Regenerative Stromerzeugung in Österreich: Möglichkeiten und Grenzen

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1 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 Regenerative Stromerzeugung in Österreich: Möglichkeiten und Grenzen Hannes Eder Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft, TU Wien, Gusshausstrasse 25-29/373-2, 14 Wien, Tel.: 699/193363, Kurzfassung: Ziel der Europäischen Union ist, den Ausstoß von Treibhausgasen bis 22 um ein Fünftel gegenüber 199 zu reduzieren. In Österreich soll als eine der Maßnahmen zur Reduktion der Treibhausgase bis 215 ein Elektrizitätsproduktionsanteil von 15% aus Ökostromanlagen erreicht werden. Es wird in diesem Beitrag analysiert, welchen Anteil an der Stromproduktion die regenerativen Energieträger bis 23 übernehmen können und wie sich die Einbindung technisch und wirtschaftlich auf den bestehenden Kraftwerkspark in Österreich auswirkt. Keywords: Regenerative Energieträger, Elektrizitätsversorgung, Energieeffizienz, Wirtschaftlichkeit 1 Motivation und zentrale Fragestellung Für die wirtschaftliche Entwicklung unserer Gesellschaft ist der Einsatz kostengünstiger Energie von großer Bedeutung. Für die Abdeckung des Energiebedarfs werden heute überwiegend fossile Energieträger eingesetzt. Dies bedingt unerwünschte Nebeneffekte wie Klimaerwärmung und Abhängigkeit von den fossilen Energieträgern. Um der Klimaerwärmung entgegen zu wirken hat sich die Europäische Union das Ziel gesetzt, den Ausstoß von Treibhausgasen bis 22 um ein Fünftel gegenüber 199 zu reduzieren. Eine der Maßnahmen zur Reduktion des Ausstoßes von Treibhausgasen in Österreich ist die Erhöhung des Produktionsanteils aus Ökostromanlagen auf 15% bis 215. Aufgrund dieser Zielsetzungen wird in diesem Beitrag analysiert, welchen Anteil an der Stromproduktion die regenerativen Energieträger bis 23 übernehmen können. Welche regenerativen Energieträger werden aufgrund der technischen und wirtschaftlichen Entwicklung in Österreich eingesetzt werden? Wie wirkt sich die verstärkte Einbindung von regenerativen Energieträgern aus technischer und wirtschaftlicher Sicht auf den bestehenden Kraftwerkspark in Österreich aus? Seite 1 von 14

2 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 2 Methodische Vorgehensweise Um die Einbindung der Ökostromanlagen bis 23 analysieren zu können ist es notwendig, als ersten Schritt die Leistung und Stromgestehungskosten der möglichen errichteten Ökostromanlagen zu ermitteln. In einem weiteren Schritt wird die Abdeckung der Nachfrage nach elektrischer Energie durch die errichteten und eingesetzten Kraftwerke in stündlicher Auflösung für ein Kalenderjahr analysiert. 2.1 Ermittlung der möglichen Ökostromanlagen bis 23 In Abbildung 1 sind die Kriterien zur Ermittlung der möglichen Ökostromanlagen bis 23 dargestellt. Zielsetzung Produktion Ökostromanlagen 23 Entwicklung LTMC / STMC Potential regenerative Energieträger Max. Zuwachs pro regenerativen Energieträger Mögliche Ökostromanlagen bis 23 Abb. 1: Kriterien für die Ermittlung der möglichen Ökostromanlagen bis Zielsetzung Ökostromanteil bis 23 Um den Plan der Einbindung von Ökostromanlagen erreichen zu können, ist eine Zielsetzung notwendig. 23 soll die Produktion aus Ökostromanlagen 23 GWh/a (Variante A) betragen. In der Variante B ist die Zielproduktion gegenüber der Variante A um 1 % reduziert. Abbildung 2 zeigt die Entwicklung des Produktionsanteils von Regenerativen Energieträgern im Zeitraum 199 bis ProduktionREG[GWh/a] Jahr SUMME_VA SUMME_VB Abb. 2: Zielsetzung Ökostromanteil bis 23, Variante A und B (Quelle: e- Control GmbH, eigene Analyse) Seite 2 von 14

