Masterplan Netz

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1 VERBUND-Austrian Power Grid AG 1 VERBUND-Austrian Power Grid AG Masterplan Netz für das Übertragungsnetz Die strategische Weiterentwicklung des Höchstspannungsnetzes der VERBUND-Austrian Power Grid AG In Kooperation mit der TU Wien und der TU Graz Kurzfassung 2. Auflage Mai

2 2. Auflage Wien, im Mai 2010 VERBUND-Austrian Power Grid AG Alle Rechte vorbehalten Weder Teile des Berichts noch der Bericht im Ganzen dürfen ohne die ausdrückliche schriftliche Genehmigung der VERBUND-Austrian Power Grid AG in irgendeiner Form vervielfältigt werden. Alle im Masterplan Netz dargestellten Informationen wurden nach bestem Wissen und Gewissen erarbeitet und geprüft. VERBUND-Austrian Power Grid AG haftet nicht für etwaige Schäden, die aus der Nutzung oder Nichtnutzung der Inhalte sowie den Ergebnissen dieser Studie entstehen. Layout und Produktion: emobrain GmbH Druck: Piacek GmbH

3 Vorbemerkung zur zweiten Auflage Der im Juli 2009 von der VERBUND-Austrian Power Grid AG veröffentlichte Masterplan Netz definiert die wesentlichen Eckpfeiler der strategischen Weiterentwicklung des APG-Höchstspannungsnetzes. Seit der Erstveröffentlichung konnten bereits einige Schlüsselprojekte verwirklicht und wichtige strategische Meilensteine gesetzt werden: Mit der Inbetriebnahme der 380-kV-Steiermarkleitung Mitte 2009 wurde der steirisch-burgenländische Teil des 380-kV-Hochspannungsrings geschlossen und damit ein bedeutender Schritt zur nachhaltigen Versorgungssicherheit gesetzt. Die Bauarbeiten am Leitungsabschnitt Salzach neu St. Peter (Salzburgleitung 1) schreiten planmäßig voran und werden voraussichtlich Anfang 2011 abgeschlossen. Im Mai 2010 konnte das zweite System Wien- in Betrieb genommen werden. Alle weiteren Schlüsselprojekte liegen in der ursprünglich festgelegten Zeitplanung.

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5 VERBUND-Austrian Power Grid AG 5 Kurzfassung Ergebnisse der Prognoserechnungen und daraus abgeleitete Notwendigkeit der Masterplanprojekte, überprüft und evaluiert von Univ.-Prof. Dr. Herwig Renner, TU Graz Europäische Umfeldanalyse Szenarien der Entwicklung zukünftiger Stromversorgungsstrukturen von Univ.-Prof. Dr. Reinhard Haas, TU Wien Der Masterplan Netz (Langfassung) ist unter abrufbar. Kontakt: Dipl.-Ing. Klemens Reich (Projektleiter) VERBUND-Austrian Power Grid AG Wagramer Straße 19, 1220 Wien Tel.: +43 (0) klemens.reich@verbund.at Inhaltsverzeichnis 1. Ausgangssituation 5 2. Der 380-kV-Höchstspannungsring als Kernstück der Ausbauplanung 6 3. Die Belastungssituation im Jahr 2007/ Der Masterplan Netz im Detail Allgemeines 4.2. Grundlagen 4.3. Wertvolle Impulse für die Wirtschaft 5. Gesetzliche Rahmenbedingungen für den Netzausbau Analyse der energiewirtschaftlichen Entwicklung bis Ziele auf nationaler und europäischer Ebene 6.2. Entwicklung des Stromverbrauchs 6.3. Entwicklung der Erzeugungskapazitäten 7. Netzbelastungen 2009 bis Erforderlicher Netzausbau bis Ausblick auf die Jahre 2020 bis Zusammenfassung 30

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7 VERBUND-Austrian Power Grid AG 7 1. Ausgangssituation Ein leistungsfähiges Übertragungsnetz ist das Rückgrat des österreichischen Wirtschaftsstandortes und stellt die Grundvoraussetzung für den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien sowie die Erreichung der österreichischen und europäischen Klimaschutzziele dar. Als Infrastrukturbetreiber plant die VERBUND-Austrian Power Grid AG (APG) grundsätzlich langfristig voraus. Bereits absehbare besonders dynamische Veränderungen in der Erzeugungsstruktur zugunsten erneuerbarer Energieträger haben die APG veranlasst, eine noch umfangreichere und detailliertere Untersuchung bis 2020 (Trendforecast bis 2030) durchzuführen. Der Masterplan Netz zeigt auf Basis umfangreicher Daten und Berechnungen den unbedingt erforderlichen mittel- und langfristigen Netzausbau, um die künftigen energiewirtschaftlichen Herausforderungen zu bewältigen und einen sicheren Netzbetrieb der APG-Regelzone sicherzustellen. Im Netz der VERBUND-Austrian Power Grid AG bestanden und bestehen zahlreiche massive Engpässe und Schwachstellen, die umfangreiche und kostenintensive Engpassmanagement-Maßnahmen erforderlich machen. Mit der Inbetriebnahme der 380-kV-Steiermarkleitung Mitte 2009 und der absehbaren Inbetriebnahme der 380-kV- Salzburgleitung Salzach neu St. Peter Anfang 2011 tritt eine spürbare Entspannung der bestehenden Engpasssituation ein. Allerdings wird ohne die 380-kV-Salzburg leitung Tauern Salzach neu und die Netzausbaumaßnahmen im Westen und Süden Österreichs die Netzsituation durch bereits in Bau oder im Genehmigungsverfahren befindliche (Pumpspeicher-)Kraftwerke mittelfristig wieder massiv verschärft. Erst mit der Realisierung der 380-kV-Salzburgleitung Tauern Salzach neu, der Netzverstärkung nach Deutschland sowie Verstärkungsmaßnahmen im Westen und Süden Österreichs ist eine entsprechende Versorgung der Ballungszentren möglich und kann der für die österreichischen Klimaziele essenzielle Pumpspeicher- und Windkraftausbau ohne massive Betriebseinschränkungen für neue Kraftwerke und umfangreiches Engpassmanagement durchgeführt bzw. weiter im Sinn der Klimaziele forciert werden. Die VERBUND-Austrian Power Grid AG nimmt darüber hinaus als Mitglied der ENTSO-E 1 übergeordnete Aufgaben im europäischen Hochspannungsnetz wahr. Daraus resultieren zusätzliche Verpflichtungen für die APG, die einen sicheren überregionalen Betrieb des ENTSO-E Übertragungsnetzes Continental Europe (ehemals UCTE-Netz) und die abge stim mte Abwicklung von regelzonenüberschreitenden Stromgeschäften gewährleisten sollen. Zu diesen Verpflichtungen gehört weiters die Einhaltung des (n-1)-sicherheitskriteriums 2 innerhalb des APG-Netzes, an den Übergabestellen zu den nationalen Netzpartnern sowie an den Verbindungsleitungen zu den europäischen Partnernetzen. Die VERBUND-Austrian Power Grid AG ist somit dafür verantwortlich, dass der Netzbetrieb der Partnernetze nicht unzulässig gestört oder beeinträchtigt wird. 1) ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) ersetzt die sechs TSO-Organisationen (UCTE, ATSOI, BALTSO, ETSO, NORDEL, UKTSOA) ab Mitte ) Bei Einhaltung der (n-1)-sicherheit können Einfachausfälle von Netzelementen (z. B. eines Leitungssystems oder Transformators) durch die Betriebsreserven des Netzes ohne Auswirkungen für die Kunden und ohne Folgeausfälle verkraftet werden.

