Infrastruktur), und der Nachfrage nach Leitungskapazität zur Erreichung eines europäischen Binnenmarktes nachzukommen. APG hat bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans die technischen und wirtschaftlichen Zweckmäßigkeiten, die Interessen aller Marktteilnehmer sowie die Kohärenz mit dem gemeinschaftsweiten Netzentwicklungsplan (TYNDP, vgl ) zu berücksichtigen. Die Regulierungsbehörde genehmigt den Netzentwicklungsplan durch Bescheid. Voraussetzung für die Genehmigung ist der Nachweis der technischen Notwendigkeit, Angemessenheit und Wirtschaftlichkeit der Investitionen durch APG. APG ist zur Umsetzung der im Netzentwicklungsplan veröffentlichten und bescheidmäßig genehmigten Projekte, die für die folgenden drei Jahre geplant sind, verpflichtet. Hat APG aus anderen als zwingenden, von ihr nicht zu beeinflussenden Gründen, eine Investition die nach dem Netzentwicklungsplan in den folgenden drei Jahren durchgeführt werden müsste nicht durchgeführt, so ist die Regulierungsbehörde verpflichtet Ersatzmaßnahmen zu ergreifen, um die Durchführung der betreffenden Investition zu gewährleisten. Unter Ersatzmaßnahmen versteht sich eine Aufforderung zur Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 35/133

36 Fachbereich: Energiewirtschaft Durchführung an den Übertragungsnetzbetreiber, die Einleitung eines Ausschreibungsverfahren für die betreffende Investition das allen Investoren offen steht oder die Verpflichtung des Übertragungsnetzbetreibers einer Kapitalerhöhung im Hinblick auf die Finanzierung der notwendigen Investitionen zuzustimmen und unabhängigen Investoren eine Kapitalbeteiligung zu ermöglichen. Bei der Vergabe an Dritte kann dies von der Finanzierung bis hin zur Errichtung der Investition durch diese führen. Die Salzburgleitung ist Teil des genehmigten Netzentwicklungsplans (NEP-2011). Die Salzburgleitung wurde somit seitens der Regulierungsbehörde als technisch notwendig und angemessen angesehen. Sie ist als eines der wesentlichsten Projekte zwingend seitens APG umzusetzen. Die Projekte von nationalem und internationalem Interesse resultieren aus der langfristig vorausschauenden Netzausbauplanung auf nationaler Ebene (Masterplan) und internationaler Ebene (TY- NDP) und fließen in den jeweiligen Netzentwicklungsplan ein. In der Konsultationsversion 2012 des diesjährig zu genehmigenden NEPs finden sich die in Abbildung 3-5 ersichtlichen Netzausbauprojekte von nationalem/europäischem Interesse. Abbildung 3-5: Übersicht der Projekte im nationalen und europäischem Interesse (Stand: Konsultationsversion NEP 2012) 36/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

37 Fachbereich: Energiewirtschaft 4 Die Salzburgleitung Netzknoten St. Peter Netzknoten Tauern Die APG plant den Lückenschluss des österreichischen 380-kV-Höchstspannungsnetzes. Zur nachhaltigen Gewährleistung der Versorgungssicherheit ist vorgesehen die 220-kV-Leitung Netzknoten St. Peter Netzknoten Tauern zwischen Oberösterreich und Salzburg durch die leistungsfähige 380-kV- Salzburgleitung zu ersetzen. 4.1 Netztechnische Darstellung der (Systemführung) Das Projekt Salzburgleitung Netzknoten St. Peter Netzknoten Tauern sieht die Errichtung einer zwei-systemigen 380-kV-Freileitung zwischen dem Netzknoten St. Peter und dem Netzknoten Tauern sowie die Errichtung bzw. Einbindung mehrerer Umspannwerke vor. Die geplante 380-kV-Freileitung erstreckt sich über die Bundesländer Oberösterreich und Salzburg, wodurch zusätzliche Netzabstützungen für die Verteilernetzbetreiber möglich sind. Eine detaillierte Projektbeschreibung befindet sich in der Vorhabensbeschreibung (UVE-Fachbeitrag A), wobei aus energiewirtschaftlicher Sicht das zentrale Vorhaben die Errichtung und der Betrieb der, d.h. der 380-kV- Ringschluss in Salzburg, und der Ausbau der Verteilernetzabstützungen für Salzburg sowie 110-kV- Netzverstärkungen darstellen. Die Systemführung der Salzburgleitung ist in Abbildung 4-1 dargestellt, die Übertragungskapazität beträgt rd. 2 x MW (unter Einhaltung der (n-1)-sicherheit). Abbildung 4-1: Systemführung der geplanten Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 37/133

38 Fachbereich: Energiewirtschaft Durch die Errichtung der 380-kV-Leitung zwischen UW Salzburg und dem Netzknoten Tauern kommt es zur vollständigen Demontage der bestehenden 220-kV-Leitung in diesem Abschnitt (und somit zu einer wesentlichen Entlastung von Naturschutzgebieten sowie von Wohngebieten in mehreren Gemeinden) sowie zu weiteren Demontagen auf der 110-kV-Ebene (APG und Salzburg Netz; vorwiegend siedlungsnahe Trassen). 4.2 Aktueller Zeitplan bis zur Inbetriebnahme der Bis zur Einreichung des Projekts wurde seitens APG eine intensive Konzeptionsphase des 380-kV- Projekts durchgeführt (abgestimmte Netzplanung mit Salzburg Netz, Trassenfindung, etc.) und die erforderlichen UVE-Unterlagen für die Einreichung vorbereitet. In Abbildung 4-2 ist die zeitliche Abfolge der einzelnen Instanzen des UVP-Verfahrens abgebildet. Von der Einreichung bis zum rechtskräftigen Bescheid ist mit ca. drei Jahren Genehmigungsverfahren zu rechnen. Die Bauzeit der 380-kV- Leitung beträgt rd. 3 Jahre, sodass die Inbetriebnahme der voraussichtlich im Jahr 2019 erfolgen kann (danach erfolgen noch Nacharbeiten). Abbildung 4-2: Zeitachse bis zur Inbetriebnahme der 4.3 Belastungsszenarien der (Jahr 2035) Die folgenden Belastungsszenarien der Salzburgleitung für das Jahr 2035 sind aus dem Referenzszenario abgeleitet, welches für den APG-Masterplan 2030 (dzt. in Erstellung) in enger Kooperation mit der TU Wien und der TU Graz und unter Berücksichtigung der Ergebnisse des e-trend-forums 8 erstellt wurde. Die gezeigten Lastflüsse stellen repräsentative Belastungssituationen dar, wie sie im Rahmen des zu erwartenden energiewirtschaftlichen Umfeldes zukünftig auftreten werden (unter Berücksichtigung des Marktverhaltens) und zeigen entsprechende Leistungsflüsse auf der Salzburgleitung in diesen Situationen. Die Leistungsflüsse repräsentieren normale Betriebsbedingungen und berücksichtigen keine revisionsbedingten Abschaltungen und Störfälle. Um solche Situationen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit ebenfalls mit der Salzburgleitung sicher abdecken zu können, sind entsprechende betriebliche Reserven freizuhalten, vgl. dazu auch (n-1)-kriterium (vgl. Kapitel 2.4.4). Die in Folge dargestellten drei Belastungssituationen betreffen: einen Betriebszustand mit hohem Verbrauch bei gleichzeitiger geringer Erzeugung aus Erneuerbaren Energien (Wind, Photovoltaik; Peak 2035), einen Betriebszustand mit hoher Winderzeugung in Nordeuropa in der Nacht (Off-Peak 2035) sowie 8 Der Masterplan 2030 baut auf den Ergebnissen des e-trend Forums, ein von der APG initiiertes Diskussionsforum unter Leitung des Umweltbundesamtes, auf. Im e-trend Forum sind Vertreter von NGOs wie z.b. Greenpeace, Global 2000, WWF, IG-Windkraft, PV-Verband sowie der technischen Universitäten TU Wien und TU Graz vertreten 38/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

39 Fachbereich: Energiewirtschaft einen Betriebszustand mit hoher Winderzeugung im Osten Österreichs (nationale Windeinspeisung 2035) und bei Schwachlast d.h. Off-peak. Neben der Salzburgleitung ist der Netzausbauzustand gemäß NEP bzw. Masterplan 2020 angenommen Belastungssituation Peak 2035 Bei sehr guter Wasserführung des nördlichen Alpenbogens bei gleichzeitiger schwacher Winderzeugung und geringer Photovoltaikerzeugung (vorhandene Bewölkung bzw. Sonnenuntergang Abendspitze) kommt es aus österreichischer Sicht zu einer Exportsituation, da Deutschland zur Stromversorgung entsprechende Mengen importieren muss. Durch den höheren Marktpreis und das verfügbare Wasserdargebot ist die Erzeugung entlang der Donau, sowie im Raum Tauern/Kaprun und Malta entsprechend hoch. Die zusätzlichen bis 2035 geplanten Pumpspeicherprojekte heben ebenfalls die Leitungsauslastungen entsprechend an. Durch die errichtete und den erfolgten Ausbau von Kuppelleitungen kann Österreich den Strom aus Wasserkraft zu den benachbarten Ländern exportieren. Abbildung 4-3: Belastungssituation Peak 2035 (Werte für Leistungsflüsse für Summe beider Systeme) Im Bundesland Salzburg kommt es aufgrund der guten Wasserführung und hoher Erzeugung der installierten Wasserkraftwerke im Süden zu einer Rückspeisung in das Übertragungsnetz (UW Kaprun und UW Pongau), zudem erzeugen auch kleinere Pumpspeicherwerke mit 110-kV-Netzanschluss im Verteilernetz der Salzburg AG. Im Norden Salzburgs kommt es aufgrund der geringen Eigenerzeugungskapazitäten der Stadt Salzburg zeitgleich zu einem Bezug von 280 MW. Im Vergleich dazu lag die Leistungsspitze 2011 weitaus höher bei 373 MW. Die beschriebene Belastungssituation Peak 2035 ist in Abbildung 4-3 veranschaulicht. Die Belastung (Summe beider Systeme der ) beträgt ca MW. Die hier auftretende Be- Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 39/133

40 Fachbereich: Energiewirtschaft lastung kann von der heute bestehenden 220-kV-Salzburgleitung mit einer aktuellen (n-1)-sicheren Transportkapazität von rd. 400 MW bei weitem nicht mehr bewältigt werden Belastungssituation Off-Peak 2035 Diese Belastungssituation stellt eine Importsituation Österreichs bei gleichzeitig geringem Verbrauch dar. Die starke Winderzeugung in Deutschland bei ebenfalls moderater Last (z.b. Nacht) führen zu einem hohen Export Deutschlands und sinkenden Markpreisen. Diese geringen Marktpreise werden von den Pumpspeicherkraftwerken für die Speicherauffüllung genutzt, wodurch in Österreich der Import ansteigt. Durch die räumliche Konzentration der Pumpspeicherkraftwerke steigt die Netzbelastung im mittleren und westlichen Österreich entsprechend an. Gegenüber heute konnten durch bestimmte Netzausbauten weitere Pumpspeicherkraftwerke ins Netz integriert werden. Die resultierende Belastung der ist in Abbildung 4-4 zu sehen und beträgt 2080 MW (Summe beider Systeme der Salzburgleitung). Es zeigt sich, dass im Importfall höhere Belastungen auf der Salzburgleitung hervorgerufen werden als im Export- bzw. Erzeugungsfall. Die auftretende Belastung kann von der heute bestehenden 220-kV-Salzburgleitung mit einer aktuellen (n-1)- sicheren Transportkapazität von rd. 400 MW bei weitem nicht bewältigt werden. Abbildung 4-4: Belastungssituation Off-Peak 2035, (Werte für Leistungsflüsse für Summe beider Systeme) Belastungssituation nationale Windeinspeisung 2035 Dieses Szenario stellt eine Situation dar, bei der trotz geringem Marktpreis und hohem Pumpeinsatz in Österreich sich ein relativ geringer Import einstellt. Diese Belastungssituation kommt durch die hohe Winderzeugung (rd MW) im Osten Österreichs bei geringer Last zustande. In Deutschland ist 40/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