3 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT Potential der regenerativen Energieträger in Österreich Die regenerativen Energieträger weisen in Österreich ein sehr unterschiedliches Potential auf. Aus der Abbildung 3 ersieht man, dass Biomasse fest, Photovoltaik, Wasserkraft und Wind große Potentiale aufweisen. Das technisch realisierbare Potential für Photovoltaik im Jahr 23 wird aber als gering angesehen, da Photovoltaik durch wesentlich höhere Stromgestehungskosten gekennzeichnet ist als die sonstigen regenerativen Energieträger. Potentiale regenerativer Energieträger [GWh/a] BIOGAS BIOM_FEST DEPONIEGAS GEOTHERMIE KLÄRGAS PHOTOVOLTAIK KLEINWASSERKRAFT MITTELWASSERKRAFT WIND MAX_POT Abbildung 3: Potential der regenerativen Energieträger in Österreich (Quelle: Neubarth, Kaltschmitt 2, Haas et. al 21, Resch et. al 23, eigene Analyse) Entwicklung langfristige / kurzfristige Stromgestehungskosten für regenerative Energieträger Ein entscheidendes Kriterium für den Einsatz der regenerativen Energieträger stellen die Stromgestehungskosten dar. Diese werden aus den Investitions- und Betriebskosten für Ökostromanlagen ermittelt und weisen pro regenerativen Energieträger große Unterschiede auf. In Abbildung 4 sind die Investitionskosten für verschiedene Ökostromanlagen und konventionelle Kraftwerkstypen dargestellt. Spezifische Investitionskosten /kw Photovoltaik Wind Kleinwasser NEU Biomasse Verstromung Biogas Klärgas Deponiegas Geothermie Großlaufwass erkraft Speicherkraft Wärmekraftwe rke MIN Spez. INVKO /kwel MAX. Spez. INVKO /kwel Abb. 4: Spezifische Investitionskosten verschiedener Kraftwerkstypen (Quelle: Neubarth, Kaltschmitt 2, Haas et. al 21, Resch et. al 25, eigene Analyse) Seite 3 von 14

4 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 Abbildung 5 zeigt die statischen Stromgestehungskosten für die unterschiedlichen regenerativen Energieträger. Langfristige Stromgestehungskosten /MWh Wind Kleinwasser NEU Biomasse Verstromung Biogas Klärgas Deponiegas Geothermie Großlaufwasserkraft Speicherkraft Wärmekraftwerke MIN_STROM_GestehungsKO /MWhel MAX_STROM_GestehungsKO /MWhel Abb. 5: Langfristige Stromgestehungskosten verschiedener Kraftwerkstypen (Quelle: Neubarth, Kaltschmitt 2, Haas et. al 21, Resch et. al 25, eigene Analyse) Für die weitere Analyse von Bedeutung sind die dynamischen Stromgestehungskosten, welche die Lerneffekte aus dem Einsatz einer Technologie und dem weltweiten Einsatz dieser Technologie berücksichtigen. Beispielhaft werden in Abbildung 6 und Abbildung 7 die Entwicklung der dynamischen Stromgestehungskosten bis 23 dargestellt. 7 Dynamische Stromgestehungskosten 23 für Windkraft Stromgestehungskosten [ /MWh] LTMC STMC Potential [GWh] Abb. 6: Entwicklung der dynamischen Stromgestehungskosten (kurz-(stmc) und langfristig(ltmc)) für Windkraft (Quelle: [IEA, 22], [Haas, Resch, Lopez-Polo, 24], [Resch,25], Eigene Analyse) Abbildung 6 zeigt die Reduktion der Stromgestehungskosten für Windkraftanlagen aufgrund der Lerneffekte. Dadurch sinken die Stromgestehungskosten auch für Windgebiete mit geringeren Volllaststunden. Der sprunghafte Anstieg der Stromgestehungskosten ergibt sich aufgrund des Wechsels in Gebiete mit geringeren Volllaststunden. Seite 4 von 14