8 2. Der 380-kV-Höchstspannungsring als Kernstück der Ausbauplanung In den vergangenen 30 Jahren hat sich der Stromverbrauch in Österreich durchschnittlich um 2,7 % pro Jahr erhöht (Inlandsstromverbrauch 1977: 28 TWh; 2006: 59 TWh), was in einem hohen Maß auf das Wirtschaftswachstum in Österreich zurückzuführen ist. Jahr Verbrauch Mittlere Verbrauchssteigerung Vervielfachung (bezogen (GWh) pro Jahr bis 2006 auf 2006) ,2 % (50 Jahre) x 7, ,7 % (30 Jahre) x 2, ,5 % (10 Jahre) x 1, ,7 % (5 Jahre) x 1, Tabelle 1: Verbrauchssteigerung in Österreich (öffentliche Versorgung ohne Verbrauch für Pumpspeicherung) Das Übertragungsnetz wurde in den letzen Jahrzehnten zwar parallel zum Kraftwerksausbau und zu den laufenden Verbrauchssteigerungen sukzessive ausgebaut, allerdings konnte der Leitungsausbau nicht mit den stark gestiegenen Anforderungen Schritt halten. Um die Versorgungssicherheit in Österreich langfristig sicherzustellen, ist die möglichst rasche Errichtung eines 380-kV-Höchstspannungsrings als Rückgrat für die österreichische Stromversorgung unabdingbar. Ein geschlossener Höchstspannungsring stellt daher das zentrale Kernstück der Netzausbauplanung der Verbund-Netztochter dar. Weitere erforderliche Schritte für den 380-kV-Ring: Im Osten wurde mit Inbetriebnahme der Steiermarkleitung Mitte 2009 ein wesentlicher Schritt zur Vervollständigung des 380-kV-Ringes gemacht. Im Westen ist die Salzburgleitung in zwei Abschnitte geteilt: Abschnitt 1 kann voraussichtlich Anfang 2011 in Betrieb genommen werden. Hinsichtlich des zweiten Abschnitts ist der Realisierungszeitpunkt aufgrund massiver Verzögerungen im Planungsprozess ungewiss, wird aber bis 2017 angepeilt. Im Süden und entlang der Donauschiene sind analog zu den weiteren Verbrauchssteigerungen und vor allem durch den geplanten Kraftwerksausbau im Bereich erneuerbarer Energien die Netzräume zu verstärken.

9 VERBUND-Austrian Power Grid AG 9 Slavetice CZ Sokolnice Winkeln 380-kV-Leitung der Verbund-Netztochter 220-kV-Leitung der Verbund-Netztochter Transportrechte der Verbund-Netztochter auf Fremdleitungen Obermooweiler 380-kV-Neuerrichtung 220/220-kV-Phasenschiebertransformator (seit 2006) Memmingen Leupolz Westtirol Zell am Ziller D Altheim Simbach TAUERN Salzach Pleinting Pirach St. Peter Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Salzach Salzburgleitung 1 Neu geplante Inbetriebnahme Anfang 2011 Weißenbach Salzburgleitung 2 geplante Inbetriebnahme 2017 Hessenberg Dürnrohr Etzersdorf WIEN SÜDOST Ternitz Südburgenland Bisamberg Sarasdorf Neusiedl SK H Oststeiermark CH Pradella km I Soverzene Lienz Malta OBER- SIELACH Podlog Kainachtal Maribor SLO Steiermarkleitung Inbetriebnahme Mitte 2009 Abbildung 1: Vorrangige 380-kV-Netzausbauprojekte zur Beseitigung der Nord-Süd-Engpässe 3. Belastungssituation im Jahr 2007/2008 Im Jahr 2007/2008 bestanden im APG-Netz zahlreiche massive Engpässe und Schwachstellen, wie in der folgenden Grafik mit Ampelsymbolik dargestellt: Slavetice CZ Sokolnice nur mit massivem Engpassmanagement beherrschbar zeitweilig Engpassmanagement nötig durch Netzausbau beseitigte Engpässe Obermooweiler Memmingen Leupolz D Altheim Simbach Salzach Pleinting Pirach St. Peter Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Weißenbach Dürnrohr Etzersdorf WIEN SÜDOST Ternitz Bisamberg Sarasdorf Neusiedl SK Winkeln Westtirol Zell am Ziller TAUERN Hessenberg Südburgenland Oststeiermark H CH Pradella km I Soverzene Lienz Malta OBER- SIELACH Podlog Kainachtal Maribor SLO Inbetriebnahme Mitte 2009 Abbildung 2: Engpässe und Schwachstellen im APG-Netz 2007/2008

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11 VERBUND-Austrian Power Grid AG 11 Durch die vorhandenen Engpässe und Schwachstellen können die bestehenden 220-kV-Nord- Süd-Verbindungen nur mehr durch massive und kostenintensive Engpassmanagement-Maßnahmen betrieben werden. Vor allem durch die Inbetriebnahme der 380-kV-Steiermarkleitung Mitte 2009 wurde das APG-Netz in Nord-Süd-Richtung entlastet, allerdings ist für die Gewährleistung einer hohen Versorgungssicherheit auch die Inbetriebnahme der Salzburgleitung Tauern Salzach neu St. Peter dringend erforderlich, wobei sich der 1. Abschnitt (Salzach neu St. Peter) bereits in Errichtung befindet und Anfang 2011 in Betrieb gehen wird. Das 380-kV-Ringkonzept ist in seiner Bedeutung für eine nationale Stromversorgung einzigartig. Es gibt einen kosten- und raumsparenden Höchstspannungsring und keine parallelen (redundanten) 380-kV-Leitungen wie in einem klassisch vermaschten Netz (z. B. Deutschland). Daher muss jede einzelne Leitung höchst zuverlässig und jederzeit verfügbar sein. Der 380-kV-Ring stellt das Rückgrat der nationalen Stromversorgung dar. Die Vorteile des 380-kV-Ringkonzepts werden allerdings erst wirksam, wenn der 380-kV-Ring geschlossen ist. Verzögerungen bei der Umsetzung des Ringschlusses in Salzburg (2. Abschnitt Tauern Salzach neu) führen zu steigenden Risiken für den Netzbetrieb und die österreichische Stromversorgung, da die Anforderungen an das Netz vor allem durch den Ausbau der zumeist volatilen erneuerbaren Energien stetig ansteigen. Kritische Netzsituationen aufgrund von plötzlich auftretenden Lastflüssen oder Leitungsschäden konnten bisher noch ohne größere Auswirkungen auf den Netzbetrieb der VERBUND-Austrian Power Grid AG beherrscht werden. Mit jedem Jahr verzögerten Netzausbaus und steigender Lastflüsse steigt jedoch das Risiko, kritische Situationen nicht mehr beherrschen zu können, und das Risiko von Blackouts. Großflächige Blackouts ziehen auch massive Kosten nach sich: 2003 wurde von der TU Wien berechnet, dass ein österreichweites Blackout volkswirtschaftliche Kosten von etwa 40 Mio. EUR pro Stunde nach sich ziehen würde (Brauner, e&i 120, Heft 5). Unter Berücksichtigung der Verbrauchssteigerung sowie der wirtschaftlichen Entwicklung seit 2003 liegen die Blackout-Kosten BIP-bereinigt 2009 bei etwa 62 Mio. EUR pro Stunde. 4. Der Masterplan NETZ im Detail 4.1. Allgemeines Die VERBUND-Austrian Power Grid hat in Kooperation mit den Technischen Universitäten Wien und Graz den vorliegenden Masterplan Netz als Grundlage für die mittel- und langfristige Netzplanung erstellt. Wesentlicher Inhalt ist das Konzept für einen bedarfsgerechten Ausbau des Übertragungsnetzes bis Übergeordnete nationale und europäische Ziele wie z. B. die Ziele 3 der EU und die österreichischen Ziele zur Steigerung der Windenergieerzeugung sowie der angestrebte Ausbau der Wasserkrafterzeugung im Rahmen des Masterplans Wasserkraft wurden dabei berücksichtigt. Im Zuge der 2. Auflage wurden die Daten und Ergebnisse aktualisiert und auch im Zusammenhang mit aktuellen, verfügbaren Informationen über die Wirtschaftskrise geprüft. 3) beinhaltet im Wesentlichen eine Reduktion der Treibhausgasemissionen um 20 %, eine Steigerung des Gesamtanteils an erneuerbaren Energien auf 20 % und die Erhöhung der Energieeffizienz um 20 %.