41 Fachbereich: Energiewirtschaft die Winderzeugung ebenfalls hoch, aufgrund des sich einstellenden Marktpreises importieren andere große Länder die deutsche Überschusserzeugung. In diesem Fall ergeben sich bedingt durch die nationalen energiewirtschaftlichen Einflussfaktoren ebenso hohe Belastungen auf der Salzburgleitung, wie bei der Situation im Fall Off-Peak Die auftretende Belastung kann von der heute bestehenden 220-kV-Salzburgleitung (n-1-sichere Übertragungsleistung von rd. 400 MW) bei weitem nicht mehr bewältigt werden, weshalb der 380-kV- Ringschluss auch für die Einbindung der Windkraft in Österreich höchst bedeutend ist. Die beschriebene Belastungssituation nationale Windeinspeisung 2035 ist in Abbildung 4-5 veranschaulicht. Die Belastung (Summe beider Systeme der Salzburgleitung) beträgt 2020 MW. Abbildung 4-5: beider Systeme) Belastungssituation nationale Windeinspeisung 2035, (Werte für Leistungsflüsse für Summe 4.4 Sensitivitätsanalyse Als Ergänzung zu den bisher gezeigten Szenarien (Zeitpunkte) werden in diesem Kapitel die energiewirtschaftlichen Zusammenhänge insbesondere der Einfluss von Erneuerbaren auf das Import/Exportverhalten der APG-Regelzone mit Querverweis auf bisher gezeigte Szenarien mittels Sensitivitätsanalysen erläutert. Die in diesem Abschnitt dargestellten Sensitivitätsanalysen erfolgten mit Hilfe des Marktsimulationsmodells ATLANTIS der TU Graz sowie mittels Leistungsflussanalysen der APG. Die Sensitivitätsberechnungen der TU Graz untersuchen die Variation der Einspeiseleistungen der Erneuerbaren Energien. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 41/133

42 Fachbereich: Energiewirtschaft Die abschließende Leistungsflussanalyse der APG zeigt die Leistungsflüsse bei großräumigen Handelsgeschäften und unterstreicht damit die generell hohe Wechselwirkung zwischen Import/Exportverhalten und der physikalischen Netzbelastung Variation des Windenergieausbaus Der Ausbau der Windenergie erlebte in den letzten Jahren einen Boom, der sich derzeit in ganz Europa fortsetzt. Mittlerweile hat die Windenergie erheblichen Einfluss auf die Strombörsen und somit auf das Verhalten aller Marktteilnehmer, insbesondere anderer Kraftwerke. Im Falle von hoher Windeinspeisung kommt es in der Regel zu reduzierten Strompreisen, wodurch andere Erzeuger ihre Produktion reduzieren oder sogar stoppen. Bei geringem Verbrauch und/oder starkem Preisrückgang wird zudem der Pumpeinsatz von Pumpspeicherkraftwerken erhöht. Die erzeugte Windenergie hat somit erheblichen Einfluss auf den momentanen Erzeugungsmix und in weiterer Folge auch auf die Netzbelastung. Dieser Einfluss der Windenergie ist dabei nicht auf Landesgrenzen beschränkt: aufgrund des gemeinsamen Marktgebietes Österreich Deutschland hat die Windeinspeisung in Deutschland einen erheblichen Einfluss auf Österreich. Abbildung 4-6 zeigt die Auswirkungen einer Variation der Windenergieerzeugung in Deutschland auf den österreichischen Kraftwerkseinsatz bei ansonsten unveränderten Parametern. Die Berechnung erfolgte mit einem Jänner Peak-Datensatz, d.h. bei relativ hohem Verbrauch und Einsatz von thermischen Gaskraftwerken in Österreich. Deutschland ist ohne entsprechende Windenergieerzeugung im Import. Abbildung 4-6: Auswirkung von unterschiedlicher Windenergieerzeugung in Deutschland auf den österreichischen Kraftwerksmix im PEAK-Fall (Quelle: Berechnungen TU Graz) Auf der x-achse ist die Windenergieeinspeisung in Deutschland (in GW) aufgetragen. Die y-achse zeigt den aus der Sensitivitätsanalyse resultierenden Kraftwerkseinsatz in Österreich sowie die Importund Exportanteile. Gräulich gekennzeichnet sind jene Kraftwerkstypen, die unverändert bleiben (wie Laufwasser, Wind, Photovoltaik, Biomasse etc. sowie die thermische Erzeugung). Deutlich zu erkennen ist, dass bei zunehmender Windenergieerzeugung in Deutschland die Erzeugung aus Pumpspeicherkraftwerken in Österreich als erstes zurückgeht und in weiterer Folge sich auch die österreichische Bilanz von Energieexport auf Energieimport umkehrt. Die Windenergie verdrängt demnach teure- 42/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

43 Fachbereich: Energiewirtschaft re Kraftwerke vom Markt bzw. bewirkt bei entsprechend niedrigem Marktpreis den Start des Pumpbetriebes. Würde bereits im Vorfeld der Importbedarf Deutschlands nicht vorliegen wie z.b. im Off-Peak-Fall (siehe 4.3.2) so würde eine zusätzliche Windeinspeisung in Deutschland zu einem noch deutlicheren Anstieg des Importbedarfs Österreichs führen. Die thermischen Kraftwerke würden soweit möglich die Einspeisung reduzieren und die Pumpspeicherkraftwerke würden den Pumpbetrieb ausweiten. Die Austäusche mit Deutschland werden künftig steigen und Importleistungsspitzen bis zu 10 GW erreichen. Der massive Windenergieausbau findet jedoch nicht nur in Deutschland sondern auch in Österreich (überwiegend im Osten) statt. Abbildung 4-7 zeigt das Ergebnis einer Sensitivitätsanalyse für variierende Windenergieeinspeisung in Österreich und deren Auswirkungen auf den österreichischen Kraftwerksmix. Die auf der x-achse aufgetragene Erzeugung zeigt die angenommene Windeinspeisung in Österreich in GW. Die y-achse zeigt den resultierenden Kraftwerkseinsatz in Österreich. Die Berechnung erfolgt mit einem Jänner Peak-Datensatz. Das Ergebnis zeigt, dass in diesem Fall die zusätzliche Windenergieerzeugung vorwiegend exportiert wird (und teurere Kraftwerke in Deutschland verdrängt). Ist der Importbedarf Deutschlands nicht vorhanden (zb. bedingt durch eigene Windenergie- oder PV-Erzeugung), so wären die Marktpreise niedrig und die Pumpspeicherkraftwerke würden vom generatorischen Betrieb in den Pumpbetrieb wechseln. Die in Österreich erzeugte Windenergie würde dann innerhalb Österreichs verpumpt werden. Ein daraus resultierender möglicher Belastungsfall ist in dargestellt. Abbildung 4-7: Auswirkung von unterschiedlicher Windenergieerzeugung in Österreich auf den österreichischen Kraftwerksmix/Export-Importverhalten (Quelle: Berechnungen TU Graz) Für die Salzburgleitung bedeutet dies, dass die Volatilität der Windenergieeinspeisung in Deutschland sich direkt auf den Einsatz der Pumpspeicherkraftwerke auswirkt und somit auch Auswirkungen auf die Leistungsflüsse der Salzburgleitung haben. Es ist somit mit einer zunehmenden Volatilität der Leistungsflüsse auf der Salzburgleitung zu rechnen und entsprechende Kapazitäten müssen bereitstellt werden. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 43/133

44 Fachbereich: Energiewirtschaft Variation des Photovoltaikausbaus Bedingt durch den wesentlich geringeren Ausbau von Photovoltaik (lt. Ökostromgesetz plus 1200 MW bis 2020) im Vergleich zu Deutschland wird nur die Sensitivität des vermehrten Ausbaus in Deutschland auf den Kraftwerkseinsatz in Österreich dargestellt (siehe Abbildung 4-8). Die auf der x-achse aufgetragene Erzeugung zeigt die angenommene Einspeisung aus Photovoltaik in Deutschland in GW. Der Photovoltaikausbau in Bayern hat aufgrund der zu Österreich nahen geographischen Lage einen direkten physikalischen Einfluss auf das österreichische Übertragungsnetz. Zu erkennen ist, dass bei erheblicher Photovoltaikerzeugung in Deutschland ein Wechsel der österreichischen Bilanz vom Export in den Import erfolgt, d.h. Kraftwerke (v.a. Speicherkraftwerke und Erdgaskraftwerke) ihre Erzeugung reduzieren. Im vorliegenden Fall führt dies zu einer Reduktion der Speichererzeugung, jedoch wechseln die Pumpspeicherkraftwerke aufgrund der noch zu geringen Marktpreisreduktion noch nicht in den Pumpbetrieb. Gaskraftwerke beginnen jedoch ihre Einspeisung zu reduzieren. Abbildung 4-8: Auswirkung von unterschiedlicher Photovoltaikerzeugung in Deutschland auf den österreichischen Kraftwerksmix/Export-Importverhalten (Quelle: Berechnungen TU Graz) Bei einem anderen Startpunkt mit geringerer Erzeugung aus Speicherkraftwerken und thermischen Kraftwerken (niedrigerer Marktpreis) erfolgt aufgrund der Photovoltaikerzeugung der Übergang der Pumpspeicher aus dem Generator- in den Pumpbetrieb. Dementsprechend wären die Auswirkungen von vermehrter PV-Erzeugung auf die Netzbelastung ähnlich wie die von zusätzlicher Windenergie. Für die Salzburgleitung bedeutet dies, dass die Volatilität der PV-Erzeugung in Bayern auf die Belastung der Salzburgleitung durchschlägt und diese entsprechende Kapazitäten bieten muss Einfluss des europäischen Umfelds auf das APG-Netz Bedingt durch die zentrale Lage Österreichs haben die energiewirtschaftlichen Entwicklungen in Zentraleuropa (Import- und Exportverhalten) einen erheblichen Einfluss auf die österreichischen Netzbelastungen. Zudem wirken sich revisionsbedingte Abschaltungen oder Leitungsausfälle im benachbarten Netzen auch auf Österreich aus und sind ebenfalls zu berücksichtigen. Mittels einer Sensitivitätsanalyse können die Auswirkungen anderer Länder auf das österreichische Überragungsnetz prozentuell ermittelt und bei Analysen der Belastungssituationen entsprechend berücksichtigt werden (Ergebnisse sind in Abbildung 4-9 ersichtlich). Werden beispielsweise 100 MW 44/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