5 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 Dynamische Stromgestehungskosten 23 für Biomasse fest 12 Stromgestehungskosten [ /MWh] LTMC STMC Potential [GWh] Abb. 7: Entwicklung der dynamischen Stromgestehungskosten (kurz-(stmc) und langfristig(ltmc)) für Windkraft (Quelle: [IEA, 22], [Haas, Resch, Lopez-Polo, 24], [Resch,25], Eigene Analyse) Wie auch bei den Windkraftanlagen sinken bei den Ökostromanlagen mit fester Biomasse die Stromgestehungskosten aufgrund der steigenden Erfahrung mit den Anlagen (Abbildung 7). Die Abweichung bei den kurzfristigen Stromgestehungskosten ergeben sich bei Anlagen, die biogene Abfälle verwenden, da die Brennstoffkosten für diesen regenerativen Energieträger gering sind Mögliche Produktion aus regenerativen Energieträger bis 23 Die langfristigen Stromgestehungskosten bilden zusammen mit dem möglichen Potential des regenerativen Energieträgers die Entscheidungsgrundlage in welche Ökostromanlagen investiert wird und somit, welche Anlagen errichtet werden. Es werden jene regenerativen Energieträger eingesetzt die die geringsten langfristigen dynamischen Stromgestehungskosten aufweisen. Abbildung 8 zeigt einerseits die bisherige Entwicklung der regenerativen Energieträger seit 199 bis hat sich aufgrund der Unsicherheit bzgl. der Förderung regenerativer Energieträger der Zuwachs bzgl. Produktion aus regenerativen Energieträgern gegenüber den Vorjahren in Österreich reduziert. Langfristig werden aber die regenerativen Energieträger Wind, Biomasse fest, Wasserkraft und Biogas die entscheidenden Anteile an der Ökostromproduktion aufgrund ihrer technischen und wirtschaftlichen Kriterien darstellen und sind mit ihren möglichen Produktionsanteilen bis 23 dargestellt. Seite 5 von 14

6 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 Entwicklung der Produktion aus regenerativen Energieträgern [GWh/a] PHOTOVOLTAIK BIOM_FLUESSIG WIND KLÄRGAS GEOTHERMIE DEPONIEGAS BIOM_FEST BIOGAS MITTELWASSERKRAFT KLEINWASSERKRAFT Abb. 8: Entwicklung der Produktion aus regenerativen Energieträgern im Zeitraum (Quelle: e- Control GmbH, eigene Analyse) Szenarios bzgl. Entwicklung der Stromnachfrage bis 23 Aus der Abbildung 9 ersieht man die Entwicklung der gesamten Elektrizitätsnachfrage in Österreich im Zeitraum 1951 bis 23. Für die Analyse wird davon ausgegangen, dass bis 21 der Verbrauch an elektrischer Energie ansteigen wird. Für die Einbindung der regenerativen Energieträger werden zwei Szenarien bis 23 betrachtet. Einerseits wird das Szenario betrachtet, dass die Nachfrage wie bisher ansteigt (BAU-Szenario). Entwicklung der gesamten Elektrizitätsnachfrage in Österreich [GWh/a] 6. BAU-Szenario NH-Szenario Jahr Abb. 9: Entwicklung der gesamten Elektrizitätsnachfrage in Österreich (Quelle: e-control GmbH, eigene Analyse) Durch die Nutzung von Geräten mit besserer Energieeffizienz und Einsatz von Energiesparmaßnahmen läßt sich der Verbrauch reduzieren. Dies wird durch das Nachhaltigkeitsszenario (NH-Szenario) berücksichtigt. Die Auswirkungen der Reduktion der Seite 6 von 14

7 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 Produktion aus Wasserkraftwerken durch die Wasserrahmenrichtlinie (WRL) wird in einem eigenen Szenario berücksichtigt. 2.2 Analyse der Einbindung der Ökostromanlagen in die Stromproduktion In stündlicher Auflösung wird die Analyse der Stromproduktion und -nachfrage vorgenommen. Als Basis für die analytische Betrachtung werden die meteorologischen Daten, Durchflussmengen der großen Flüsse (Donau, Inn, Drau, Enns) und die Stromnachfragen der Jahre herangezogen. Nachfrage elektrische Energie Meteorologische Daten Wasserpegel Produktion fluktuierende Energieträger (Laufwasser, Wind PV) Restnachfrage 1 Wärmenachfrage Produktion KWK- Ökostromanlage, konventionelle Wärmekraftwerke Restnachfrage 2 Produktion sonstige Ökostromanlagen Wasserzufluss Speicher Wasserstand Speicher Pumpspeicherung Produktion Speicherwasserkraftwerke Produktion sonstige Wärmekraftwerke Restnachfrage 3 Restnachfrage 4 Restnachfrage 5 Importe Restnachfrage 6 < Abb. 1: Darstellung der methodische Vorgehensweise zur Abdeckung der elektrischen Nachfrage durch den Kraftwerkspark (stündliche Auflösung) (Quelle: Eigene Analyse) Für die Ermittlung der Produktion ais Ökostromanlagen werden die meteorologischen Daten (Windgeschwindigkeit, Bewölkung, Temperatur) von 3 Orten verwendet. Seite 7 von 14