12 4.2. Grundlagen Die absehbaren energiewirtschaftlichen Entwicklungen im Zeitraum 2009 bis 2020 wurden auf Basis einer detaillierten energiewirtschaftlichen Analyse bewertet und jene erforderlichen Ausbauschritte im APG-Übertragungsnetz definiert, die im Sinne eines sicheren Netzbetriebes und der Gewährleistung einer hohen Versorgungssicherheit erforderlich sind. Den Prognoserechnungen des Masterplan Netz liegen Durchschnittsszenarien auf Basis bisheriger Betriebserfahrungen (keine extremen Netzsituationen) und eine umfassende Analyse des internationalen energiewirtschaftlichen Umfeldes zugrunde. Mit Letzterem wurde die TU Wien (Energy Economics Group Univ.-Prof. Dr. Reinhard Haas) beauftragt. Erhoben wurden die Entwicklung des europäischen Stromverbrauchs unter Berücksichtigung von Effizienzsteigerungen, möglichen Rückkopplungen durch Klimaschutzziele und der angestrebten Senkung des Gesamtenergieverbrauchs sowie die Entwicklung der jeweiligen nationalen Kraftwerksparks und der Erzeugungsstruktur. Die Entwicklung des österreichischen Stromverbrauchs, des Kraftwerksparks (Regelzone APG) und der heimischen Erzeugungsstruktur wurde seitens der VERBUND-Austrian Power Grid AG erhoben und zusammenfassend analysiert. Die Netzausbauten im Umfeld der Regelzone APG wurden ebenfalls von der Verbund-Netztochter erhoben. Aufbauend auf diesen Daten wurden Prognoserechnungen für die Jahre 2009 bis 2020 durchgeführt und die jeweiligen Netzbelastungen berechnet und analysiert. Daraus resultieren die unbedingt erforderlichen Netzausbauten im Übertragungsnetz bis Die Analyse wurde von Univ.-Prof. Dr. Herwig Renner, TU Graz, im Auftrag der VERBUND- Austrian Power Grid AG detailliert überprüft und evaluiert; auf Basis dieser überprüften Analyse wurden die erforderlichen Netzausbauprojekte als stichhaltig bestätigt. Aktuelle Einflüsse, insbesondere die Krise an den internationalen Finanzmärkten und deren Auswirkungen auf die Realwirtschaft und die wirtschaftliche Entwicklung der einzelnen Staaten, sind in den Basisdaten (geplante Kraftwerksentwicklung, Verbrauchsentwicklung etc.) nicht berücksichtigt, da die Auswirkungen auf die mittel- und langfristige Netzplanung von den eingebundenen Experten als gering eingestuft wurde Wertvolle Impulse für die Wirtschaft Der Ausbau des Übertragungsnetzes der VERBUND-Austrian Power Grid AG stellt ein Investitionsvolumen von rund einer Milliarde Euro dar, die österreichische Wertschöpfung liegt bei bis zu 80 %. Die Umsetzung dieser Netzausbauprojekte bildet somit eine wesentliche konjunktur belebende Maßnahme. Damit werden bis 2020 durchschnittlich mehr als Arbeitsplätze pro Jahr in Österreich gesichert. Darüber hinaus ist der Netzausbau die wesentlichste Voraussetzung für eine Reihe von weiteren Investitionsprojekten im Kraftwerksbereich, die gerade in Zeiten schwieriger wirtschaftlicher Rahmenbedingungen zusätzlich wirtschaftliche und arbeitsmarkttechnische Impulse liefern können.

13 VERBUND-Austrian Power Grid AG Gesetzliche Rahmenbedingungen für den Netzausbau Die dringend erforderlichen Netzausbaumaßnahmen der VERBUND-Austrian Power Grid AG hängen stark von den gesetzlichen Rahmenbedingungen und der Effizienz der erforderlichen Genehmigungsverfahren ab. In diesem Sinn sollten von Politik und Gesetzgeber rasch Maßnahmen zur Verfahrensbeschleunigung im UVP-Verfahren und zur Verbesserung der rechtlichen Rahmenbedingungen für den Leitungsbau umgesetzt werden, wie dies auch im Regierungsprogramm 2008 vorgesehen ist. Die erforderlichen Netzausbaumaßnahmen sind bekannt und könnten unter der Voraussetzung von effizienten Genehmigungsverfahren rasch umgesetzt werden. Ziel einer Verbesserung der gesetzlichen Rahmenbedingungen muss daher sein, die Umsetzungsdauer großer Infrastrukturprojekte zu verkürzen und die Genehmigungsverfahren prinzipiell effizienter zu gestalten. Aus Sicht der Verbund-Netztochter sind insbesondere folgende Maßnahmen erforderlich: Ein wesentlicher Grund für die regelmäßige Nichteinhaltung der gesetzlich vorgesehenen Fristen im UVP-Verfahren ist die Möglichkeit für Parteien, in jedem Stadium des Verfahrens neue Eingaben vorzubringen. Um das Verfahren effizienter zu gestalten und Verzögerungstaktiken einen Riegel vorzuschieben, sollte daher der Behörde das Ermessen eingeräumt werden, das Ermittlungsverfahren ab einem bestimmten Zeitpunkt für geschlossen zu erklären. Keine überschießenden gesetzlichen Regelungen ( Golden Plating ). Das österreichische UVP-G ist im Vergleich zur EG-Richtlinie über die Umweltverträglichkeitsprüfung teils überschießend. In einigen Punkten ergibt sich eine Deregulierungsoption, die letztlich zu einer Verfahrensbeschleunigung führen würde (z. B. durch eine Reduzie - rung des weiten Vorhabensbegriffs; eine mögliche Reduzierung und Straffung der UVE sowie des UV-Gutachtens; eine nähere Prüfung der Verhältnismäßigkeit zwischen Kosten und Nutzen von vorgeschriebenen Auflagen). In diesem Bereich sollte eine offene und konstruktive Diskussion darüber geführt werden, inwieweit das UVP-Gesetz im Sinne einer Verfahrensbeschleunigung unter gleichzeitiger Beibehaltung der Schutzziele dieses Gesetzes reformiert werden kann.

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15 VERBUND-Austrian Power Grid AG Analyse der energiewirtschaftlichen Entwicklung bis Ziele auf nationaler und europäischer Ebene Die energiewirtschaftliche Entwicklung wird von verschiedenen übergeordneten nationalen und europäischen Zielen beeinflusst: von der Erreichung der Ziele der EU durch frühe Nutzung neuer Technologien und intensive Forschung über eine Stärkung der österreichischen Unternehmen im europäischen Strombinnenmarkt bis hin zu einer Reduktion der Abhängigkeiten durch Energieimporte Entwicklung des Stromverbrauchs Sowohl auf europäischer als auch auf nationaler Ebene wird der Stromverbrauch langfristig steigen. Für Österreich prognostiziert die EU (Studie 2003) einen jährlichen Anstieg von 1,9 % bis 2010, 1,7 % bis 2020 und 1,5 % bis Univ.-Prof. Dr. Günther Brauner von der TU Wien rechnet bis 2010 mit einem Anstieg von 2 % p. a. und anschließend mit 1 % p. a. Die dem Masterplan Netz zugrunde liegenden von der Verbund-Netztochter angenommenen Verbrauchs steigerungen berücksichtigen ebenfalls eine gewisse Effizienzsteigerung. Sie liegen noch unter den EU-Prognosen und stellen daher eine moderate, keinesfalls maximale Ausgangsbasis dar. Jede weitere Verbrauchssteigerung hat tendenziell eine Erhöhung der Importabhängigkeit Österreichs zur Folge. Da alle Importe und Exporte über das Netz abgewickelt werden, steigt dadurch auch die Netzbelastung im APG-Netz (sowohl von Grenzleitungen als auch von innerösterreichischen Leitungen). Verbrauchssteigerungen im Süden Österreichs verschärfen insbesondere auch die bestehenden Nord-Süd-Engpässe im APG-Netz Entwicklung der Erzeugungskapazitäten Zur Analyse der Entwicklung der Erzeugungskapazitäten in dem für die APG-Regelzone relevanten Umfeld (TIWAG-Netz, VKW-Netz, alle Nachbarstaaten Österreichs, Polen, Frankreich) wurde Univ.-Prof. Dr. Reinhard Haas, TU Wien, mit einer detaillierten Analyse beauftragt. Darin wurden umfangreiche Erhebungen zur Prognose des Kraftwerksausbaus in den einzelnen Ländern durchgeführt (eingeflossen sind unter anderem das EU-Forschungsprojekt Green-X 4, Szenarien und Modelle von PRIMES sowie zahlreiche weitere Untersuchungen der jeweiligen Länder). Für die Erzeugungskapazitäten in der Regelzone APG hat die VERBUND-Austrian Power Grid AG alle relevanten Kraftwerksbetreiber der Regelzone gemäß ElWOG zur Nennung von geplanten Kraftwerks projekten bis zum Jahr 2020 aufgefordert. Die daraufhin von den Kraftwerksbetreibern genannten Projekte und ihre Erzeugungskapazitäten wurden im Masterplan Netz berücksichtigt. 4) Ziel des Projekts ist es, die Möglichkeiten eines kontinuierlichen Zuwachses von neuer erneuerbarer Energieerzeugung mit minimalen Kosten auf den EU-Bürger zu analysieren. Das Projekt wurde 2004 abgeschlossen.