45 Fachbereich: Energiewirtschaft von Deutschland handelstechnisch nach Italien exportiert, so werden ca. 30 MW davon durch das Netz der APG transportiert. Von diesen 30 MW fließen 22 MW über Deutschland und 8 MW über Tschechien ins APG-Netz. Erfolgt dieser Handel von Deutschland nach Südosteuropa, so werden ca. 32 MW davon durch das Netz der APG transportiert. In diesem Fall fließen 20 MW über Deutschland und 12 MW über Tschechien nach Österreich. Aus diesen Beispielen ist ersichtlich, dass das Import- bzw. Exportverhalten anderer europäischer Länder bzw. der europäische Stromhandel Auswirkungen auf das APG-Netz hat. Dies begründet sich in der Vermaschung des europäischen Übertragungsnetzes (vgl. Kapitel 2.2). Besonders ein Export aus Deutschland in Kombination mit Importen von Ländern südlich von Österreich haben einen relevanten zusätzlichen Einfluss auf die Nord-Süd-Verbindungen im österreichischen Übertragungsnetz und damit auch auf die Salzburgleitung (überregionale Leistungsflüsse). Abbildung 4-9: Sensitivitätsanalyse für die Ermittlung des Einflusses des europäischen Umfeldes auf Österreich (Berechnungen durchgeführt mit Netzausbauzustand 2012) Einfluss der Entwicklung des Stromverbrauches Die Entwicklung des Verbrauchs ist eine langfristig schwer abschätzbare Größe, da sie sehr von der wirtschaftlichen Entwicklung abhängig ist. Einige zukünftige Faktoren wie die Elektromobilität und neue Energiedienstleistungen werden künftig den Verbrauch steigen lassen. Andere Faktoren wie Smart Grids und Energieeffizienzmaßnahen wirken hingegen verbrauchsreduzierend (siehe Abbildung 4-10). Der langfristige Verbrauchszuwachs betrug in Österreich bis vor der Wirtschaftskrise, d.h. vor 2008, durchschnittlich rd. 2% pro Jahr (auf den Einfluss einer Wirtschaftskrise auf den Verbrauch wird in Kapitel eingegangen). Diese Verbrauchszuwächse waren vor allem in bereits bestehenden Ballungsräumen und Industrieregionen zu verzeichnen. Der überwiegende Anteil der Verbraucherzentren ist bereits an die existierenden 380-kV-Ringabschnitte angebunden. Für die Leistungsflussszenarien der Salzburgleitung (siehe Kapitel 4.3) hat eine Variation des Verbrauchszuwachses bzw. die Annahme einer Verbrauchsreduktion im Salzburger Verteilernetz einen untergeordneten Einfluss. Vielmehr sind die Netzausbau- und Umspannwerksprojekte im APG- Übertragungsnetz durch die Veränderungen des Kraftwerksparks (inkl. Energiewende und RES- Ausbau) getrieben. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 45/133

46 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 4-10: Auswirkung unterschiedlicher Faktoren auf die zukünftige Verbrauchsentwicklung Pumpspeicherkraftwerke, welche im herkömmlichen Sinne nicht als Verbraucher bezeichnet werden, können jedoch im Pumpbetrieb physikalisch dem Verbrauch zugerechnet werden, da sie die benötigte (nachgefragte) Leistung erhöhen Einfluss der nationalen Aufbringungsseite Im Rahmen der Errichtung der wird der Anschluss neuer Pumpspeicherkraftwerke ermöglicht sowie künftige Einschränkungen von Pumpspeicherkraftwerken vermieden. Wie aus Abbildung 4-11 zu erkennen ist, bestehen noch ausreichend Projekte und Potenziale für die Errichtung von weiteren Pumpspeicherkraftwerken in den Alpen. Die Dimensionen und lokale Konzentration dieser Speicherkraftwerke lassen erkennen, dass der Netzausbau im Falle der Salzburgleitung stark davon beeinflusst wird, wobei eine adäquate Anbindung des Salzburger Verteilernetzes an das Übertragungsnetz mitberücksichtigt wurde. Die zusätzliche Netzabstützung UW Pongau ist ebenfalls durch Wasserkraftpotenziale in diesem Bereich getrieben. Die Entwicklung des Verbrauchs und dessen genauer Zuwachs spielt demnach im Vergleich zu existierenden Kraftwerksprojekten und Potenzialen (inkl. RES-Projekten) eine untergeordnete Rolle beim Ausbau des Übertragungsnetzes. Diesbezüglich wird zusätzlich auf die Ausführungen in den Abschnitten und verwiesen, diese zeigen ausführlich den Einfluss des Ausbaus der Kraftwerke als den wesentlichen Treiber für den österreichischen Netzausbau. Eine beispielhafte Übersicht von Pumpspeicherprojekten, die auf der 220-kV- bzw. 380-kV-Ebene künftig angeschlossen werden sollen, ist in Abbildung 4-11 ersichtlich. 46/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

47 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 4-11: jährlicher Zubau und kumulierte Leistung von Pumpspeicherprojekten in der Regelzone APG inkl. Angabe der Kraftwerksprojekte Variation des lokalen RES-Ausbaus im Bundesland Salzburg Das Bundesland Salzburg will den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung weiter erhöhen und langfristig den Jahresverbrauch an Energie aus dem eigenen Bundesland decken (Energieautarkie). Eine Festlegung welche Ökoenergien ausgebaut und welche Leistungssteigerungen in MW zur Erreichung dieses Zieles angestrebt werden sollen, wurde jedoch noch nicht getroffen. Ausreichende Potentiale zum Ausbau der Erneuerbaren Energien sind grundsätzlich im Bundesland Salzburg vorhanden (siehe auch Teil D, Kapitel 4.4) und finden sich vorwiegend im Bereich Wasserkraft, Biomasse, aber auch Photovoltaik. Die Potentiale für Windenergie im Bundesland Salzburg werden derzeit vom Land Salzburg geprüft. In einem von APG für 2035 erstellten möglichen RES-Szenario für das Bundesland Salzburg wird eine Erzeugungssteigerung um ca. 50% angenommen. Dies bedeutet eine Steigerung der Erzeugungsleistung um rd. 800 MW, wobei in Anlehnung an den bestehenden Erzeugungsmix der Ausbau vorwiegend im Bereich (Klein)-Wasserkraft (+300 MW), Heizkraftwerke d.h. Biomasse und Großkraftwerke (+300 MW) sowie zusätzlich Photovoltaik (+200 MW) angenommen wird. Anhand dieser Annahme werden in Folge die Auswirkungen dieses RES-Szenarios im Bundesland Salzburg dargestellt. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 47/133

48 Fachbereich: Energiewirtschaft Durch die Ausweitung der Erzeugung im Verteilernetz Salzburgs kommt es zu einer deutlichen Ausweitung des Leistungsaustausches mit dem APG-Übertragungsnetz (über die Salzburgleitung). Derzeit beträgt die Bandbreite des Leistungsaustausches ca. 710 MW (zeitgleicher max. Bezug 560 MW und max. Rückspeisung 150 MW). Mit dem o.g. RES-Szenario 2035 steigt diese Bandbreite auf ca MW, wobei sich der max. Bezug durch die lokalen Einspeiser etwa halbieren könnte (auf ca. 280 MW) während die Rückspeisung in Schwachlastfällen bis zu 950 MW betragen würde. Die Anbindung des Salzburger 110-kV-Verteilernetzes an das APG-Übertragungsnetz muss dafür ebenso leistungsfähig ausgeführt werden, und benötigt entsprechende Übertragungskapazitäten und Reserven auf der Salzburgleitung. Zusätzlich kann ein bedarfsgerechter Ausbau der 380/110-kV- Übergabestellen erfolgen, da in den Umspannwerken Platzreserven für weitere Transformatoren bestehen. 4.5 Salzburgleitung Abschnitt NK St. Peter UW Salzburg im Gesamtvorhaben Die erste Ausbaustufe der zwischen dem UW Salzburg und dem Netzknoten St. Peter, nach dem UVP-G 2000 genehmigt und vom Umweltsenat und VwGH bestätigt, ging bereits Anfang 2011 in Betrieb und wird bis zur Fertigstellung des Gesamtprojektes von St. Peter bis Tauern mit 220 kv betrieben (UVP genehmigter Zwischenbetriebszustand). Damit wurde der massive Engpass zwischen dem Netzknoten St. Peter und UW Salzburg behoben und die Versorgungssicherheit für die Stadt Salzburg erhöht (2003/2004 traten auf den Nord-Süd-Leitungen rd. 2280h (n-1)- Verletzungen auf!). Mit der Fertigstellung der Salzburgleitung Netzknoten St. Peter bis Netzknoten Tauern wird die Versorgungssicherheit der Stadt Salzburg weiter gesteigert, da die Anspeisung Teil des 380-kV-Ringkonzepts ist und mit der Salzburgleitung auch vom Süden eine leistungsfähige Leitungsverbindung zum UW Salzburg und somit eine hohe Redundanz besteht. Die Stadt Salzburg kann somit von den Vorteilen einer direkten Anbindung an den 380-kV-Ring profitieren (Darstellung des Ringkonzepts siehe Abbildung 2-5 und Erläuterung der Vorteile siehe Kapitel 6.4.1). Weiters kommt ein neues Umspannwerk (UW Wagenham) auf dem bereits bestehenden, mit 220 kv betriebenem, Leitungsabschnitt Netzknoten St. Peter bis UW Salzburg hinzu, welches eine zusätzliche Netzabstützung des oberösterreichischen Verteilernetzes schafft sowie die energiewirtschaftlich effiziente Systemintegration des GDK-Riedersbach ermöglicht. In Oberösterreich sind, durch die Umstellung des Abschnitts NK St. Peter UW Salzburg auf 380-kV- Betrieb, Änderungen im Umspannwerk St. Peter notwendig. 48/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

49 Fachbereich: Energiewirtschaft 5 Europäische Betrachtung der Salzburgleitung Aufgrund der starken Förderung der Erneuerbaren Energien in allen EU Staaten kommt es in Europa zu einer starken Veränderung der Energiewirtschaft. Österreich hat durch seine zentrale Lage auch im Sektor Strom einen starken Austausch bzw. eine starke Interaktion mit den benachbarten Ländern. Veränderungen auf europäischer Ebene, wie z.b. die Liberalisierung des europäischen Strommarktes oder die Umsetzung der energiepolitischen Ziele der EU, haben deutliche Auswirkungen auf das Österreichische Übertragungsnetz. Veränderungen in Österreich haben ebenso Auswirkungen auf das europäische Umfeld, dies betrifft insbesondere vorhandene Engpässe und große Netzausbauvorhaben wie die. Die durch die Salzburgleitung auf europäischer Ebene ausgelösten positiven Effekte werden in Folge dargelegt und verdeutlichen das europäische Interesse an der Errichtung der. Das europäische Interesse an der wird zusätzlich in einer Studie der TU Graz, siehe Teil E - Anhang, Öffentliches Interesse, bestätigt. 5.1 Klimaschutz-Ziele der europäischen Union Der drohende Klimawandel wird von der Europäischen Union (EU) als eine der größten Herausforderung angesehen, weshalb sich die EU im Rahmen des Kyoto-Protokolls zu weitreichenden Maßnahmen bzw. Emissionsbeschränkungen verpflichtet hat. Des weiteren soll die Abhängigkeit Europas von Primärenergieimporten reduziert werden und die Energieversorgung für den europäischen Wirtschaftsraum und die europäische Gesellschaft langfristig gesichert werden. Die Maßnahmen um diese Abhängigkeit zu reduzieren und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten stimmen mit den definierten Zielen bzw. Handlungsschwerpunkten im Climate Action Plan überein. Der Climate Action Plan definiert im Bereich der Treibhausgasemissionen, Erneuerbaren Energien und dem Energieverbrauch die sog Ziele der EU Energiestrategie und Ziele der EU Die EU Energiestrategie Energy 2020 A strategy for competitive, sustainable and secure energy wurde im November 2010 angepasst und veröffentlicht. Sie definiert Prioritäten im Bereich Energie und Energieinfrastruktur für die nächsten 10 Jahre um den Aufgaben und Zielen in den Bereichen Energieeinsparung und Effizienz, Energiemärkte, Energieversorgungssicherheit und Energietechnologien gerecht zu werden. Für die Übertragungsnetze ist die Priorität 2 von wesentlicher Bedeutung, welche definierte Aktionen beinhaltet. Die wichtigsten sind im Teil E - Anhang aufgelistet. Die im Rahmen des Climate Action Plan definierten Ziele der EU sind ambitionierte Zielwerte für die Sektoren Treibhausgasemissionen, RES und Energieverbrauch und sehen auf europäischer Ebene folgende Umsetzung bis ins Jahr 2020 vor: Senkung der Treibhausgasemissionen um mindestens 20% gegenüber dem Stand von 1990 Steigerung der Nutzung erneuerbarer Energiequellen wie Wind, Sonne, Biomasse usw. auf 20% der Gesamtenergieproduktion in der EU Senkung des Energieverbrauchs um 20% des voraussichtlichen Niveaus von 2020 durch Verbesserung der Energieeffizienz in sämtlichen Bereichen wie Wohnen, Verkehr etc. 9 bzw. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 49/133