8 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 Um die Auswirklungen auf die Pumpspeicherung durch einen hohen Windproduktionsanteil im Osten Österreichs zu berücksichtigen, wird für die Analyse Österreich in 2 Teilgebiete aufgeteilt. Abbildung 1 zeigt die Darstellung der methodischen Vorgehensweise zur Betrachtung der Einbindung regenerativer Energieträger in den Kraftwerkspark und Abdeckung der vorgegebenen Stromnachfrage. Um die Einbindung der regenerativen Energieträger mit fluktuierender Produktion zu gewährleisten, werden diese als erste Anlagen für die Produktion eingesetzt. Der Einsatz der sonstigen Kraftwerke (Ökostromanlagen und konventionellen Kraftwerke) erfolgt aufgrund der Höhe der kurzfristigen Stromgestehungskosten um die Produktionskosten minimal zu halten. Importe sind nur notwendig, wenn die Nachfrage nicht aus der Eigenproduktion abgedeckt werden kann. Liegt die Erzeugung aufgrund der technischen Kriterien der Kraftwerke (Änderung der Stromproduktion innerhalb einer Stunde) über der Nachfrage, so wird die Überproduktion mittels Pumpspeicherung gespeichert oder es wird die Energie aus Österreich exportiert. 3 Ergebnisse In diesem Kapitel werden die Ergebnisse der Analyse bzgl. der Einbindung der regenerativen Energieträger an unterschiedlichen Fällen für das Jahr 23 dargestellt. 3.1 Entwicklung der Produktionskosten Die Produktionskosten des Jahres 23 werden überwiegend durch die Nachfrage bestimmt. Bei hoher Nachfrage (BAU, BAU_WRL) müssen entsprechend Wärmekraftwerke (Abbildung 11) eingesetzt werden und aufgrund der steigenden fossilen Energiepreise bis 23 machen die Produktionskosten aus Wärmekraftwerken den größten Anteil aus. Produktionskosten 23 / VA / B_22 4 [Mio. /a] BAU BAU_WRL NH NH_WRL REG_G WSP WML WGL AGL IMP SP LF_KL LF_GR Abb. 11: Produktionskosten für 23, Produktionsanteil Regenerative Variante A, Basisjahr 22, verschiedene Nachfrageszenarien (Quelle: eigene Analyse) (REG_G.. Produktion regenerative Energieträger, WSP.. Spitzenlastkraftwerke kalorisch, WML.. Mittellastkraftwerke kalorisch, WGL.. Grundlastkraftwerke kalorisch, AGL.. Ausgleichsenergie, IMP.. Importe, SP.. Speicherkraftwerke, LF_KL.. Laufkraftwerke klein, LF_GR.. Laufkraftwerke groß) Seite 8 von 14