16 Erzeugungskapazitäten auf europäischer Ebene Da Österreich im Zentrum des ENTSO-E-Übertragungsnetzes Continental Europe (ehemals UCTE-Netz) liegt, ist es notwendig, das europäische Umfeld detailliert zu betrachten die nachstehenden Prognosen basieren auf den Ergebnissen und Daten der bereits erwähnten Analyse von Univ.-Prof. Dr. Reinhard Haas. Es wurden alle für die Regelzone APG relevanten Länder (Länder, die Auswirkungen auf die innerösterreichischen Stromflüsse haben) untersucht, das sind alle Nachbarstaaten sowie Polen und Frankreich. Für Deutschland erfolgt dabei eine gesonderte Betrachtung. Die Regelzonen TIWAG und VKW wurden ebenfalls von der Studie erfasst. In den Bundesländern Tirol und Vorarlberg gibt es jedoch auch Kraftwerke, die direkt in die APG-Regelzone einspeisen. Diese Ausbaupotenziale wurden zusätzlich direkt von der VERBUND-Austrian Power Grid AG abgefragt und in den Szenarien für den Masterplan Netz berücksichtigt. Determiniert wird die künftige europäische energiewirtschaftliche Entwicklung durch die politischen Zielsetzungen zur CO 2 -Reduktion sowie die Umsetzung der Ziele, die nur durch einen massiven Ausbau von Ökoenergien, insbesondere dem Ausbau von Windenergie, erreichbar sein werden. Die Auswirkungen der energiewirtschaftlichen Entwicklung Deutschlands auf das APG-Netz sind vor allem durch den massiven Ausbau der Windenergie (Onshore und Offshore) und die damit verbundenen Veränderungen des deutschen Kraftwerksmix bestimmt. Die Frage des Kernkraftausstiegs spielt jedoch für die österreichische Netzbelastung nur eine untergeordnete Rolle, da angenommen wird, dass die durch stillgelegte Kernkraftwerke verursachte Erzeugungslücke durch neue grundlastfähige thermische Blöcke (z. B. Kohle kraftwerke) oder auch durch den Ausbau von Biomassekraftwerken kompensiert wird. Windenergie ist dafür nicht geeignet, da Atomkraftwerke typische Grundlastkraftwerke sind. Der weitere massive Ausbau der Windenergie in Deutschland von derzeit rd MW auf bis zu MW im Jahr 2020 führt zu weiter steigenden Volatilitäten in der Netzbelastung und zu einer weiteren Steigerung der Interaktion österreichischer Pumpspeicherkraftwerke mit deutscher Windenergie. Dadurch kommt es zu höheren Netzbelastungen im APG-Netz, besonders für die Grenzleitungen nach Deutschland und die Nord-Süd-Leitungen in Österreich. Durch die absehbaren Veränderungen im Kraftwerksmix und in der künftig installierten Kraftwerksleistung im Umfeld Österreichs (ohne Deutschland) kommt es tendenziell zu einer höheren Beanspruchung des Übertragungsnetz der Verbund-Netztochter. Dies ergibt sich vor allem durch steigende Volatilitäten, da in vielen Nachbarstaaten die Windenergie forciert ausgebaut wird. Auch die Struktur des Übertragungsnetzes der umliegenden Länder hat Einfluss auf den Verbund-Masterplan Netz. Zusammenfassend werden durch die derzeit geplanten Netzausbauten zwar Veränderungen bei den Lastflüssen bzw. bei Stromflüssen von Stromimporten einzelner Länder bewirkt. Markante Auswirkungen auf das APG-Netz sind jedoch nicht absehbar. Auch sind aufgrund von Energieeffizienzsteigerungen, dezentraler Energie erzeugung, der Entstehung von Smart Grids oder Elektromobilität aus heutiger Sicht mittelfristig noch keine maßgeblichen Auswirkungen auf das Übertragungsnetz der VERBUND-Austrian Power Grid AG zu erwarten. Dies wird jedoch davon abhängen, in welchem Umfang Energie effi zienzsteigerungs-maßnahmen greifen bzw. in welchem Umfang und wie rasch neue Technologien zum Einsatz kommen werden.

17 VERBUND-Austrian Power Grid AG Entwicklung der Erzeugungskapazitäten in Österreich In Österreich sind der konventionelle Kraftwerksbau und darüber hinaus der Ökoenergieausbau für die Entwicklung der Erzeugungskapazitäten relevant. Die Daten für die Prognose basieren auf den von den relevanten Kraftwerksbetreibern in der Regelzone APG bekannt gegebenen, in Bau befindlichen oder geplanten Projekten. Der Ausbau der Ökoenergieerzeugung wurde gemäß Ökostromgesetz berücksichtigt. Aus Gründen des Datenschutzes können keine einzelnen Erzeugungsprojekte genannt werden der absehbare Kraftwerksausbau in Österreich stellt sich jedoch zusammenfassend wie folgt dar: Slavetice CZ Sokolnice Neue Pumpspeicherkraftwerke: rd MW Neue Thermische Kraftwerke: rd MW Zusätzliche Windenergie: rd. 700 MW Neue Lauf- und Kleinwasserkraftwerke: rd. 700 MW (vorwiegend in Tirol, Steiermark, Salzburg; aufgrund der Vielzahl an Standorten in der Grafik nicht darstellbar) Obermooweiler Memmingen Leupolz D Altheim Simbach Salzach Pleinting Pirach St. Peter Salzach Neu Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Weißenbach Dürnrohr Bisamberg Etzersdorf WIEN SÜDOST Sarasdorf Neusiedl Ternitz SK Winkeln Tirol Zell am Ziller Salzburg Süd TAUERN Hessenberg Südburgenland CH Pradella Westtirol Kärnten West Malta Lienz OBER- SIELACH Oststeiermark Kainachtal H km Soverzene Podlog Maribor lokal sehr konzentrierter Pumpspeicherausbau IT SLO Abbildung 3: Ausbau der Kraftwerkskapazitäten bis 2020 Der in den Zentralalpen räumlich konzentrierte, massive Ausbau der Pumpspeicherkraftwerke zur sinnvollen Interaktion mit der stark steigenden Zahl an Windkraftwerken führt bis zum Jahr 2020 zu einer Vervielfachung der installierten Pumpleistung und zu erheblichen Zusatzbelastungen im Übertragungsnetz der VERBUND-Austrian Power Grid AG. Da die Pumpspeicherkraftwerke energetisch stark mit den volatilen Windkraftwerken zusammenspielen, entstehen hochvolatile Lastflüsse zwischen den Pumpspeicherkraftwerken und den innerösterreichischen und europäischen Windstandorten (insbesondere im Norden Deutschlands). Diese Zusatzbelastungen sind mit dem derzeitigen Netzausbauzustand nicht zu bewältigen. Durch das Ökostromgesetz soll der Anteil der erneuerbaren Energie in Österreich mittels Kleinwasser-, Wind- sowie Biomassekraftwerken deutlich erhöht werden. Die Windkraft soll dabei am stärksten ausgebaut werden. Diese neu hinzukommenden österreichischen Windenergieanlagen werden mit den Pumpspeicherkraftwerken in den Zentralalpen stark interagieren. Aufgrund der bis zum Jahr 2020 absehbaren massiven Zunahme der installierten Windenergieleistung in Österreich, aber auch in den nördlichen und östlichen Nachbarstaaten Tschechien, Slowakei und Ungarn, werden die Stromtransporte