50 Fachbereich: Energiewirtschaft Für die Umsetzung der auf europäischer Ebene festgelegten Ziele verpflichteten sich die einzelnen Mitgliedsstaaten zu einem Beitrag. Auch Österreich hat Zusagen getätigt, die verpflichtend umzusetzen sind (vgl. Kapitel 6.1). Der Ausbau der Erneuerbaren in Europa ist, eines der auferlegten Ziele, bei dem ein vergleichsweise rasches Handeln möglich ist. Dadurch kommt es europaweit zu einem raschen Ausbau der Erneuerbaren Energien, allerdings sind die erforderlichen Netzausbauten in Europa ebenfalls entsprechend zu beschleunigen Unionsrechtliche Grundlagen und rechtliche Aspekte Die Entscheidung Nr. 1364/2006/EG listet die im Rahmen der Kofinanzierung der Gemeinschaft gemäß Verordnung (EG) Nr. 2236/95 förderfähigen Vorhaben auf und teilt sie in drei Kategorien ein. Projekte von gemeinsamem Interesse zählen zu den vorrangigen Vorhaben. Sie zeichnen sich durch wesentliche Auswirkungen auf das effektive Funktionieren des Binnenmarktes, auf die Versorgungssicherheit oder auf die Erschließung erneuerbarer Energiequellen aus. Bestimmte prioritäre Vorhaben, die grenzüberschreitend sind oder erhebliche Auswirkungen auf die grenzüberschreitenden Transportkapazitäten haben, werden zu Vorhaben von europäischem Interesse erklärt. Bei der Auswahl der für eine Finanzierung aus den TEN-E-Mitteln in Betracht kommenden Vorhaben werden sie prioritär behandelt und finden im Hinblick auf eine Finanzierung aus anderen gemeinschaftlichen Kofinanzierungsmitteln besondere Beachtung. Die wurde als ein TEN-E Projekt von der Europäischen Union anerkannt, und ist hierdurch v.a. ein Leitungsprojekt von europäischem Interesse. Die TEN-E Finanzierung soll durch eine neue umfassendere Festlegung, in welcher die sog. Projects of Common Interest (PCI) definiert werden, abgelöst werden, um den Netzausbau vielseitig und nicht nur finanziell unterstützen zu können. Die ENTSO-E erstellt alle zwei Jahre den Ten Year Network Development Plan (TYNDP), in welchem Netzausbauprojekte von europäischem Interesse erfasst werden. Der TYNDP muss auf nationalen Netzausbauplänen aufsetzen und wird nach einer Konsultationsphase veröffentlicht (erstmalig 2010) 10. Im Rahmen des TYNDP 2012 erfolgt eine Erstellung von Szenarien deren Auswirkung auf das europäische Übertragungsnetz durch Marktmodelle und Leistungsflussberechnungen ermittelt und Maßnahmen (Netzausbauprojekte) definiert werden. Die ENTSO-E kommt mit dem TYNDP den Anforderungen aus der Regulation EC 714/2009, welche seit März 2011 gilt, nach. Die Salzburgleitung ist im TYNDP-2010 sowie TYNDP-2012 aufgenommen (siehe und wird aktuell seitens APG als PCI-Projekt bei der Europäischen Kommission eingereicht. Vorschlag des Europäischen Parlaments und des Rates für eine Richtlinie zur Energieeffizienz und zur Aufhebung der Richtlinie 2004/8/EG und 2006/32/EG Nach Schätzungen der Europäischen Kommission werden die in der Vergangenheit definierten Energieeffizienzziele mit den bisherig gesetzten Maßnahmen nicht erreicht werden können. Um dem entgegenzuwirken, wurden Energieeffizienzkonzepte und Maßnahmen für die gesamte Energiekette beschrieben. In den Schlussfolgerungen des Europäischen Rates vom 17. Juni 2010 wurde das Energieeffizienzziel als vorrangiges Ziel der Europäischen Union für Beschäftigung und intelligentes, nachhaltiges und integratives Wachstum bestätigt. Am 8. März 2011 hat die Kommission den Energieeffizienzplan (EEP), in welchem neue Impulse im Bereich Energieeffizienz gesetzt werden, vorgelegt. Der EEP beinhaltet Maßnahmen für weitere Einsparungen bei der Energieversorgung und -nutzung. Be- 10 Der aktuelle TYNDP findet sich auf der Home-page der ENTSO-E unter 50/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

51 Fachbereich: Energiewirtschaft stimmte Aspekte des EEP sollen mit diesem Vorschlag in verbindliche Maßnahmen übergeführt werden. Mit Inkrafttreten der Richtlinie soll die Kraft-Wärme-Kopplungs-Richtlinie (2004/8/EG) und die Energiedienstleistungsrichtlinie (2006/32/EG), mit Ausnahme des Art 4 Abs 1 bis 4 und der Anhänge I, III und IV der Energiedienstleistungsrichtlinie, aufgehoben werden. Die Ausnahme dieser Bestimmungen beruht auf dessen bis 2017 definierten Energiesparrichtwerts von 9% des Endenergieverbrauchs der einzelnen Mitgliedstaaten, welche zwar einen anderen Umfang als die Ziele der EU haben, aber dennoch zu deren Verwirklichung beitragen. Ebenso soll durch die Richtlinie Art 9 Abs 1 und 2 der Richtlinie 2010/30/EU über die Angabe des Energieverbrauchs aufgehoben werden. Bis zum 30. Juni 2013 sollen die Mitgliedstaaten Pläne beschließen, in denen die Energieeffizienzpotentiale ihrer Strominfrastruktur bewertet werden und in denen konkrete Maßnahmen und Investitionen für die Einführung kosteneffektiver Energieeffizienzverbesserungen bezüglich der Netzinfrastruktur mit einem detaillierten Zeitplan für ihre Einführung ausgewiesen werden. Wichtige Säulen der Richtlinie sind Einsparungsziele von jährlich 1,5% für Energieversorger oder Verteilernetzbetreiber und eine Renovierungspflicht von jährlich 3% der öffentlichen Gebäude mit einer Gesamtnutzfläche von mehr als 250 m². Ebenfalls zur Diskussion stand eine Verknappung des Emissionszertifikathandels ( set-aside ), dies soll allerdings in einem eigenen Legislativakt der EU- Kommission (Beginn 2013) vorgeschlagen werden. Die Netzbetreiber müssen die Inanspruchnahme, den Netzzugang als auch die Übertragung und Verteilung von Strom aus hocheffizienten Kraftwerken (KWK) garantieren und vorrangig und diskriminierungsfrei behandeln. Die Mitgliedstaaten können gegebenenfalls von den Netzbetreibern verlangen, dass sie die Ansiedlung hoch effizienter Kraftwerke in der Nähe von Bedarfsgebieten fördern, indem sie die Anschlussund Netznutzungsgebühren senken. Die Netzbetreiber müssen Standardregeln für die Übernahme und Teilung der Kosten für technische Anpassungen und Regeln für den nichtdiskriminierenden Zugang für Betreiber hocheffizienter Kraftwerke aufstellen und veröffentlichen. Ein Erzeuger, der einen Netzanschluss wünscht, muss detaillierte Auskunft über die Kosten bekommen und es ist ein genauer Zeitplan für die Entgegennahme, die Bearbeitung und den Anschluss des Kraftwerks auszufertigen. Für einen erleichterten Netzanschluss dezentraler Kraftwerke sollen standardisierte Verfahren entwickelt werden. Die nationalen Regulierungsbehörden sollen Netztarife und Netzregelungen erarbeiten, die Anreize für Netzbetreiber vorsehen, damit diese für die Netznutzer Netztarife bereitstellen, mit denen diese im Rahmen der Realisierung intelligenter Netze Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz umsetzen können. Die Systemsicherheit darf dadurch nicht gefährdet werden. Generell ist festzuhalten, dass die Energieeffizienzrichtlinie und deren Maßnahmen eine wesentliche Säule der Energy Roadmap 2015 der Europäischen Kommission ist Maßnahmen der EU Kommission zum Ausbau der Übertragungsnetze Durch den Europäischen Netzverbund und das Bestreben, in Europa die Versorgungssicherheit, die Lebensqualität und die Wirtschaftsstandorte halten und künftigen Entwicklungen gewachsen zu sein, fordert die Europäische Kommission von den Übertragungsnetzbetreibern vorausschauend Investitionen für den Ausbau der Netze zu tätigen. Dies soll jedem Bürger ermöglichen, zu gleichen Bedingungen am europäischen Strommarkt teilzunehmen und die Integration Erneuerbarer Energien zu beschleunigen. Das Ziel der Liberalisierung, die Senkung der Preise für Industrie und Konsumenten durch Wettbewerb, kann bei einem regionalen Mangel an Erzeugungs- und Leitungskapazitäten nicht verwirklicht werden, sondern kehrt sich in das Gegenteil um die Preise für Strom steigen in Regio- Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 51/133

52 Fachbereich: Energiewirtschaft nen, die durch Erzeugungsdefizite und mangelnde Erreichbarkeit aufgrund fehlender Leitungskapazitäten gekennzeichnet sind. Deshalb werden auf europäischer Ebene hinsichtlich der Versorgungssicherheit, Integration der Erneuerbaren Energien und freiem Strommarkt Anstrengungen unternommen, die die Rahmenbedingungen für Investitionen in die Stromerzeugung und in den Ausbau der Netze verbessern sollen. Dieser Sachverhalt wurde von der EU schon vor vielen Jahren erkannt und wird mittels Veröffentlichungen wie Mitteilungen bis hin zu konkreten Fördermitteln wie die TEN-E-Förderung bzw. künftig sog. PCIs entsprechend forciert. Eine verabschiedete Mitteilung der EU-Kommission zur Energieinfrastruktur und Sicherheit der Versorgung betont die Notwendigkeit der Verstärkung der Übertragungsnetze, die sich aus einer Veränderung und zunehmenden Dezentralisierung der Stromerzeugung (z.b. Marktpreis bestimmter Kraftwerkseinsatz, Ökostromanlagen, Windparks), der Verbrauchsteigerung und der Notwendigkeit der Stärkung von Wirtschaftsregionen ergeben. Ferner sollen laut Amtsblatt der EU 11 zur Festlegung von Leitlinien für die transeuropäischen Energienetze, besondere Anstrengungen unternommen werden, um das Ziel einer stärkeren Nutzung erneuerbarer Energien als Beitrag zur Förderung einer Politik der nachhaltigen Entwicklung zu verwirklichen. Die Europäische Kommission ist sich der Wichtigkeit des Netzausbaus im Zusammenhang mit der Erreichung der gesetzten energiepolitischen Ziele bewusst und versucht diesen wie folgt zu unterstützen: Vorrangige Korridore in Europa Finanzielle Förderung von relevanten Projekten (TEN-E) Explizite Nennung ausgewählter Projekte Verbesserung in Genehmigungsverfahren Da die bisherige TEN-E Förderung nicht weitrechend genug war, ist derzeit ein weitreichenderes Modell, die Definition von PCIs geplant. Die Basis der Projektwahl bilden einerseits der TYNDP 2012 und andererseits eingereichte Projektformulare mit Detailbeschreibungen und Darstellung des Projektnutzens. APG hat die Salzburgleitung für die Auswahl zu einem der PCIs eingereicht und geht davon aus, dass die Salzburgleitung als PCI anerkannt wird Alpenkonvention Die Alpenkonvention ist ein völkerrechtlicher Vertrag zwischen Deutschland, Frankreich, Italien, Liechtenstein, Monaco, Österreich, Schweiz, Slowenien und der Europäischen Union. Die Vertragspartner verpflichten sich in der Alpenkonvention "unter Beachtung des Vorsorge-, Verursacher- und Kooperationsprinzips" zu einer ganzheitlichen Politik zur Erhaltung und zum Schutz der Alpen unter umsichtiger und nachhaltiger Nutzung der Ressourcen. Im Folgenden ist der maßgeblichen Artikel aus dem Protokoll Energie angeführt. Konkrete Aussagen bzw. Ziele und Maßnahmen sind vor allem in Bezug auf Energietransport und -versorgung und Aspekte der Nachhaltigkeit bzw. den spezifischen Belastbarkeitsgrenzen des Alpenraums von Bedeutung. Protokoll zur Durchführung der Alpenkonvention von 1991 im Bereich Energie 12 (auszugsweise) Artikel 1: Ziele: 11 Amtsblatt Nr. C 080 E vom 04/04/2006; /133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