9 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 Durch Einsparungen bei der Nachfrage können hingegen die Produktionskosten erheblich reduziert werden. Die Gesamtkosten 23 für die Produktion elektrischer Energie liegen zwischen 1,19 Mrd Euro / Jahr (NH-Szenario) und 3,52 Mrd. Euro / Jahr (BAU_WRL- Szenario). Vergleicht man den Fall, installierte Leistung der Ökostromanlagen auf dem Stand von Beginn 28 mit dem Szenario Ausbau Variante A oder B, so hat die Analyse gezeigt, dass die Produktionskosten zwischen 7 und 13 Mio. Euro höher liegen würden, wenn man keine neuen Ökostromanlagen errichtet. Wie auch immer die Stromnachfrage sich entwickelt, ist es aufgrund dieser Tatsache sinnvoll Ökostromanlagen zu errichten. Produktionskosten Regenerative 23 / BAU / V_A BFL BGMA BFHI BFCO BFBA [Mio. /a] B_2 B_3 B_4 B_5 BGKW BGGÜ ABL GEO KLÄ DEP BFWG PV WIND Abb. 12: Vergleich der Produktionskosten Regenerative 23 für das BAU-Szenario und Installation der Regenerativen entsprechen Variante A für die Basisjahre (Quelle: eigene Analyse) (BFL.. Biomasse flüssig, BGMA..Biogas Maissilage, BFHI.. Biomasse fest Hackgut, Industrieabfälle, BFCO.. Biomasse fest Cofiring, BFBA.. Biomasse fest biogene Abfälle, BGKW.. Biogas Gülle KWK, ABL.. Ablauge, GEO.. Geothermie, KLÄ.. Klärgas, DEP.. Deponiegas, BFWG.. Biomasse fest wärmegeführt, PV.. Photovoltaik, WIND.. Windkraftwerke) Die Produktionskosten der regenerativen Energieträger im Jahre 23 liegen bei Vergleich der verschiedenen Ausgangsjahre für die Berechnung zwischen 42 und 436 Mio. Euro (Abb. 12). Die Schwankungen ergeben sich überwiegend aufgrund der schwankenden Produktion aus Windkraft. 3.2 Auswirkungen der Einbindung regenerativer Energieträger Nachfolgend sind die Ergebnisse bzgl. der Stromproduktion für das Jahr 23 (Basisjahr 22) für verschiedene Nachfrageszenarien dargestellt. Es wurde auch die Auswirkung auf die Wasserkraftproduktion durch die Wasserrahmenrichtlinie der EU mit einem eigenen Fall in der Analyse berücksichtigt. Für die Szenarien (BAU, BAU_WRL) ist der Einsatz der Wärmekraftwerke zur Abdeckung der zusätzlichen Nachfrage gegenüber den Szenarien (NH, NH_WRL) notwendig. Die Analyse zeigt aber auch, dass für die NH-Szenarien nicht gänzlich auf Wärmekraftwerke verzichtet werden kann. Die Ursache liegt bei den fluktuierenden alternativen Energieträgern, deren Produktionsausfall durch jederzeit Seite 9 von 14

10 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 einsetzbare Wärmekraftwerke abgedeckt werden muss und der Wärmenachfrage. Gesamte Elektrizitätsproduktion [GWh/a] IMP SPEICHER WÄSP WÄML WÄGL REG LAUF_KLEIN LAUF_GROSS PUMP ILV_GES BAU BAU_WRL NH NH_WRL -2 Abb. 13: Gesamte Elektrizitätsproduktion 23 (Basisjahr 22, unterschiedliche Nachfrageszenarien) (Quelle: eigene Analyse) (IMP.. Importe, Speicher.. Speicherkraftwerke Wasser, WÄSP.. kalorische Spitzenlastkraftwerke, WÄML.. kalorische Mittellastkraftwerke, WÄGL.. kalorische Grundlastkraftwerke, REG.. regenerative Kraftwerke ohne Wasserkraft, LAUF_KLEIN.. Kleinwasserlaufkraftwerke, LAUF_GROSS.. Grosswasserlaufkraftwerke, PUMP.. Pumpspeicherung, ILV_GES.. gesamter Inlandsstromverbrauch) Regenerative Elektrizitätproduktion [GWh/a] BIO_FLÜSSIG BIOGAS_MAISSILAGE BIOFE_HIND BIOM_FEST_COFIR BIOM_FEST_BABFL BIOGAS_KWK BIOGAS_GÜLLE ABLAUGE GEOTHERMIE KLÄRGAS DEPONIE BIOFE_WGF PV WIND BAU BAU_WRL NH NH_WRL Abb. 14: Produktion aus regenerativen Energieträgern ohne Wasserkraft für 23 (Basisjahr 22, unterschiedliche Nachfrageszenarien) (Quelle: eigene Analyse) (BIO_FLÜSSIG.. Biomasse flüssig, BIOFE_HIND.. Biomasse fest Hack- und Industriegut, BIOM_FEST_COFIR.. Biomasse fest Cofiring, BIOM_FEST_BABFL.. Biomasse fest biogene Abfälle, BIOGAS_KWK.. Biogas Gülle KWK, BIOGAS_GÜLLE.. Biogas Gülle, BIOFE_WGF.. Biomasse fest Wärmegeführt, PV.. Photovoltaik) Seite 1 von 14