18 zwischen den Pumpspeicherkraftwerken in den Zentralalpen und den Windenergiestandorten weiter zunehmen. Damit steigen auch die Nord-Süd-Belastung im Übertragungsnetz der Verbund-Netztochter und die Volatilität der Netzbelastung. Auch die Grenzleitungen zu den Nachbarstaaten werden durch den dortigen Windenergieausbau stärker belastet werden. Der geplante Ausbau der Wasserkraft in Österreich gemäß Masterplan Wasserkraft führt ebenfalls zu einer steigenden Belastung des APG-Netzes, da die regional unterschiedlichen Ausbaupotenziale und die saisonalen Schwankungen der hinzukommenden Wasserkraftwerke über das APG-Netz ausgeglichen werden müssen. Die Standorte der in Österreich geplanten neuen thermischen Kraftwerke sind einigermaßen gleichmäßig auf das Netzgebiet der VERBUND-Austrian Power Grid AG verteilt und auch in der Nähe des 380-kV-Rings situiert bzw. ist teilweise ein direkter Netzanschluss an den 380-kV-Ring vorgesehen. Der Zubau von rd MW thermischer Erzeugungskapazität lässt (unter Annahme eines realistischen Kraftwerkseinsatzes) erwarten, dass die Regelzone APG mittelfristig wieder jahresweise energetisch ausgeglichen bilanziert oder sogar wieder zum Exporteur wird. Zusammenfassend wird damit die Volatilität der Regelzone APG bis 2020 weiter zunehmen, d. h. die Differenz zwischen maximaler Importleistung und maximaler Exportleistung wird weiter steigen. Dies bedeutet wiederum, dass zu Zeitpunkten, zu denen die Regelzone APG bereits heute exportiert, künftig mit noch höheren Exportleistungen gerechnet werden muss, wodurch insbesondere die Grenzleitungen zu den Nachbarstaaten zusätzlich belastet werden.

19 VERBUND-Austrian Power Grid AG Netzbelastungen 2009 bis 2020 In Folge werden die Ergebnisse der Netzberechnungen für die Jahre 2009 bis 2020 dargestellt. Den Ergebnissen des Masterplan Netz 2009 liegen Kraftwerksmeldungen an VERBUND-Austrian Power Grid AG mit Stand Ende Oktober 2008 und Netzberechnungen mit Stand Ende 2008 zugrunde. 5 Fazit Netzsituation 2009 Die Steiermarkleitung ging Mitte 2009 in Betrieb, schließt den 380-kV-Ring im Osten Österreichs und sichert vor allem auch den Großraum Graz. Im Norden verbessert die Inbetriebnahme des zweiten 380-kV-Systems Dürnrohr Slavetice die Versorgungssicherheit. CZ Slavetice Sokolnice nur mit massivem Engpassmanagement beherrschbar zeitweilig Engpassmanagement nötig durch Netzausbau beseitigte Engpässe Obermooweiler Memmingen Leupolz D Altheim Simbach Salzach Pleinting Pirach St. Peter Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Weißenbach Dürnrohr Etzersdorf WIEN SÜDOST Ternitz Bisamberg Sarasdorf Neusiedl SK Winkeln Westtirol Zell am Ziller TAUERN Hessenberg Südburgenland Oststeiermark H CH Pradella km I Soverzene Lienz Malta OBER- SIELACH Podlog Kainachtal Maribor SLO Inbetriebnahme Mitte 2009 Abbildung 4: Netzsituation 2009 Die Steiermarkleitung und das zweite 380-kV-System Dürnrohr Slavetice haben das APG-Netz verstärkt und im Osten Österreichs den 380-kV-Ring geschlossen. Schwachstellen bleiben die Netzgebiete im Westen, besonders die Nord-Süd-Verbindung St. Peter Salzach Tauern, die Leitungen nach Deutschland (transpower stromübertragungs gmbh 6 ) und der Transformator in Zell am Ziller. Weiters stellt die Leitung Lienz Soverzene einen strukturellen Engpass dar, der häufig nur durch Engpassmanagement-Maßnahmen zu beherrschen ist. 5) Für danach erfolgte Veränderungen, die nicht im Einflussbereich der Verbund Netztochter liegen, und dadurch notwendige Anpassungen aufgrund aktualisierter Berechnungen übernimmt die VERBUND-Austrian Power Grid AG keine Haftung gegenüber Dritten. 6) Vormals Übertragungsnetz der E.ON Netz GmbH

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21 VERBUND-Austrian Power Grid AG 21 Fazit Netzsituation 2011 Im Frühjahr 2011 geht die Salzburgleitung 1 (Salzach neu St. Peter) in Betrieb. Weiters erfolgt die Inbetriebnahme eines Phasenschiebertransformators im Umspannwerk Lienz. Slavetice CZ Sokolnice nur mit massivem Engpassmanagement beherrschbar zeitweilig Engpassmanagement nötig durch Netzausbau beseitigte Engpässe Obermooweiler Memmingen Leupolz D Inbetriebnahme Anfang 2011 Altheim Simbach Salzach Pleinting Pirach St. Peter Salzach Neu Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Weißenbach Dürnrohr Etzersdorf WIEN SÜDOST Ternitz Bisamberg Sarasdorf Neusiedl SK Inbetriebnahme 2. System Mai 2010 Winkeln Westtirol Zell am Ziller TAUERN Hessenberg Südburgenland Oststeiermark H CH Pradella Abbildung 5: Netzbelastung 2011 I Soverzene 50 km Lienz Malta Inbetriebnahme PST-Lienz 2011/2012 OBER- SIELACH Podlog Kainachtal Maribor SLO Mit der Inbetriebnahme der Salzburgleitung 1 kommt es zu einer nachhaltigen Beseitigung des Engpasses zwischen St. Peter und Salzach, wobei vor allem die Stromversorgung für den Großraum Salzburg gesichert wird. Die Leitung von Salzach nach Tauern, die Leitungen von St. Peter nach Deutschland (transpower stromübertragungs gmbh 7 ) sowie der Transformator in Zell am Ziller können nur durch zeitweiliges Engpassmanagement sicher betrieben werden. Die Netzschwachstellen Lienz Soverzene und Ernsthofen Weißenbach können mit den jeweiligen Phasenschiebertransformatoren weitgehend bewältigt werden. Fazit Netzsituation 2015 Netzseitig wird von der Installation eines zweiten Transformators in Zell am Ziller ausgegangen. Zudem wird eine sogenannte Merchantline (private grenzüberschreitende Leitung) im Süden Österreichs berücksichtigt. CZ Slavetice Sokolnice nur mit massivem Engpassmanagement beherrschbar zeitweilig Engpassmanagement nötig Altheim Simbach Pleinting Pirach Dürnrohr Bisamberg SK durch Netzausbau beseitigte Engpässe Obermooweiler Memmingen Leupolz D Salzach St. Peter Salzach Neu Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Weißenbach Etzersdorf WIEN SÜDOST Ternitz Sarasdorf Neusiedl H Winkeln Zell am Ziller TAUERN Hessenberg Südburgenland Westtirol Oststeiermark CH Pradella km I Soverzene Lienz Malta OBER- SIELACH Podlog Kainachtal Maribor SLO Abbildung 6: Netzbelastung ) Vormals Übertragungsnetz der E.ON Netz GmbH

22 Im Jahr 2015 sind insbesonders die Verbindungen Salzach neu Tauern, Lienz Malta sowie die Leitungen zur transpower stromübertragungs gmbh 8 nur mehr durch massives Engpassmanagement in Betrieb zu halten. Zeitweise Engpässe sind auf der Leitung Zell am Ziller Westtirol zu erwarten. Im Westen ist für den Transformator in West tirol, im Osten für die Leitungen nach Tschechien und die Leitung Ernsthofen Weißen bach fallweise Engpassmanagement nötig. Die Schwachstelle Lienz Soverzene kann mit dem Phasenschiebertransformator in Lienz bewältigt werden. Fazit Netzsituation 2017: Szenarien mit/ohne Salzburgleitung 2 und Verstärkung nach Deutschland Szenario A: mit Salzburgleitung 2 und Verstärkung nach Deutschland Neben der Inbetriebnahme der Salzburgleitung 2 wird mit einer Verstärkung der Leitungsverbindungen nach Deutschland durch eine 380-kV-Leitung St. Peter Isar gerechnet. Auch die Umstellung der bestehenden Leitung St. Peter Ernsthofen auf 380-kV-Betrieb ist erfolgt. Inbetriebnahme bis 2017 Slavetice CZ Sokolnice nur mit massivem Engpassmanagement beherrschbar zeitweilig Engpassmanagement nötig Altheim Simbach Pleinting Pirach Dürnrohr Bisamberg SK durch Netzausbau beseitigte Engpässe Obermooweiler Memmingen Leupolz geplante Inbetriebnahme 2017 D Salzach St. Peter Salzach Neu Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Weißenbach Etzersdorf WIEN SÜDOST Ternitz Sarasdorf Neusiedl H Winkeln Zell am Ziller TAUERN Pongau Hessenberg Südburgenland Westtirol Oststeiermark CH Pradella km I Soverzene Lienz Malta OBER- SIELACH Podlog Kainachtal Maribor SLO Abbildung 7: Netzbelastung 2017 mit Salzburgleitung 2 und Verstärkung nach Deutschland Mit der Salzburgleitung 2 und einer 380-kV-Leitungen St. Peter Isar kommt es trotz des massiven Ausbaus von Pumpspeichern zu keinen Nord-Süd-Engpässen im APG-Netz. Mit Engpässen auf den Leitungen nach Tschechien ist jedoch zeitweise zu rechnen. Darüber hinaus ist für die Leitung Westtirol Zell am Ziller sowie für einige Netzelemente im Westen zeitweise Engpassmanagement nötig. Die Leitung im Mölltal bleibt stark überlastet und kann nur mit umfangreichen Kraftwerkseinschränkungen im Netzraum Kärnten- West betrieben werden. Die Verstärkung des Netzraums Kärnten ist dringend erforderlich. 8) Vormals Übertragungsnetz der E.ON Netz GmbH