53 Fachbereich: Energiewirtschaft Die Vertragsparteien verpflichten sich, im räumlichen Anwendungsbereich der Alpenkonvention Rahmenbedingungen zu schaffen und konkrete Maßnahmen in den Bereichen Energieeinsparung sowie Energieerzeugung, -transport, -versorgung und -verwendung zu ergreifen, um die energiewirtschaftlichen Voraussetzungen für eine nachhaltige, mit den für den Alpenraum spezifischen Belastbarkeitsgrenzen verträgliche Entwicklung zu schaffen; damit werden die Vertragsparteien einen wichtigen Beitrag zum Schutz der Bevölkerung und der Umwelt, zur Schonung der Ressourcen sowie zur Klimavorsorge leisten. (Alpenkonvention Protokoll Energie ) Artikel 2: (1) Im Einklang mit diesem Protokoll streben die Vertragsparteien insbesondere folgendes an: a) Ausrichtung der Energieerzeugungs-, -transport- und -versorgungssysteme unter Berücksichtigung der Erfordernisse des Umweltschutzes auf die allgemeine Optimierung des gesamten Infrastruktursystems im Alpenraum, d) Verminderung der Beeinträchtigungen von Umwelt und Landschaft durch die energietechnischen Infrastrukturen einschließlich jener zur Abfallentsorgung mittels Vorsorgemaßnahmen bei neuen Anlagen und, soweit erforderlich, mittels Sanierungsmaßnahmen bei bestehenden Anlagen. (2) Bei Errichtung neuer und erheblichem Ausbau bestehender großer energietechnischer Infrastrukturen erfolgt eine Umweltverträglichkeitsprüfung nach Artikel 12 ( ) (4) Sie bewahren die Schutzgebiete mit ihren Pufferzonen, die Schon- und Ruhezonen sowie die unversehrten naturnahen Gebiete und Landschaften und optimieren die energietechnischen Infrastrukturen im Hinblick auf die unterschiedlichen Empfindlichkeits-, Belastbarkeits- und Beeinträchtigungsgrade der alpinen Ökosysteme. (Alpenkonvention Protokoll Energie ) Artikel 10: Energietransport und -verteilung (2) Bei Bauten von Stromleitungen und der entsprechenden Netzstationen, von Gas- und Ölleitungen einschließlich der Pump- und Kompressionsstationen und sonstigen Anlagen mit erheblichen Auswirkungen auf die Umwelt treffen die Vertragsparteien alle erforderlichen Vorkehrungen, um die Belastung von Bevölkerung und Umwelt gering zu halten, wobei soweit wie möglich bestehende Strukturen und Leitungsverläufe zu benutzen sind. (Alpenkonvention Protokoll Energie ) Artikel 11: Renaturierung und naturnahe ingenieurbauliche Methoden Die Vertragsparteien legen bei Vorprojekten beziehungsweise bei den nach geltendem Recht vorgesehenen Umweltverträglichkeitsprüfungen die Bedingungen fest, unter welchen die Renaturierung der Standorte und die Wiederherstellung der Gewässer nach der Fertigstellung öffentlicher und privater energiewirtschaftlicher Bauten mit Auswirkungen auf die Umwelt und die Ökosysteme im Alpenraum zu erfolgen hat; dabei sind soweit möglich, naturnahe ingenieurbauliche Methoden anzuwenden. (Alpenkonvention Protokoll Energie ) Durch die Einreichung der 380-kV-Leitung zur UVP, wird den geforderten Punkten in der Alpenkonvention nachgekommen. Im Rahmen des Projekts werden entsprechende Vorkehrungen getroffen, um die Belastungen der Bevölkerung und der Umwelt gering zu halten (siehe entsprechende UVE-Fachbeiträge) bzw. durch die geplanten Demontagen und 110-kV-Mitführungen die Bevölkerung und Umwelt umfangreich entlastet. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 53/133

54 Fachbereich: Energiewirtschaft 5.2 Aufbringungs- und Lastentwicklung im europäischem Umfeld Die europäische Stromerzeugung stützt sich vorwiegend auf die folgenden Säulen: fossile Brennstoffe (Gas, Kohle etc.), Nuklearenergie, Wasserkraft (Laufwasser, Speicher) und zunehmend auch auf erneuerbare Energien wie Wind und Photovoltaik. Der RES-Ausbau ist aufgrund der gegebenen energiepolitischen Rahmenbedingungen stark zunehmend und steht erst am Beginn seiner Entwicklung. Die Anteile der Kraftwerkstypen an der jährlichen Erzeugung der ENTSO-E im Jahr 2011 sind in Abbildung 5-1 dargestellt, wobei der überwiegende Anteil an fossiler Energieerzeugung an der gesamten Erzeugung deutlich wird. Eine mögliche zukünftige Entwicklung der Abbildung 5-1: Stromerzeugung 2011 in der ENTSO-E Erzeugungsstruktur wird im EU Energy Reference Szenario 13 unterteilt in die Energieträger Fossil, Nuklear, Wasser, Wind, PV und andere Ener- dargestellt und ist in Abbildung 5-2 ersichtlich. Durch die aktuellen gien (Quelle: ENTSO-E) Trends zur raschen Umsetzung der Energiewende, wird der RES-Anteil jedoch vermutlich wesentlich rascher zunehmen, zudem wurde hier ein Rückgang der nuklearen Erzeugung noch nicht ausreichend berücksichtigt. Abbildung 5-2: Entwicklung des europäischen Kraftwerksmix gemäß EU Studie (Quelle: EU energy trends to 2030; Stand 2009) 13 EU energy trends to 2030, Update /133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

55 Fachbereich: Energiewirtschaft Durch den Beschluss der Umsetzung der Ziele der EU soll der Anteil der fossilen Energieerzeugung zu Gunsten der Erneuerbaren massiv reduziert werden. Eine derartige Tendenz wurde im Rahmen der Szenarien für den TYNDP 2012 bis zum Jahr 2020 erstellt und die Veränderung der installierten Leistung je Kraftwerkstyp sind in Abbildung 5-3 ersichtlich. Österreich ist aufgrund seiner zentralen Lage in Europa von sämtlichen Veränderungen der Erzeugungsstruktur in den umliegenden Nachbarländern hinsichtlich Belastungssituationen im Netz betroffen. Abbildung 5-3: Entwicklung des Erzeugungsmix in Europa (EU 2020 Szenario, in GW), Quelle: TYNDO 2012) So hat zum Beispiel der beschlossene Atomausstieg Deutschlands bis 2022 eine erhebliche Auswirkung auf Österreich, da hierdurch in Deutschland eine starke Forcierung des Ausbaus erneuerbarer Energien vor allem Wind und PV zur Kompensation der abgeschalteten Kernenergie stattfindet. Der geplante Off-Shore Windausbau in der Ost- und Nordsee und der Photovoltaikausbau vor allem im Süden Europas wird bis 2020 stark zunehmen, wodurch aufgrund der Dargebotsabhängigkeit und der örtlichen Gebundenheit dieser Energieerzeugung ein massiver Anstieg an Stromflüssen im europäischen Übertragungsnetz zu erwarten ist. Durch die Möglichkeit der Zwischenspeicherung der RES- Energie in den Pumpspeichern der Alpen kann der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung erhöht und effizient genutzt werden (siehe auch Kapitel 2.1). Demzufolge kommt es zu einem verstärkten Anstieg der Energieaustäusche bedingt durch die Interaktion von Wind und PV mit Pumpspeicherkraftwerken in den Alpen. Ein anderes Beispiel aus der Vergangenheit, das zu einer Belastungserhöhung im Österreichischen Übertragungsnetz führte, war eine gute Wasserführung in Südosteuropa, bei zeitgleicher geringer Winderzeugung in Deutschland, wodurch die Energie von Südosteuropa über Österreich nach Deutschland und Frankreich transportiert wurde. Hierdurch werden die Auswirkungen des europäischen Umfeldes und die daraus resultierende zunehmende Interaktion zwischen den europäischen Ländern, bzw. Regionen und die damit verbunden Auswirkungen auf die Übertragungsnetze deutlich. Einen Überblick über die Zunahme der Energieaustäusche zwischen 1975 und 2012 zeigt Abbildung 5-4. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 55/133

56 Fachbereich: Energiewirtschaft Durch das gemeinsame Marktgebiet mit Deutschland ist der enormen Ausbau von Wind in Deutschland (vor allem Off-Shore) und die daraus resultierende starke Interaktion der Windkraftanlagen mit den Pumpspeichern in den Alpen von erheblicher Bedeutung für das österreichische Übertragungsnetz und im weiteren auch für die Salzburgleitung. Die Salzburgleitung stellt die Abbildung 5-4: Entwicklung des europäischen Stromaustausches von 1975 bis direkte Verbindung zu 2012 (Quelle: ENTSO-E) den Pumpspeicherkraftwerken in den Bereichen Kaprun, Tauern sowie weiterführend zur Kraftwerksgruppe Malta und Fragant dar. Die zukünftige Entwicklung der Off-Shore Windanlagen in Europa ist stark steigend, zu sehen ist dies anhand der bereits genehmigten Projekte mit einer Leistung von MW 14 (noch nicht im Bau). Zusammenfassend haben die Entwicklungen in der Erzeugungsstruktur und auf der Bedarfsseite in benachbarten Staaten und im Umfeld erhebliche Einflüsse auf das österreichische Übertragungsnetz. Folgende Einflussfaktoren im Umfeld Österreichs können dabei genannt werden: Entwicklung der konventionellen Kraftwerke und Veränderungen des Kraftwerkseinsatzes (inkl. Stilllegungen); dies ist abhängig von den Marktpreisen und der Verbrauchsentwicklung sowie von der dynamische Entwicklung in Süd-Ost-Europa Beschlossener Ausstieg aus der Atomenergie in Deutschland und der Schweiz; Strategien betreffend der drohenden Importabhängigkeit der EU (z.b. verstärkter Einsatz von Kohle und Erdgas) Windkraftentwicklung und Förderung der Erneuerbaren Energien in Europa, Erfüllung der Kyoto-Ziele zum Abbau von Treibhausgasen und Reduktion der CO 2 -Emissionen (siehe Kapitel 5.1) Zusätzliche Netzbelastungen durch ungewollte physikalische Leistungsdurchzüge in Folge des vermaschten Betriebes des europäischen Netzes 5.3 Europäische Versorgungssicherheit und Analyse überregionaler Blackouts Es besteht ein ursächlicher Zusammenhang zwischen hohen Netzbelastungen und der damit steigenden Gefahr von Netzstörungen mit Versorgungsausfällen. Hoch ausgelastete und unsicher betriebene Systeme neigen bei kleinen Störungsursachen zu massiven weitreichenden Störungsauswirkungen. 14 EWEA, The European offshore wind industry key 2011 trends and statistics, January /133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