11 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 Aus der Abbildung 14 ersieht man, dass die Einbindung der regenerativen Energieträger ohne Wasserkraft zu 99 % für die BAU-Szenarien möglich ist, während für die NH-Szenarien die regenerativen Energieträger mit den höchsten kurzfristigen Stromgestehungskosten teilweise nicht mehr zum Einsatz kommen. Veränderung Produktion Regenerative gegenüber Fall BAU 23 5 BAU_WRL NH NH_WRL -5 [GWh/a] PUMP LAUF_GROSS LAUF_KLEIN WIND REG SPEICHER Abb. 15: Vergleich der Produktion aus regenerativen Energieträgern für die verschiedenen Nachfrageszenarien (BAU_WRL, NH, NH_WRL) gegenüber BAU im Jahr 23 (Basisjahr 22) (Quelle: Eigene Analyse) (PUMP.. Pumpspeicherung, LAUF_GROSS.. Wasserlaufkraftwerke groß, LAUF_KLEIN Wasserlaufkraftwerke klein, WIND.. Windkraftwerke, REG.. sonstige regenerative Kraftwerke, SPEICHER.. Wasserspeicherkraftwerke) Abbildung 15 zeigt die Reduktion der Produktion der Wasserkraftwerke durch die Wasserrahmenrichtlinie der EU. Weiters erkennt man, dass für die NH-Szenarien die sonstigen Ökostromanlagen nicht voll eingesetzt werden können (reduzierte Produktion um bis zu 8 GWh/a). Im Fall NH_WRL kann man aber durch die sonstigen Ökostromanlagen einen Teil der Ausfälle der Wasserkraftwerke kompensieren. Die auftretenden Spitzen bei der Windkraftproduktion im Osten werden für die NH-Szenarien über vermehrten Einsatz der Pumpspeicherkraftwerke abgefangen und erhöhen insgesamt die Produktion der Speicherkraftwerke um 15 GWh/a. Bedingt durch die Wasserrahmenrichtlinie wird sich also die Produktion aus Laufwasserkraftwerken 23 um 19 GWh/a reduzieren. Aufgrund der geringeren Wasserentnahme aus den Zuflüssen zu den Speichern und der geringeren erlaubten Schwalländerungen bei den Speicherkraftwerken sinkt die Produktion aus den Speicherkraftwerken nach der Analyse um 26 GWh/a. Die Pumpspeicherung steigt hingegen um 23 GWh/a für die NH-Szenarien an. Aus der Abbildung 16 ersieht man, dass sich bedingt durch die Wasserrahmenrichtlinie die Exporte und die Importe aus dem Gebiet 2 (Westen Österreich) in das Gebiet 1 (Osten Österreich) gegenüber den Fällen ohne Wasserrahmenrichtlinie reduzieren. Für die Fälle mit dem NH-Szenario wird Österreich wieder zu einem Stromexportland. Seite 11 von 14

12 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 Veränderung Importe / Exporte / Importe G1_G2 gegenüber Fall BAU [GWh/a] IMP EXP IMP_G1_G2-1 BAU_WRL NH NH_WRL -2-3 Abb. 16: Vergleich der Importe / Exporte für Österreich und der Importe aus dem Gebiet 2 (Westen) in das Gebiet 1 (Osten) für das Jahr 23 für verschiedene Nachfrageszenarien (BAU_WRL, NH, NH_WRL) gegenüber BAU (Quelle: eigene Analyse) (IMP.. Importe nach Österreich, EXP.. Exporte aus Österreich, IMP_G1_G2.. Importe aus dem Gebiet 2 in das Gebiet 1) 1,,8,6,4,2, P/P_N JÄNNER FEBRUAR -,2 -,4 DELTA_PUMP DELTA_SPEICHER WIND EXP ILV DELTA_WÄRME Abb. 17: Nachhaltigkeitsszenario Leistungsverhältnis P/P_N bzgl. Produktionsänderungen (Pumpspeicherung DELTA_PUMP, Speicherkraftwerksproduktion DELTA_SPEICHER, Wärmekraftwerksproduktion DELTA_WÄMRE) in Gebiet 1 durch die eingesetzten Ökostromanlagen im Zeitraum ( ) Basisjahr 22 und Variante A für die regenerativen Energieträger (Quelle: Eigene Analyse) Seite 12 von 14