23 VERBUND-Austrian Power Grid AG 23 Szenario B: ohne Salzburgleitung 2 und ohne Verstärkung nach Deutschland Neben der fehlenden Salzburgleitung 2 wurde die Anbindung in St. Peter nach Deutschland nicht verstärkt. Die Umstellung der bestehenden Leitung St. Peter Ernsthofen auf 380-kV-Betrieb ist erfolgt. Slavetice CZ Sokolnice nur mit massivem Engpassmanagement beherrschbar zeitweilig Engpassmanagement nötig Altheim Simbach Pleinting Pirach Dürnrohr Bisamberg SK durch Netzausbau beseitigte Engpässe Obermooweiler Memmingen Leupolz D Salzach St. Peter Salzach Neu Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Weißenbach Etzersdorf WIEN SÜDOST Ternitz Sarasdorf Neusiedl H Winkeln Zell am Ziller TAUERN Hessenberg Südburgenland Westtirol Oststeiermark CH Pradella km I Soverzene Lienz Malta OBER- SIELACH Podlog Kainachtal Maribor SLO Abbildung 8: Netzbelastung 2017 ohne Salzburgleitung 2 und ohne Verstärkung nach Deutschland Aufgrund der fehlenden Salzburgleitung 2 sowie der fehlenden verstärkten Anbindung an Deutschland sind massivste Einschränkungen in der Betriebsweise der meisten im Zeitraum bis 2017 neu ausgebauten Kraftwerke notwendig. Dies gilt insbesondere für die Pumpspeicherkraftwerke in den Zentralalpen. Zudem ist auf den Leitungen nach Tschechien und nach Deutschland massives Engpassmanagement erforderlich. Für eine nachhaltige Entlastung ist die 380-kV-Leitung St. Peter Isar notwendig. Zusammengefasst ist aus den Szenarien A und B die dringende Notwendigkeit einer Inbetriebnahme der Salzburgleitung 2 bis zum Jahr 2017 und die erforderliche Verstärkung nach Deutschland eindeutig ersichtlich. Fazit Netzsituation 2020 Es wird davon ausgegangen, dass die ab 2015/2017 markant auftretenden Engpässe im Kärntner Raum durch eine gesamthafte Lösung Netzausbau Raum Kärnten gelöst wurden und dabei die geplanten Kraftwerksprojekte, die Lastentwicklungen und die Netzausbaumöglichkeiten für neue Umspannwerke zur besseren Abstützung des 110-kV- Verteilernetzes der KELAG in einem Gesamtkonzept umgesetzt wurden. Weiters wird davon ausgegangen, dass in Tirol die Leitung Westtirol Zell am Ziller verstärkt und in Westtirol zusätzliche Trafokapazitäten geschaffen wurden.

24 Im Jahr 2020 kann das APG-Netz mit den Netzverstärkungen im Raum Kärnten und Tirol sicher betrieben werden. Ein zeitweiliges Engpassmanagement ist nur mehr für die Leitungen nach Tschechien nötig. Aus heutiger Sicht ist bei den zugrunde gelegten Netzausbauten und Szenarien mit keinen nennenswerten Kraftwerkseinschränkungen zu rechnen. Slavetice CZ Sokolnice nur mit massivem Engpassmanagement beherrschbar zeitweilig Engpassmanagement nötig Altheim Simbach Pleinting Pirach Dürnrohr Bisamberg SK durch Netzausbau beseitigte Engpässe Obermooweiler Memmingen Leupolz Leitungsverstärkung bis 2020 D Salzach St. Peter Salzach Neu Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Weißenbach Etzersdorf WIEN SÜDOST Ternitz Sarasdorf Neusiedl H Winkeln Zell am Ziller TAUERN Pongau Hessenberg Südburgenland Westtirol Oststeiermark CH Pradella km I Soverzene Lienz Malta OBER- SIELACH Podlog Kainachtal Maribor SLO Abbildung 9: Netzbelastung 2020 Lösung Netzraum Kärnten bis 2020/2025

25 VERBUND-Austrian Power Grid AG Erforderlicher Netzausbau bis 2020 Der Ausbaubedarf des APG-Netzes bis zum Jahr 2020 umfasst neben dem dringend erforderlichen 380-kV-Ringschluss, der langfristig sicheren Anbindung der österreichischen Ballungszentren auch regionale Netzausbauten zur Aufnahme der neu hinzukommenden Windenergie und zum Anschluss von neuen Wasser- und Pumpspeicherkraftwerken sowie die Verstärkung der Netzanbindungen an das benachbarte Ausland: Vorrangiges Netzausbau-Ziel der Verbund-Netztochter ist der 380-kV-Ringschluss. Der 380-kV-Höchstspannungsring wird nach der Fertigstellung alle wesentlichen Bedarfszentren in Österreich verbinden und eine ausreichende Anbindung an die Nachbarnetze sicherstellen. Die Vorteile der 380-kV-Ringstruktur wurden bereits unter Punkt 3 dargelegt. Der Ringschluss erfordert die Umsetzung der beiden Projekte Salzburgleitung 1 und Salzburgleitung 2 sowie einen Ausbau im Netzraum Kärnten (die Steiermarkleitung ging Mitte 2009 in Betrieb). Die Umstellung der derzeit mit 220 kv betriebenen 380-kV-Leitung Ernsthofen St. Peter ist ebenfalls erforderlich. 380-kV-Leitung der Verbund Netztochter Slavetice CZ Sokolnice geplante 380-kV-Leitung der Verbund Netztochter 220-kV-Leitung der Verbund Netztochter Transportrechte der Verbund Netztochter auf Fremdleitungen Umspannwerk der Verbund Netztochter geplantes Umspannwerk der Verbund Netztochter Netzschaltanlagen in Fremdwerken Umspannwerke in Fremdeigentum Obermooweiler Memmingen Leupolz D geplante 380-kV-Salzburgleitung Altheim Simbach Salzach Pleinting Pirach St. Peter Salzach Neu Ybbsfeld Hausruck ERNSTHOFEN Weißenbach Dürnrohr Etzersdorf WIEN SÜDOST Ternitz Bisamberg Sarasdorf Neusiedl SK H Winkeln Zell am Ziller TAUERN Hessenberg Südburgenland Westtirol Oststeiermark CH Pradella km I Soverzene Lienz Malta OBER- SIELACH Podlog Kainachtal Maribor SLO 380-kV-Steiermarkleitung Inbetriebnahme Mitte 2009 Abbildung 10: Geplanter 380-kV-Höchstspannungs-Freileitungsring in Österreich Erfordernis regionaler Netzausbauten zum Anschluss der Windenergie und zum Anschluss von neuen Wasser- und Pumpspeicherkraftwerken. Die österreichischen Windkapazitäten sind vorwiegend im nördlichen Burgenland und im Weinviertel lokalisiert. Für den Anschluss der Windenergie sind Netzverstärkungen in dieser Region erforderlich. Für den Anschluss der kommenden Wasser- und Pumpspeicherkraftwerksausbauten, die in den Alpen und im Süden Österreichs lokalisiert und für die Netzintegration der Windenergieausbauten erforderlich sind, sind ebenfalls regionale Netzausbauten notwendig (insbesondere in Kärnten). Die überregionale Verbindung zwischen Windund Pumpspeicherkraftwerken erfordert einen geschlossenen 380-kV-Ring.