57 Fachbereich: Energiewirtschaft Im Rahmen der ENTSO-E gibt es umfangreiche Vorschriften und Maßnahmen, um einen Netzzusammenbruch zu vermeiden. Blackouts und großräumige Störungen stellen eine Gefahr für den europäischen Wirtschaftsraum aufgrund des damit verbundenen volkswirtschaftlichen Schadens und weiterführender meist nicht abschätzbarer Auswirkungen dar. Für einen stabilen Übertragungsnetzbetrieb müssen die zwei Größen Frequenz und Spannung innerhalb definierter Normwerte eingehalten werden. Werden die Vorschriften nicht eingehalten kommt es zu Netzstörungen, deren Auswirkungen abhängig von deren Ausbreitung sind. Von einem Blackout spricht man, wenn die Versorgung mit elektrischem Strom im Minutenbereich bis zu einigen Stunden unterbrochen wird. Dieser Vorfall kann lokal begrenzt, jedoch im schlimmsten Fall auch das gesamte europäische ENTSO-E-Netz betreffen. Je größer das nichtversorgte Gebiet ist, umso schwieriger, länger und komplizierter ist der Netzwiederaufbau und desto größer der resultierende Schaden. Eine Studie über Blackouts in Österreich ergab Gesamtkosten für einen 10h Ausfall in Österreich von 502 Mio. (Quelle: Black Ö1 15 ). Abbildung 5-5: Balance zwischen Erzeugung In der Vergangenheit gab es bereits eine Reihe von und Verbrauch Blackouts. Das wohl bekannteste Blackout in Europa fand am in Italien statt, bei dem 57 Mio. Menschen vom Totalzusammenbruch der Stromversorgung betroffen waren (siehe Details hierzu Kapitel 5.3.1). Nachfolgend wird eine kurze Übersicht über die verschiedenen Stabilitätsanforderungen gegeben, deren Einhaltung für einen sicheren Netzbetrieb erforderlich ist: Frequenzstabilität: Die Netzfrequenz beträgt 50 Hz und muss zu jedem Zeitpunkt eingehalten werden, wodurch sich Erzeugung und Verbrauch im Gleichgewicht befinden. Für die Herstellung und Haltung dieses Gleichgewichts sind Regelungsmechanismen (Primärregelung, Sekundärregelung, Tertiärregelung) entwickelt worden, welche bei kleineren Abweichungen der Netzfrequenz stabilisierend eingreifen. Als Grenze eines kritischen Netzbetriebs gelten die Werte 47,5Hz bei Unterfrequenz bzw. 51,5Hz bei Überfrequenz. Werden diese Grenzen erreicht, kommt es zu automatischen Abschaltungen der Erzeugungseinheiten (bei Überfrequenz) bzw. zum automatischen Lastabwurf (bei Unterfrequenz). Mit Hilfe von Notfallplänen wird in solchen Fällen versucht, die Netzfrequenz zu stabilisieren dh. auf 50Hz zurückzuführen. Gelingt dies nicht, so kommt es zu einem Zusammenbruch der Versorgung. Die Maßnahmen bei Störzuständen, die bei gewissen Frequenzen angewendet werden müssen, sind in den TOR Teil E Kapitel 7 festgelegt. Spannungsstabilität: Nach den TOR Teil E muss die Spannung im korrekten Spannungsband gehalten werden. Die Ursache für Spannungsschwankungen werden durch das zeitliche variable Verbrauchsverhalten (unterschiedliche Netzbelastung bzw. Blindleistungsbedarf), durch Netzschaltungen und Störungen (z.b: Kraftwerksausfälle, Lastanpassungen) hervorgerufen. Ist zum Beispiel die lokale Blindleistungs-Erzeugung nicht ausreichend möglich, so führt der erhöhte Blindleistungstransport zu einer Verringerung der Spannung, worauf bei Erreichen der Unterspannungsgrenze Generatoren vom Netz gehen und das Spannungsproblem so weiter verschärft wird bis es im schlimmsten Fall zum Blackout kommt (Details siehe TOR TEIL E). Dieser Kaskadenfall, sog. voltage collapse, kann auch in ganzen Übertragungsnetzen auftreten. Statische Stabilität 16 : Stationäre Stabilität wird auch als Frequenzstabilität bezeichnet. Es ist dabei die Aufgabe des Regelzonenführers Verbrauch und Erzeugung stabil zu halten. Damit bleibt auch die 15 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 57/133

58 Fachbereich: Energiewirtschaft Netzfrequenz stabil. Änderungen geschehen relativ langsam und können im Normalbetrieb gut beherrscht werden. Transiente Stabilität 16 : Die transiente Stabilität ist die Selbststabilisierung des Netzes nach schnellen und kurzfristigen Störungen (Kurzschlüssen auf Leitungen, Lastabfälle oder Kraftwerksausfälle). Um dies zu ermöglichen, müssen Störungen innerhalb einer gewissen Zeitspanne automatisch geklärt werden. Dadurch wird Netzinstabilität sichergestellt und Schäden an Anlagen werden vermieden. Hochbelastete Leitungen stellen diesbezüglich ein Risiko dar Blackout in Italien 2003 Das Blackout im Jahr 2003, das bis zu 18 Stunden dauerte, wurde durch einen Leitungsausfall zwischen der Schweiz und Italien ausgelöst. Nach dem Überschlag zu einem Baum unter der Leitung kam es zum Ausfall einer hochbelasteten 380-kV-Leitung zwischen Schweiz und Italien (3:01 Uhr). Hohe Zusatzbelastungen von anderen Leitungen waren durch die plötzliche Verlagerung des Leistungsflusses die Folge. Die zwischen Schweiz und Italien telefonisch vereinbarte Entlastung der Kuppelleitungen durch Notmaßnahmen war jedoch zu gering, und es kam in Folge dessen zur Überlastung und Abschaltung einer zweiten Übertragungsleitung. Ab diesem Zeitpunkt nahm die Störung einen kaskadenartigen Verlauf (3:25 Uhr). Nach der Abschaltung von Leitungen in der Schweiz und durch die geschwächte Anbindung Italiens an das UCTE-Netz (nunmehr ENTSO-E-Netz) wurde das italienische Netz asynchron. An allen Kuppelleitungen zwischen den nunmehr asynchronen Netzblöcken UCTE und Italien war ein starker Spannungseinbruch bei gleichzeitig hohen Strömen zu verzeichnen, wodurch die Schutzeinrichtungen automatisch die schnelle Abschaltung aller Kuppelleitungen nach Italien auslösten. Dadurch wurde Italien innerhalb weniger Sekunden (!) von den Nachbarländern Schweiz, Frankreich, Österreich und Slowenien getrennt und befand sich im sog. Inselbetrieb. Trotz weiterer Notmaßnahmen in Italien (automatische Abschaltung von ca. 50% der Verbraucher) konnte kein Leistungsgleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch mehr hergestellt werden, da sich beim Spannungseinbruch auch zahlreiche Kraftwerke vom Netz getrennt hatten und die Frequenz zeitgleich abgesunken ist. Der Inselbetrieb brach nach ca. 2 Minuten völlig zusammen, ganz Italien (außer Sardinien) war um 3:30 spannungslos (Quelle: UCTE 17 ). Von dem Blackout waren fast 57 Millionen Menschen betroffen und tausende Reisende saßen stundenlang fest Europäische Großstörung von November 2006 Die Großstörung im November ging von Deutschland aus und breitete sich auf gesamt Europa aus. Am Abend des 4. November 2006 fiel ab 22:10 Uhr in einigen Teilen Europas der Strom aus. Seinen Ausgangspunkt hatte der Stromausfall in Deutschland, wo eine Höchstspannungsleitung, die einen Fluss quert, ausgeschaltet worden war, um die Unterquerung eines Kreuzfahrtschiffes zu ermöglichen. Es kam zur Überlastung der parallelen Leitungsverbindung, die sich automatisch abschaltete. Kaskadenartig fielen daraufhin von Nord nach Süd quer durch Europa weitere Leitungen aus, und das europäische Verbundnetz zerfiel in drei Teilnetze mit unterschiedlichen Frequenzen. Mehr als 10 Millionen Menschen waren europaweit von dem Stromausfall betroffen. Die Zusammenschaltung der drei Teilnetze wurden um 23:47 beendet 18, jedoch die Herstellung der Stromversorgung für die ausgefallenen Kunden hat mehrere Stunden gedauert. Die Gebiete mit Unter- und Überfrequenz zeigt Abbildung P. Kundur, Power System Stability and Control 17 UCTE Final Report of the Investigation Committee on the 28 September 2003 Blackout in Italy 18 Bericht der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen über die Großstörung im deutschen und europäischen Verbundsystem am 4. November /133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

59 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 5-6: Regionen mit Über- und Unterfrequenz nach Störung am Das europäische Interesse an der Gewährleistung des freien Strommarktes und Vorteile der Liberalisierung Die Umsetzung eines gemeinsamen europäischen wettbewerbsfähigen Strommarktes ist eines der Hauptziele der Europäischen Union im Zuge der Liberalisierung. Österreich und Deutschland haben, durch die starken Kuppelleistungen, eine gemeinsame Preiszone und der Strompreis ist ein maßgeblicher Indikator für einen potentiellen Wirtschaftsstandort. Die Vorteile durch die Liberalisierung können nur dann vollständig genutzt werden, wenn für die freie Wahl des Stromversorgers (jeder Bürger kann zu gleichen Bedingungen am europäischen Strommarkt teilnehmen) auch ein entsprechender Marktzugang über ausreichend verfügbare Netzkapazitäten besteht. Treten jedoch Engpässe durch eine begrenzte Übertragungskapazität auf, so entsteht bei begrenzter Importkapazität ein Wettbewerbsvorteil für die regionalen Erzeugungseinheiten. Es kommt zu einer Marktverzerrung und Bildung eines regional begrenzten Strommarktes. Liegen die lokalen Stromerzeugungskosten über dem europäischen Marktpreisniveau, ergibt sich zwangsläufig eine Preissteigerung für die Kunden. Wenn zudem die lokalen Kraftwerkskapazitäten nicht mehr ausreichen, um den vorhandenen Bedarf zu decken, werden die Strompreise rasch weiter steigen. Der lokal begrenzte Strommarkt findet letztlich ein neues Gleichgewicht d.h. aufgrund der hohen Strompreise wird der Leistungsbedarf, z.b. durch Industrieabsiedlungen zu günstigeren Standorten, der begrenzt verfügbaren Leistung angepasst. Langfristig führt dieser Prozess zur Abwanderung der Industrieproduktion. Es ergeben sich also unmittelbar nachteilige Auswirkungen auf den Wirtschaftsstandort und die Arbeitsplätze. Die E-Control veröffentlichte anlässlich des zehnten Jahrestages der Energiemarktliberalisierung in Österreich einen Bericht über die Entwicklung sowie die Auswirkungen der Liberalisierung auf Österreich. Durch die Liberalisierung entstandenen Kosteneinsparungen von rd. 10 Mrd. für Industrie, Gewerbe und Haushalte. Durch die Liberalisierung ergab sich lt. den Angaben von E-Control auch ein volkswirtschaftlicher Nutzen; demnach wäre das Bruttoinlandsprodukt ohne Liberalisierung um 1% niedriger und es gäbe 500 Mio. weniger Konsumausgaben (vgl. Abbildung 5-7). Die hier erläuterten positiven Effekte und Vorteile der Liberalisierung können nur durch einen gut funktionierenden freien Strommarkt genutzt werden, der wiederum ein adäquates und leistungsstarkes Stromnetz benötigt. Die unterstützt den freien Strommarkt, und durch das aktuelle Leitungsprojekt können bestehende sowie geplante Kraftwerke besser ins Netz integriert werden. Darüber hinaus erfolgt eine direkte Verbesserung der Anbindung von Netzkunden in den Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 59/133