13 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 In Abbildung 17 wird ein Beispiel für die Produktionsänderungen durch den Einsatz der Ökostromanlagen für das Nachhaltigkeitsszenario im Gebiet 1 (Osten Österreichs) gezeigt. Interessant ist in der analysierten Woche der 27. Jänner 23 wo in den frühen Morgenstunden eine hohe Produktion aus Windkraftanlagen vorliegt (siehe Pfeil). Bedingt durch die hohe Produktion aus den Windkraftanlagen wird die Produktion aus den Wärmekraftwerken und Speicherkraftwerken gedrosselt. Die Pumpspeicherung wird zur Speicherung der derzeit nicht benötigten elektrischen Energie eingesetzt und die nicht in Gebiet 1 speicherbare Energie wird in das Gebiet 2 (Westen Österreichs) exportiert. Sehr schön kann man aus der Abbildung 17 erkennen, dass die Produktion aus Wärmekraftwerken in diesem Zeitraum um 5 bis 22 % während der Woche sich reduziert. Abschließend werden die Maximum der Analysen pro Jahr dargestellt, welche die zuvor erläuterten Ergebnisse nochmals zusammenfassen. Produktion aus Ökostromanlagen (ohne Wasserkraft) 5573 GWh/a (27) GWh/a (23) Pumpspeicherung Gebiet 1: + 29% Gebiet 2: + 6% Speicherkraftwerke Gebiet 1: + 9 % Gebiet 2: + 1% Wärmekraftwerke Gebiet 1: - 6% Gebiet 2: - 4% 4 Schlussfolgerungen Die Analyse der unterschiedlichsten Fälle für die Einbindung der regenerativen Energieträger hat gezeigt: Eine Einbindung der regenerativen Energieträger ist in Österreich möglich und Ökostromanlagen können einen Beitrag zur Reduktion der Treibhausgase leisten. Es werden vor allem die regenerativen Energieträger Wind, Feste Biomasse, Biogas und Wasserkraft aufgrund ihrer technischen und wirtschaftlichen Kriterien eingesetzt. Die Produktion aus regenerativen Energieträgern reduziert den Einsatz von Wärmekraftwerken, wobei der Wärmekraftwerkspark der Zukunft aus mittleren und kleineren Anlagen bestehen sollte, welche durch eine höhere Flexibilität gekennzeichnet sind. Der Einsatz der Ökostromanlagen reduziert die Produktionskosten gegenüber dem Fall, dass keine neuen Ökostromanlagen gebaut werden aufgrund der Tatsache dass die Preise für die fossilen Energieträger in Zukunft stark steigen werden und die Nachfrage durch konventionelle Kraftwerke abgedeckt werden muss. Insbesondere wird aufgrund der günstigen Stromgestehungskosten der Ausbau der Windenergie in Österreich weiterhin forciert werden. Diese bedingt aber, um kurzfristige Überkapazitäten, die durch die Windkraftproduktion bedingt sind, speichern zu können, dass das Netz eine entsprechende Verstärkung erfährt. Seite 13 von 14

14 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 29 5 Literatur Eder Hannes, Regenerative Stromproduktion in Österreich Möglichkeiten und Grenzen, Dissertation, Arbeitsversion, TU Wien, Energy Economic Group, 28 Quaschning Volker, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, VDI Verlag, Düsseldorf 2 BmfWA, E. V. A. (23), Erneuerbare Energie in Österreich Energie Control GmbH (27), Ökostrom Energie Control GmbH (21), Internet: Ökostrom: Potential und Technologien, Haas Reinhard, Berger Martin, Kranzl Lukas (21), Strategien zur weiteren Forcierung erneuerbarer Energieträger in Österreich unter Berücksichtigung des EU-Weissbuches für erneuerbare Energien und der Campaign for Take Off, Endbericht, Energy Economics Group, TU Wien, [Haas et al., 21] Haas Reinhard, Resch Gustav, Lopez-Polo Maria Assumpico (24), Investment costs for Renewables worldwide until 23, Draft Summary, IAE Lechner Herbert, Lackner Martin, Nemestothy Kasimir, Ritter Herbert, Simader Günter, Starzer Otto, Veigl Andreas, (23), Machbarkeitstudie 4% Ökostrom bis 28 fokkusiert auf den Beitrag von Biomasse-KWK-Anlagen (> 5 MWth), Endbericht E. V. A. IG Wind (4/24), Windenergie Fakten Internet: Resch Gustav, (25) Dynamic cost-resource curves for electricity from renewable energy sources and their application in energy policy assessment, Dissertation, TU Wien, Energy Economic Group Seite 14 von 14