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27 VERBUND-Austrian Power Grid AG 27 Eine Verstärkung der Netzanbindungen an das benachbarte Ausland bzw. an benachbarte Regelzonen ist notwendig. Die absehbaren europäischen Stromflüsse erfordern insbesondere eine Netzverstärkung Richtung Deutschland (gemeinsames Marktgebiet Deutschland-Österreich und Netzintegration von Windenergie auf europäischer Ebene). Weiters sind eine Leitungsverstärkung nach Ungarn und die Installation eines Phasenschiebertransformators zur Absicherung einer bestehenden Leitung nach Italien erforderlich. Darüber hinaus ist für eine stärkere Anbindung des 380-kV-Rings an benachbarte Regelzonen auch eine Verstärkung zwischen Zell am Ziller und Westtirol notwendig. Meiningen Masterplanprojekte der Verbund Netztochter bis 2020 Salzburgleitung 1 (Salzach neu St. Peter) Salzburgleitung 2 (Tauern Salzach neu) Auflage 2. System nach Ungarn und Integration von Windenergie im Burgenland Netzverstärkung zur Anbindung der Windenergie und Abdeckung von Verbrauchssteigerungen in NÖ Netzverstärkung im Raum Kärnten Netzverstärkung nach Deutschland Umstellung der Donauschiene auf 380 kv Verstärkung Westtirol Zell am Ziller Obermooweiler Memmingen Leupolz Zell am Ziller D TAUERN Altheim Simbach Salzach Pleinting Pirach 6 St. Peter Salzach-Neu Pongau 1 2 Aschach 7 Hausruck ERNSTHOFEN Klaus Pyhrn Weißenbach Hessenberg Wallsee Ybbsfeld Slavetice Südburgenland CZ 4 Bisam- berg Sokolnice Dürnrohr Kle- Etzersdorf dering WIEN SÜDOST Sarasdorf Neusiedl Ternitz SK H 3 Bürs Westtirol 8 Kaprun Hauptstufe 5 Oststeiermark CH Pradella km I Lienz Soverzene Malta OBER- SIELACH Podlog SLO Kainachtal Maribor Inbetriebnahme Mitte 2009 Neben den Masterplanprojekten ist zur Gewährleistung des sicheren Netzbetriebes die Installation des Phasenschieber Lienz 2011/2012 geplant Abbildung 11: Masterplanprojekte der Verbund-Netztochter bis 2020 Im Sinne der Versorgungssicherheit und eines effizienten und sicheren Netzbetriebs bis 2020 sind somit alle in der Grafik dargestellten Masterplanprojekte der VERBUND-Austrian Power Grid AG dringend erforderlich. Die Investitionen belaufen sich dabei auf rd. eine Milliarde Euro, wobei bei einem typischen Leitungsprojekt der Verbund-Netztochter erfahrungsgemäß von einer inländischen Wertschöpfung von bis zu 80 % auszugehen ist. Bei Nichtumsetzung der Masterplanprojekte ist mit massiven Konsequenzen zu rechnen: Unsicherer Netzbetrieb mit erhöhtem Risiko für die Versorgungssicherheit und Blackoutgefahr trotz umfangreicher Engpassmanagement-Maßnahmen Geplanter Ausbau von Pumpspeicherkraftwerken, Umsetzung des Masterplan Wasserkraft und Ausbau der Windenergie in Österreich nur eingeschränkt machbar; daher Verfehlung der aus den Zielen der EU für Österreich abgeleiteten Ziele möglich

28 Langfristig droht eine Verschlechterung der Leistungsstatistik des Wirtschaftsstandortes Österreich, da der Zugang zum freien Strommarkt nur eingeschränkt gewährleistet werden könnte Risiko einer Einschränkung für den gemeinsamen Strommarkt Deutschland-Österreich Ausbleiben wesentlicher Wirtschaftsimpulse durch Nichtrealisierung von Netz- und Kraftwerksausbauten mit Milliarden-Investitionsvolumen Die auf EU-Ebene definierten TEN-Projekte im Umfeld Österreichs wurden untersucht und zählen im vorliegenden Masterplan Netz aufgrund des anzunehmenden Realisierungszeitplans in den Nachbarländern noch nicht zu den Masterplanprojekten, sondern werden im Ausblick 2020 bis 2030 behandelt.

29 VERBUND-Austrian Power Grid AG Ausblick auf die Jahre 2020 bis 2030 Aus heutiger Sicht wird auch in den Jahren 2020 bis 2030 der weitere Ausbau der volatilen Kraftwerkskapazitäten (v. a. Windenergie, aber auch verstärkt Photovoltaik) auf europäischer Ebene die Bedeutung der in Österreich vorhandenen und künftig hinzukommenden Pumpspeicherkraftwerke weiter steigern. Damit werden aber auch die Anforderungen an das ENTSO-E-Übertragungsnetz Continental Europe (ehemals UCTE-Netz) und das Übertragungsnetz der VERBUND-Austrian Power Grid AG weiter zunehmen. Weitere wesentliche Trends, Grundansätze und Prognoseaussagen für die österreichische energiewirtschaftliche Entwicklung für den Zeitraum 2020 bis 2030 lassen sich wie folgt formulieren: Ein gesamteuropäischer Energiemarkt führt zu intensivem Wettbewerb und entsprechenden Lastflüssen im Übertragungsnetz. Im Sinne der Erreichung der Ziele erfolgt ein weiterer Ausbau von Windenergieanlagen (zunehmend auch Photovoltaik) auf europäischer Ebene und von Pumpspeicherkraftwerken im Zentralalpenraum. Zudem kommt es zu einem weiteren Windenergieausbau im Nordosten Österreichs (inklusive Repowering bestehender Anlagen), in Tschechien sowie in der Slowakei und in Ungarn. Die Summenleistung in diesen vier Ländern beträgt bis zu MW. Eine Verstärkung bestehender oder die Errichtung neuer Leitungsverbindungen zu diesen Nachbarstaaten werden erforderlich. Durch die weitere Verbreitung von Elektrofahrzeugen sowie die Verdrängung von Öl- und Gasheizungen steigt der Stromverbrauch europaweit weiter an. Insbesondere zu den österreichischen Ballungszentren sind weitere Netzverstärkungen erforderlich. Durch eine entsprechende Verbreitung von Smart Grids und dezentraler verbrauchsnaher Erzeugungseinheiten könnten die Bezugssteigerungen der Ballungsräume aus dem Übertragungsnetz jedoch auch weniger stark steigen. Möglicherweise kommt es zu einem Durchbruch der Photovoltaikerzeugung und zu einem entsprechenden Ausbau dieser Technologie im Süden Europas, wodurch (zumindest tagsüber) entsprechende Leistungsflüsse vom Süden nach Norden vom westeuropäischen Übertragungsnetz zu transportieren sind. Aus Sicht der Regelzone APG müssten dann Netzverstärkungen zu den südlichen Nachbarstaaten erfolgen. Die weitere Entwicklung neuer Technologien für den Stromtransport, wie z. B. das Entstehen eines europäischen Super Grids, das das bestehende europäische Über - tragungsnetz entlastet, ist ebenfalls bis zum Jahr 2030 möglich. Auf Basis erster Überlegungen wird einer der Knotenpunkte eines möglichen europäischen Super Grids in Österreich liegen. Damit wäre der Zugang zu erneuerbaren Energiequellen auf europäischer Ebene langfristig für die österreichische Bevölkerung und Wirtschaft gesichert. Weiters spielen Pumpspeicherkraftwerke in den Super-Grid -Überlegungen eine wichtige Rolle, da damit z. B. Photovoltaik-Strom aus Nordafrika zwischengespeichert werden könnte. Die Verbund-Netztochter beteiligt sich an der Diskussion über Super Grids, um diesbezügliche Trends frühzeitig in die energiewirtschaftliche Planung einfließen lassen zu können.