60 Fachbereich: Energiewirtschaft Regionen Oberösterreich und Salzburg und eine Gewährleistung eines uneingeschränkten Marktzuganges, was wiederum dem Sinne der Liberalisierung entspricht. Abbildung 5-7: Veränderung des BIP ohne der Liberalisierung des Strom- und Gassektors (Quelle: E-Control, Kratena ) Salzburgleitung St. Peter Tauern als TEN-E-Projekt Die Salzburgleitung wurde von der EU zu einem Vorhaben von gemeinschaftlichem europäischem Interesse deklariert und gehört zu den TEN-E Projekten der europäischen Kommission 20. Die Notwendigkeit von Netzausbauten auf europäischer Ebene, inkl. der Salzburgleitung, wird von zahlreichen Studien bestätigt, welche auszugsweise im nachfolgenden Kapitel dargestellt sind. Derzeit kommt es zu einer Überarbeitung der TEN-E Förderung und an dessen Stelle treten die s.g. PCIs (Projects of Common Interest). Es kann davon ausgegangen werden, dass die Salzburgleitung nach Ablöse der TEN-E auch als PCI anerkannt wird. Die Vorteile aus der Realisierung der Salzburgleitung betreffen demnach aus Sicht der EU nicht nur Österreich sondern haben eine wesentliche Bedeutung für die europäische Versorgungssicherheit, den freien Strommarkt sowie die Integration der Erneuerbaren Energien auf europäischer Ebene. Die großen Netzstörungen und Black-outs in Europa, mit dem größten Stromausfall der europäischen Geschichte in Italien am , haben gezeigt, wie kritisch überlastete Leitungsnetze sind. Der Ausfall einer Leitung kann dabei eine Kettenreaktion auslösen, die letztendlich zum Zusammenbruch der Stromversorgung in großen Regionen bis hin zu mehreren Ländern führen kann. Hierdurch ist die Forderung der europäischen Kommission begründet, dass die Übertragungsnetzbetreiber vorausschauende Investitionen für den Ausbau der Netze tätigen sollen, um die Versorgungssicherheit langfristig gewährleisten zu können und jeden Bürger zu gleichen Bedingungen am europäischen Strommarkt teilnehmen zu lassen. Die Salzburgleitung verbessert die Netzsituation in Österreich und in Folge auch in Europa erheblich und wird den Forderungen der europäischen Kommission gerecht. Einerseits wird durch die Errichtung der Salzburgleitung ein bedeutender Schritt in Richtung der Vervollständigung des geplanten 380-kV-Rings und die damit verbundene langfristige Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Österreich und weiterführend in Europa gesetzt. Andererseits kommt es zu einer Verbesserung der Netzanbindung bestehender und die Ermöglichung des zusätzlichen Anschlusses von neuen Pumpspeicherkraftwerken, welche in Interaktion mit den dargebotsabhängigen Erneuerbaren Energien ei- 19 Angaben erhalten aus Präsentation der e-control unter /133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

61 Fachbereich: Energiewirtschaft nen wichtigen Beitrag für die Marktintegration und den Stromhandel liefern. Weiters können die Pumpspeicher Energie in kürzester Zeit bereitstellen bzw. verbrauchen und einen erheblichen Beitrag zur Netzregelung und zum Energieausgleich auf nationaler und europäischer Ebene leisten. Für die Einhaltung der ambitionierten Ziele der EU ist eine netzseitige Verstärkung der europäischen Nord-Süd-Achsen erforderlich. Die Salzburgleitung ist Teil dieser im Sinne der europäischen Energiewende erforderlichen Netzausbauvorhaben und daher im, von der EU definierten, East Electricity Corridor (NSI) als Projekt enthalten. Eine der notwendigsten Bedingungen für die Erreichung der energiepolitischen und klimapolitischen Ziele der EU ( Ziele, Integration erneuerbarer Energien, Erreichung des Elektrizitätsbinnenmarktes, Versorgungssicherheit) ist eine rasche Realisierung dieser Vorhaben, weshalb ihnen auch national höchste Priorität zukommen soll. Die unionsweite Liste über Vorhaben von gemeinsamem Interesse, welche im Abstand von zwei Jahren von Seiten der EU-Kommission unter Einbindung relevanter Parteien erscheint, zeigt deutlich das öffentliche Interesse und die Notwendigkeit dieser Vorhaben innerhalb der EU und der betroffenen Mitgliedsstaaten und wird von allen betroffenen Parteien entsprechend anerkannt. Zudem trägt die Salzburgleitung zur CO 2 -Reduktion bei, da sie die Netzintegration von der Erneuerbaren Energien ermöglicht und somit jene Kraftwerke mit vermehrtem CO 2 -Ausstoß vom Markt verdrängt werden. Die CO 2 -Einsparungen durch die Leitung werden auf Basis einer Marktsimulationsrechnung im Zeitraum 2019 bis 2035 mit insgesamt 19 Mio. t CO 2 beziffert (siehe auch Kapitel 6.4.4) Europäische Studien zur Notwendigkeit des Netzausbaus Um die beschlossenen Ziele der EU zu erreichen wird derzeit und in weiterer Zukunft ein massiver Ausbau erneuerbarer Energien seitens der EU und der Nationalstaaten forciert. Die, vor allem derzeit, stark expandierenden Erneuerbaren sind Wind (On- und Off-Shore), Photovoltaik und in geringerem Maße Biomasse. Die Auswirkungen des starken angestrebten Ausbaus der Erneuerbaren wurde von mehreren internationalen Studien vor dem Hintergrund der in den meisten Fällen sehr verbraucherfernen RES-Standorte sowie der nicht bedarfsorientierten (volatilen) Energiebereitstellung untersucht und die Auswirkung auf die Stromnetze analysiert. Nachfolgend werden Prognosen aus verschiedenen relevanten Studien (DENA II, EWIS, u.a.) sowie deren Aussagen zum europäischen Stromnetz der Zukunft kurz dargestellt. Die EU-Kommission prognostiziert in einer Mitteilung 21 auf Grundlage von 23 nationalen Aktionsplänen für erneuerbare Energie für das Jahr 2020, dass in diesen 23 Mitgliedstaaten rund 460 GW regenerativer Stromerzeugung (aktuell rd. 244 GW) installiert sein werden. Dieser Wert steht auch weitgehend im Einklang mit den Ergebnissen des PRIMES-Referenzszenarios 21. Zufolge der in der EWIS-Studie 22 (European wind integration study) für das Jahr 2015 angenommenen europäischen Stromproduktion aus Windkraft von 15-20%, wobei 60% der Gesamtproduktion aus Deutschland und Spanien stammen, ergeben sich bei der Verteilung dieser konzentrierten Strommengen erhebliche Lastflüsse im europäischen Übertragungsnetz. Um die dafür erforderlichen Transportkapazitäten zur Verfügung zu stellen, müssen sowohl regionale sowie regionen- und grenzüberschreitende Trassen verstärkt werden: In scenarios with high wind installations, especially in north Europe, overloading of transmission lines in normal operation as well as in fault outage conditions is expected (even with the best use of available operational measures) so additional network reinforcement is desirable in order to maintain security and reliability of supply. Erfolgt der Netzaus- 21 KOM/2010/0677: Mitteilung der Kommission an das europäische Parlament, den Rat, den europäischen Wirtschafts- und Sozialausschuss und den Ausschuss der Regionen zum Thema Energieinfrastrukturprioritäten bis 2020 und danach ( ); 22 EWIS (european wind energy study) Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 61/133

62 Fachbereich: Energiewirtschaft bau nicht, so können Pumpspeicherkraftwerke dadurch nicht optimal ausgenutzt werden und es kommt zusätzlich zu einer Einschränkung bei den Erneuerbaren Energien. Dies wirkt sich Nachteilig auf die Umsetzung der Klimaziele aus. Die Zielsetzung der Dena-Netzstudie II (aufbauend auf der Netzstudie DENA I) beinhaltet eine geeignete Systemlösung für das deutsche Elektrizitätsversorgungssystem (bis 2020), um einen Anteil von 39% der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung in das Übertragungsnetz unter Berücksichtigung der Rahmenbedingungen (Versorgungssicherheit, Strommarkt usw.) integrieren zu können. Wie schon erwähnt, spielt vor allem der Ausbau der Windenergie auf europäischer Ebene für das österreichische Übertragungsnetz und die mit ihr in Wechselwirkung tretende Pumpspeicher eine erhebliche Rolle. Der für diese Entwicklung maßgebliche und notwendige Netzausbau lt. DENA II beläuft sich alleine in Deutschland auf km neu zu errichtenden Leitungskilometer (unter der Voraussetzung, dass der Ausbau von DENA I bereits umgesetzt wurde). Die EU Energy Roadmap , welche im Dezember 2011 veröffentlich wurde, markiert den Rahmen und die Herausforderungen für die Energiepolitik der EU. Die im Rahmen dieser Roadmap erstellten und analysierten Szenarien variieren eine Vielzahl von Parametern wie CO 2 -Emissionen, installierte Engpassleistung, Ausbau der Erneuerbaren, Energieeffizienz. Die Steigerung der Energieeffizienz und die Steigerung des Anteils an RES auf ca. 30% des Bruttoenergieverbrauchs bis 2030 an der Stromerzeugung hat in der Zielsetzung oberste Priorität. Aus den Resultaten des TYNDP 2012 ergibt sich ein Ausbaubedarf von zusätzlichen 7000 km Leitungen auf dem Festland und 3000 km Unterseekabel, um die Versorgungssicherheit in Europa unter den zukünftigen Anforderungen gewährleisten zu können. Der dieser Aussage zugrundeliegende Erzeugungsmix für das Jahr 2020 sowie der Vergleich mit 2012 ist in Abbildung 5-3 dargestellt. Zusammenfassend ist anzumerken, dass sämtliche internationale und nationale Studien von einem erheblichen Ausbau der Erneuerbaren Energien stark geleitet durch die EU-Richtlinien und -Ziele ausgehen. Gemeinsame Kernaussage der Studien ist, dass der angestrebte RES-Ausbau und dessen Netzintegration nur in Zusammenhang mit entsprechenden Netzausbaumaßnahmen erfolgen kann. Demnach ist ein zeitgerechter Netzausbau zur Integration der Erneuerbaren Energien eine wichtige Voraussetzung für die Umsetzung der Ziele der EU. 5.5 Fazit der europäischen Betrachtungen Die Europäische Kommission ist sich der Wichtigkeit des Netzausbaus im Zusammenhang mit der Erreichung der gesetzten energiepolitischen Ziele bewusst und versucht diesen zu unterstützen und zu fördern. Die von der EU gesetzte Maßnahme der TEN-E Förderung wird in naher Zukunft durch eine weitreichendere Förderung eigens definierter PCIs forciert. Die Salzburgleitung wurde daher bereits als ein TEN-E Projekt anerkannt. Das europäische Interesse an der Salzburgleitung begründet sich nicht nur in der Verstärkung der Nord-Süd-Verbindungsleitungen, sondern auch durch den verbesserten Anschluss existierender sowie den möglichen Anschluss geplanter Pumpspeicherkraftwerke in den Alpen. Unter Berücksichtigung weiterer geplanter Leitungsverstärkungen wird das europäische Interesse an der Salzburgleitung weiter erhöht, da die Interaktion der europäischen Windenergie und Photovoltaik mit den Pumpspeicherkraftwerken wesentlich verbessert wird. Das europäische Interesse an der ergibt sich zusammenfassend aus folgenden Punkten: /133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

63 Fachbereich: Energiewirtschaft Die Salzburgleitung wurde als ein TEN-E Projekt von der europäischen Kommission anerkannt wodurch das öffentliche Interesse verdeutlicht wird, es ist davon auszugehen, dass die Salzburgleitung auch als ein PCI anerkannt wird. Sie leistet einen wesentliche Beitrag zur Erreichung der Ziele der EU durch die Ermöglichung der Netzintegration von weiterer RES-Erzeugung Sie gewährleistet die Interaktion von Pumpspeicherkraftwerken in den Alpen mit Windenergie auf europäischer Ebene (v.a. im Norden Europas) sowie Photovoltaik (künftig verstärkt im Süden). Sie leistet durch die Beseitigung eines europäischen Engpasses einen wesentlichen Beitrag für den freien integrierten europäischen Strommarkt, wodurch die Stromkunden die Vorteile des Strommarktes nützen können Sie erhöht die Versorgungssicherheit in Europa, da sie durch die Beseitigung eines europäischen Engpasses auch das davon ausgegangene Risiko von überregionalen Netzstörungen und Blackouts reduziert wird Sie ist im Sinne der europäischen Effizienzziele, da sie die Übertragungsverluste reduziert Die in diesem Abschnitt erläuterten Sachverhalte werden auch durch ein Gutachten der TU Graz Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation (siehe Teil E Anhang) bestätigt. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 63/133