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31 VERBUND-Austrian Power Grid AG 31 Absehbare Netzausbauten im Umfeld der Regelzone APG und im Übertragungsnetz der Verbund-Netztochter Auf europäischer Ebene und im Umfeld der Regelzone APG wird der weitere Ausbau des 380-kV-Netzes auch langfristig weiter erforderlich sein. Einzelne Netzausbauprojekte für die Jahre 2020 bis 2030 werden bereits untersucht und diskutiert, weitere Projekte werden in den nächsten Jahren detaillierter untersucht und entwickelt. Weitere Netzprojekte mit Zeithorizont nach 2020 finden sich insbesondere unter den TEN-Projekten der EU im Umfeld Österreichs. Diese Projekte werden nach jeweils absehbarem Projektfortschritt bei künftigen Aktualisierungen des Verbund-Masterplan Netz berücksichtigt. Innerösterreichisch werden vorwiegend punktuelle Netzausbauten für die weitere Integration neuer Windenergie und den Anschluss von Wasserkraftwerken und thermischen Blöcken erforderlich sein. Zudem erfolgt eine weitere Verbesserung der Abstützung der Verteilernetze. Weiters lassen sich aus heutiger Sicht folgende für die VERBUND-Austrian Power Grid AG relevante Netzausbau-Trends für die Jahre 2020 bis 2030 abschätzen: Ein weiterer Ausbau der Nord-Süd-Verbindungen in Europa, da der anhaltende Windenergieausbau im Norden Europas einen entsprechenden Ausbau der Abtransportmöglichkeiten der Windenergie Richtung Süden erfordert (zu den Verbrauchern und zu den Pumpspeicherkraftwerken). Punktuelle grenz- bzw. regelzonenüberschreitende Netzausbauten, da ein sich weiter intensivierender europäischer Strommarkt vermutlich einen Ausbau der Grenzkapazitäten erfordert. Eventuell kommt es auch zu einer Erweiterung des westeuropäischen Übertragungsnetzes Richtung Osten und Nordosten, wodurch neue Möglichkeiten für den Stromaustausch entstehen könnten und in Folge neue übergeordnete Ost-West-gerichtete Stromflüsse auch Ost-West-gerichtete Netzverstärkungen erfordern. Die konkreten Netzausbauvorhaben von 2020 bis 2030 im Übertragungsnetz der VER- BUND-Austrian Power Grid AGwerden in zukünftigen Masterplänen Netz dargestellt.

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33 VERBUND-Austrian Power Grid AG Zusammenfassung Die VERBUND-Austrian Power Grid AG verfolgt mit dem vorliegenden Masterplan Netz das Ziel, ein leistungsstarkes Übertragungsnetz als Rückgrat für die zukünftige österreichische Elektrizitätsversorgung und Versorgungssicherheit zu schaffen. Versorgungssicherheit: Erheblicher Netzausbaubedarf bis 2020 Die Ergebnisse der Netzberechnung für die Jahre 2009 bis 2020 zeigen einen erheblichen Ausbaubedarf im Übertragungsnetz der Verbund-Netztochter, um den künftigen Anforderungen entsprechen zu können. Dies betrifft sowohl innerösterreichische Leitungen als auch Grenz leitungen der VERBUND-Austrian Power Grid AG. Mit jedem Jahr verzögerten Netzausbaus und steigender Lastflüsse steigt das Risiko, kritische Situationen nicht mehr beherrschen zu können, und die Gefahr von Blackouts. Die auf Basis der erfolgten Netzbelastungsberechnungen unbedingt erforderlichen Masterplanprojekte unter dem Aspekt der Netzsicherheit bis 2020 sind: 380-kV-Salzburgleitung 1 (Salzach neu St. Peter) 380-kV-Salzburgleitung 2 (Tauern Salzach neu) Auflage des zweiten Systems nach Ungarn und Integration von Windenergie im Burgenland Netzverstärkung zur Anbindung der Windenergie und Abdeckung von Verbrauchssteigerungen in Niederösterreich Netzverstärkung im Raum Kärnten Netzverstärkung nach Deutschland Umstellung der Donauschiene auf 380-kV Netzverstärkung zwischen den Umspannwerken Westtirol und Zell am Ziller Netzausbau ist eine der wesentlichsten Voraussetzungen für die Erreichung der Klimaziele Kernstück des Ausbaus ist der dringend erforderliche 380-kV-Ringschluss und die langfristig sichere Anbindung der österreichischen Ballungszentren. Aber auch regionale Netzausbauten zur Aufnahme der neu hinzukommenden Windenergie und zum Anschluss von neuen Wasser- und Pumpspeicherkraftwerken und die Verstärkung der Netzanbindungen an das benachbarte Ausland sind notwendig. Der geplante, räumlich vorwiegend auf den Süden Salzburgs und den Westen Kärntens konzentrierte Ausbau der Pumpspeicherkraftwerke, die mit den stark steigenden Windkraftanlagen in Österreich und Europa interagieren, führt bis zum Jahr 2020 zu einer massiven Steigerung der installierten Pumpleistung von derzeit rd MW auf bis zu MW. Der Ausbau des Netzes der VERBUND-Austrian Power Grid AG bildet auch eine der wesentlichsten Voraussetzungen für die Erreichung der österreichischen und europäischen Klimaschutz- und Ökoenergieziele (u. a Ziele ) und den damit verbundenen Veränderungen in der Strom auf bringung (u. a. Ausbau der Windenergie und Masterplan Wasserkraft ) bis zum Jahr 2020.

34 Wichtige Wirtschaftsimpulse durch Milliardeninvestition Im Sinne der Versorgungssicherheit und eines effizienten und sicheren Netzbetriebs bis 2020 sind die Masterplanprojekte der VERBUND-Austrian Power Grid AG unbedingt erforderlich. Die Investitionen belaufen sich dabei auf rd. eine Milliarde Euro, wobei bei einem Leitungsprojekt der Verbund-Netztochter erfahrungsgemäß von einer inländischen Wertschöpfung von bis zu 80 % auszugehen ist. Darüber hinaus werden dadurch bis 2020 durchschnittlich mehr als Arbeitsplätze pro Jahr gesichert. Die Umsetzung der Masterplanprojekte bildet also nicht nur eine wesentliche konjunkturbelebende Maßnahme, sondern sichert auch nachhaltig den Wirtschafts standort Österreich. Die Leitungsprojekte der Verbund-Netztochter haben de facto Türöffner -Funktion für den konjunkturbelebenden Kraftwerksausbau in Österreich. Eine Nichtumsetzung der Masterplanprojekte hätte massive netzbetriebliche Auswirkungen, es könnte aber auch aufgrund der notwendigen Betriebseinschränkungen neuer Kraftwerke zu verminderter Investitionssicherheit bzw. Investitionsverzögerung von Projekten mit hohen Investitionssummen kommen. Netzausbau braucht Verfahrensbeschleunigung Die dringend erforderlichen Netzausbaumaßnahmen der VERBUND-Austrian Power Grid AG hängen aber auch stark von den gesetzlichen Rahmenbedingungen und der Effizienz der erforderlichen Genehmigungsverfahren ab. In diesem Sinn sollten von Politik und Gesetzgeber rasch Maßnahmen zur Verfahrensbeschleunigung im UVP-Verfahren und Verbesserung der rechtlichen Rahmenbedingungen für den Leitungsausbau gesetzt werden, da sie für eine rechtzeitige Umsetzung der Masterplanprojekte erforderlich sind. Unabhängig von den zu verbessernden Rahmenbedingungen ist es die gesetzliche Pflicht der Verbund-Netztochter als Übertragungsnetzbetreiber, langfristig Netzsicherheit zu gewährleisten. Daher wird die VERBUND-Austrian Power Grid AG in Wahrnehmung ihrer Verantwortung den Masterplan Netz unter Berück sichtigung der jeweils vorliegenden Rahmenbedingungen weiterentwickeln und die kon krete Investitionsplanung danach ausrichten. Der Masterplan Netz soll zukünftig jährlich aktualisiert werden, um so die Netzausbauplanung bedarfsgerecht und kostenminimierend mittel- und langfristig zu optimieren. Im nächsten Schritt wird der Masterplan Netz dahingehend weiterentwickelt, dass gemeinsam mit den Landesnetzgesellschaften in der APG-Regelzone abgestimmte Detail- Masterpläne unter Einbeziehung der jeweiligen regionalen Projekte erstellt werden sollen.

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36 VERBUND-Austrian Power Grid AG Wagramer Straße 19, IZD Tower 1220 Wien Tel.: +43 (0) Fax: +43 (0)