64 Fachbereich: Energiewirtschaft 6 Nationale Bedeutung der Salzburgleitung In diesem Kapitel werden die nationalen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen und deren Auswirkungen auf das Übertragungsnetz dargestellt und die nationale Bedeutung der Salzburgleitung erläutert. 6.1 Nationale Ziele für den Ausbau der Erneuerbaren Energien Die österreichischen Ziele für den Ausbau der Erneuerbaren Energien ergeben sich einerseits aus den Vorgaben und Zielen der europäischen Kommission (Climate Action Plan, Ziele der EU) sowie den von Österreich zu leistenden Beitrag für die Erreichung der europäischen Ziele. Andererseits ergeben sie sich zusätzlich auch aus nationalen und regionalen energiepolitischen Zielsetzungen (Energiestrategie, Ökostromgesetz, Beschlüsse auf Bundeslandebene, etc.). Im Rahmen der Ziele der EU hat sich auch Österreich verpflichtet Veränderungen in den drei Segmenten Reduktion der Treibhausgase, Energieeffizienz und Erneuerbare Energien für die Erreichung der europäischen Ziele durchzuführen. Die Zusagen Österreichs beinhalten eine Reduktion der Treibhausgase um 16% zum Referenzwert von 2005, wobei dies einer Gesamtreduktion von 21% entspricht. Weiters soll der Anteil erneuerbarer Energien 34% der Gesamterzeugung erreichen sowie die Energieeffizienz auf 20% gesteigert werden. Bei einer Verfehlung der Einhaltung dieser Ziele sollen Strafzahlungen erfolgen, welche die Österreichische Republik und somit den Steuerzahler belasten würden. Demzufolge ist eine möglichst rasche und effiziente Nutzung vorhandener Potentiale der Erneuerbaren Energien notwendig. Entsprechende Netzausbauten für die Einhaltung der Ziele sind jedoch für eine gute und effiziente Integration der Erneuerbaren erforderlich, da diese den Transport vom Erzeugungsstandort zu den Verbrauchszentren gewährleistet. Im März 2011 wurden die Eckpunkte der Energiestrategie Österreichs 24 veröffentlicht, worin die drei Sektoren Energieeffizienz, Ausbau der Erneuerbaren Energien und Sicherstellung der Versorgungssicherheit als die drei Strategiesäulen genannt werden. Besonders die unter der Strategiesäule Sicherstellung der Versorgungssicherheit genannten Aspekte der langfristigen Sicherstellung der Energieversorgung und der damit verbundene volkswirtschaftlichen Leistungsfähigkeit eines Staates sowie die zur Verfügung Stellung einer ausreichenden Infrastruktur für Transport und Speicherung werden unterstrichen. Konkret heißt es: Die Netzinfrastrukturen müssen in Zukunft an verstärkte dezentrale Produktion und erhöhte Durchflussmengen angepasst werden. Daraus resultieren nicht nur Verantwortung für die europäische Energieversorgung, sondern auch Chancen für die österreichische Volkswirtschaft, die aus wirtschaftspolitischer und auch energiepolitischer Sicht genutzt werden sollen. Die Netze müssen diese neuen Herausforderungen gewährleisten, woraus sich in diesem Sinne Netzverstärkungen, Leitungsausbauten und der weitere Ausbau an Pumpspeicherkraftwerken in den Alpen ergeben, um bestehende Engpässe zu entlasten bzw. die Integration neuer Kraftwerke vor allem den Ausbau der Erneuerbaren Energieträger (z.b. Wind) in großem Maße zu ermöglichen. Abbildung 6-1 zeigt den Ablauf der Entwicklung von Maßnahmen auf nationaler Ebene unter Berücksichtigung von Vorgaben und Zielen der EU. Aus diesen Rahmenbedingungen wurden die Strategiesäulen entwickelt, aus welchen in Folge dann Maßnahmen resultieren. 24 Lebensministerium und Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und Jugend in Österreich März/April 2010; 64/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

65 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 6-1: Vorgang für die Erreichung der angestrebten Ziele und resultierender notwendiger Maßnahmen (Quelle: Energiestrategie Österreich, März 2010) Im Juli 2011 wurde mit dem Ökostromgesetz 2012 (ÖSG) eine ambitionierte Grundlage für die Ökostromförderung in Österreich beschlossen. Die definierten langfristigen Ausbauziele lt. 4 Abs. 4 für den Zeitraum 2010 bis 2020 werden wie folgt fixiert: Windkraft plus MW, Photovoltaik plus MW, Wasserkraft plus MW, Biomasse/Biogas plus 200 MW, wobei die Ziele bis 2015 aus dem Ökostromgesetzte 2003 (welches durch das neue ÖSG 2011 abgelöst wurde) aufrecht bleiben. Um den Ausbau positiv zu beeinflussen wurden einerseits die Fördermittel der jährlichen Unterstützung für neue Ökostromanlagen auf 50 Mio. Euro angehoben und andererseits wurde der Einspeisetarif bei Windkraftanlagen, die auf Basis der alten Gesetzeslage noch auf Fördermöglichkeit warten mussten, mit 9,5 bis 9,7 Cent/kWh fixiert (Abbau der Warteliste). Zusätzlich wurde die Frist für die Inbetriebnahme von 24 Monaten ab Vertragsabschluss auf 36 Monate verlängert, wodurch allfällige Verzögerungen besser ausgeglichen werden. Um auch die dargebotsabhängigen Energien bestmöglich nutzen zu können, müssen entsprechende Leitungsverbindungen vor allem zu den Speicherkraftwerken im Alpenraum verfügbar sein. Ziel des Emissionszertifikatsgesetzes (EZG) 25 ist die Schaffung eines Systems für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten. Durch das EZG wurde die entsprechende EU-Richtlinie in nationales Recht umgewandelt. Es können jedoch nur Kraftwerke mit geringeren Emissionsbeiträgen Energiemenge bzw. erneuerbare Energien eingesetzt werden, wenn dies durch ein funktionsfähiges und leistungsstarkes Übertragungsnetz ermöglicht wird. 25 Bundesgesetz über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten (Emissionszertifikategesetz 2011 EZG 2011), StF: BGBl. I Nr. 118/2011 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 65/133

66 Fachbereich: Energiewirtschaft Dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien im politischen Interesse steht ist aus den eben erläuterten Strategien und Gesetzgebungen ersichtlich. Am Beispiel des niederösterreichischen Energiefahrplans 2030 ist darüber hinaus erkennbar, dass regionale Ziele sehr ambitioniert sind. Der Anteil der Erneuerbaren an der Energieversorgung in Niederösterreich soll von 30% bis 2020 auf 50% angehoben und damit verbunden die installierte Windkraftleistung 2009 von 540 MW auf MW 2020 und MW im Jahr 2030 gesteigert werden. 6.2 Energiewirtschaft in Österreich Derzeitige Stromversorgung und Auswirkungen des Stromhandels Seit der Liberalisierung wird der Kraftwerkseinsatz nunmehr grundsätzlich nach betriebswirtschaftlichen Kriterien und damit fast ausschließlich durch die Marktpreise bestimmt (siehe Kapitel 2.1.3). Durch diese Entwicklung sowie gesetzes-politischer Vorgaben betreffend Ausbau der Erneuerbaren Energien kommt es zu einer zunehmenden Veränderung in der Entwicklung und Zusammensetzung des Kraftwerksparks in Österreich, wodurch neue Herausforderungen an das Netz gestellt werden. Eine Besonderheit der österreichischen Erzeugung ist die unterschiedliche regionale Verteilung der verschiedenen Kraftwerkstypen innerhalb des Landes, wodurch es wegen der unterschiedlichen Kraftwerkstypen und deren typischen Einsatzcharakteristika zu stark schwankenden Lastflüssen im österreichischen Transportnetz und auch in den unterlagerten 110-kV-Teilnetzen kommt. Ein Beispiel dafür ist die Interaktion zwischen Pumpspeicherkraftwerken im Alpenraum und den Windenergieanlagen im Osten Österreichs. Derzeit hat der österreichische Kraftwerkspark eine gesamte installierten Kraftwerksleistung von rd MW, der sich hauptsächlich aus Wasser- und thermischen Kraftwerken zusammensetzt. Davon entfallen rd MW auf Wind, Photovoltaik und Geothermie sowie über 400 MW auf den Bereich der Biomasse. Abbildung 6-2: Gegenüberstellung der installierten Leistung zum Erzeugungsmix in Österreich 26 (Quelle: E- Control ; Datenstand August 2010)) 26 Öko: Wind; PV, Geothermie und sonstige erneuerbare (Wind rd MW) 66/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH

67 Fachbereich: Energiewirtschaft Durch die unterschiedlichen Einsatzstunden der einzelnen Kraftwerke bedingt durch deren marktpreisbasierten Einsatz oder dem Dargebot an Primärenergieträgern kommt es zu dem in Abbildung 6-2 rechts abgebildeten Erzeugungsmix. Wasserkraftwerke und RES liefern gemeinsam 66% der erzeugten Energiemenge. Durch die Differenz zwischen momentanen Verbrauch (inkl. Pumpe) und Erzeugung ergeben sich Leistungsexporte bzw. Leistungsimporte, welche im Folgenden für Österreich näher dargestellt werden. Mit Ausnahme des Jahres 2009 (Auswirkungen der Wirtschaftskrise) war die Regelzone APG in den letzten Jahren Nettoimporteur (siehe Abbildung 6-3). Durch die Integration der Regelzone TIWAG (ab ) stieg die Importabhängigkeit der Regelzone APG weiter an und betrug für das Jahr 2011 rd. 8 TWh. Abbildung 6-3: Jährlicher Import/Export Saldo der Regelzone APG von 2002 bis 2011; (Quelle: eigene Daten) Der für das Jahr 2011 angegebene Import- bzw. Exportsaldo weist aufgesplittert zum Beispiel in Tageswerte für Österreich charakteristische Schwankungen zwischen Import und Export auf. Diese sind naturgemäß abhängig von der Verbrauchscharakteristik, dem marktbasierten Kraftwerkseinsatz sowie der witterungsbedingten Einspeisung aus Erneuerbaren. Die Tagesmaxima dieser Schwankungen des Import/Exportsaldo im Jahr 2011 im Vergleich mit historischen Maxima sind in Abbildung 6-4 dargestellt und bewirken im Netz hohe Belastungen und Energieflussänderungen, welche durch das europäische Umfeld verstärkt werden können. Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 67/133

68 Fachbereich: Energiewirtschaft Abbildung 6-4: Import/Export der Regelzone APG 2011 verglichen mit historischen Maxima Die Bandbreite des Import/Export-Saldo der Regelzone APG steigt tendenziell an und wird durch den Zubau von RES, Pumpspeichern und mit zunehmendem Energiehandel weiter verstärken. Diese Bandbreite stellt für das Netz Herausforderungen dar, da sowohl die Import- als auch die Exportleistung durch das Netz bewältigt werden müssen. Die raschen auftretenden Änderungen zwischen Import- und Exportleistung bedingt durch den Intraday-Handel sind in Kapitel dargestellt. Kann das Übertragungsnetz die zusätzlichen Leistungsflüsse des Intraday-Handels nicht bewältigen, muss der Intraday-Handel eingeschränkt werden, wodurch der freie Strommarkt eingeschränkt wird Verbrauchsentwicklung in Österreich Der stark steigende Stromverbrauch in der zweiten Hälfte des 20. Jahrhunderts war der wesentliche Auslöser für den Ausbau des Österreichischen Übertragungsnetzes. Ab dem Jahr 2000 kam es zu einer Abflachung des Verbrauchszuwachses. Die Steigerung des Stromverbrauches liegt gegenwärtig bei ca. 2% pro Jahr, wobei aufgrund unterschiedlicher Wirtschafts- und Bevölkerungsentwicklungen regionale Unterschiede bestehen. In einigen Regionen, darunter auch Teile Salzburgs, treten auch wesentlich höhere Werte auf. In den letzten Jahren kam es, v.a. bedingt durch die Wirtschaftskrise, für Gesamtösterreich zu einer weiteren Abflachung der Verbrauchsentwicklung (siehe Abbildung 6-5). 68/133 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH