I N F O R M A T I O N

Transkript

1 I N F O R M A T I O N zur Pressekonferenz mit Landesrat Rudi Anschober DI Hubert Fechner, MAS, MSc (FH Technikum Wien) und Eva Hauser, M.A. (Institut für ZukunftsEnergieSysteme Saarbrücken) 26. Juni 2012 zum Thema "Märchen vom teuren Solarstrom widerlegt! Neue internationale Studie im Auftrag des Landes OÖ beweist: Ausbauboom bei Photovoltaik senkt Strompreise und reduziert Atomstromimporte"

2 LR Rudi Anschober Seite 2 Märchen vom teuren Solarstrom widerlegt! Neue internationale Studie im Auftrag des Landes OÖ beweist: Ausbauboom bei Photovoltaik senkt Strompreise und reduziert Atomstromimporte Heute wird ohne echte Sachbegründung behauptet, dass die Energiewende die Strompreise um 25 Prozent erhöht. Das ist Panikmache. Eine von Energie- Landesrat Rudi Anschober in Auftrag gegebene Studie beweist in einem wichtigen Teilbereich bei Solarstrom sogar das Gegenteil: Der Ausbauboom bei Solarstrom führt in Deutschland bereits heute zu deutlichen Verringerungen der Preise an den internationalen Strombörsen. Ein Nachziehen Österreichs auf deutsches Niveau kann diesen Effekt zusätzlich verstärken. Zusätzlich ist der Ausbau ein wirksames Mittel gegen den Import von Atomstrom. Energie-Landesrat Rudi Anschober hat beim Technikum Wien und dem Institut für ZukunftsEnergieSysteme in Saarbrücken (IZES) eine Studie über die Auswirkungen eines massiven Ausbaus der Photovoltaik (PV) auf den Preis auf den Strombörsen in Auftrag gegeben. Das Ergebnis ist höchst erfreulich: Schon jetzt senkt der Boom bei Photovoltaik in Deutschland die Preise auf den Strombörsen massiv. Wird Österreich deutsches Niveau beim Ausbau der PV erreichen, dann wird diese Kostendämpfung weiter verstärkt. Der Ausbau von PV ist somit nicht nur eine ökologische Notwendigkeit, sondern eine Chance für geringere Preise an den Strombörsen. Österreich muss daher PV massiv forcieren! Solarstrom enormer Nachholbedarf in Österreich International ist Österreich nicht bei den führenden Ländern, pro Kopf wurde 2011 in Deutschland 10 mal soviel Photovoltaikleistung ans Netz gebracht. Auch das nur wenig bevölkerungsstärkere Belgien hat im letzten Jahr etwa 10 mal mehr Photovoltaikleistung installiert als Österreich.

3 LR Rudi Anschober Seite 3 Pro Einwohner wurden 2011 in Österreich 20,9 Watt ans Netz gebracht, in Deutschland 302,8 Watt pro Kopf, in Tschechien 185,4 W, in Belgien 183,5 W, in der Slowakei 85,1 W und in Slowenien 39,6 W. Solarstrom senkt bereits heute die Preise auf den Strombörsen! Dem Szenario liegt die Idee zugrunde, sich am fortgeschrittenen Ausbau der PV in der BRD zu orientieren. Dazu wird die pro Kopf installierte Leistung in Deutschland auf die Einwohnerzahl Österreichs projiziert. Ende April 2012 beläuft sich die installierte PV-Leistung in der BRD auf 26,6 GWp. Deutschland besitzt mit knapp 82 Millionen annähernd zehnmal so viele Einwohner wie Österreich mit etwa 8,4 Millionen. Daher wird (vereinfachend aufgerundet) eine in Österreich installierte PV- Leistung von 3 GWp angenommen. Die Annahme wurde bewusst deutlich höher als das Ausbauziel im ÖSG für 2020 (mit 1,2 GWp) gewählt, um einen noch ambitionierteren PV-Ausbau zu beleuchten und daraus entstehende Folgen für bestehende Kraftwerke und den Strombörsenpreis eventuell ausgeprägter erkennen zu können. Die Studie will unter Beachtung verteilungspolitischer Aspekte - beleuchten, welche potentiellen Auswirkungen auf den Kraftwerkspark und den Strommarkt auftreten können. Dabei sollen die an den Auswirkungen des unterstellten PV-Zubaus eventuell beteiligten Akteure berücksichtigt werden. Die täglich maximale PV-Einspeisung korreliert mit den Tageslastspitzen zur Mittagszeit und verdrängt Spitzenlastkraftwerke mit hohen variablen Kosten. Dadurch nähert sich das Niveau der Peak-Preise dem der Base- Preise an, folglich sinkt der Börsenpreis in diesem Zeitraum. Ein verstärkter Zubau von PV-Anlagen in Österreich hätte den prinzipiell gleichen Effekt zur Folge. Daher wird zuerst der durch die in Deutschland installierte PV-Leistung induzierte, bereits zu beobachtende Effekt auf

4 LR Rudi Anschober Seite 4 den EPEX-Preis dargestellt und anschließend eine Folgenabschätzung für eine unterstellte installierte PV-Leistung von 3 GWp in Österreich abgeleitet. In einer Studie für den Bundesverband Solarwirtschaft hat das IZES (2012) die oben beschriebenen Auswirkungen der in den letzten Jahren stark angestiegenen PV-Einspeisung in Deutschland auf den Börsenpreis untersucht. Dafür wurden die stundenspezifischen Durchschnitte der Peak-Preise jeweils jahresweise mit den Base-Preisen an der EPEX-Strombörse 1 verglichen. Neben den längerfristigen Preisentwicklungen auf den Rohstoffmärkten (Gas und Kohle) und deren Verhältnis zueinander wurde auch die Höhe der Nachfragelast bei der Bewertung der Ergebnisse berücksichtigt. In einem weiteren Schritt wurden die auf die PV-Einspeisung zurückzuführenden Einsparungen im Großhandel, vor allem im day-ahead-handel 2 an der EPEX, abgeschätzt. Die Preise des börslichen day-ahead-marktes sind auch maßgebend für außerbörsliche Geschäfte wie sie in OTC- und Futures-Märkten vollzogen werden. Die auf die PV zurückführende preissenkende Wirkung wirkt sich demnach auch auf diese Handelsoptionen aus. Die Nachfrage nach Strom, im Folgenden auch vereinfachend Last genannt, zeichnet sich durch typische, sich im Jahresrhythmus wiederholende Muster aus. Ein besonderes Merkmal ist der unterschiedliche Lastverlauf zwischen Wochen- und Wochenendtagen sowie zwischen Nacht- und Tagesstunden. Dabei wird der durchschnittliche Börsenpreis in der laststärkeren Tageszeit als Peak- Preis (8 Uhr 20 Uhr) und der durchschnittliche Preis über den gesamten Tagesverlauf (0 Uhr 24 Uhr) als Base-Preis bezeichnet. In Abbildung 1 ist die Last in Deutschland im Jahr 2010 für die Winter-, Übergangs- und Sommerzeit dargestellt, deren Verlauf jeweils als typisch 1 Die EPEX ist ein Spotmarkt für den Handel von kurzfristig lieferbaren Strommengen für Deutschland, Frankreich, Österreich und die Schweiz. 2 Der day-ahead-handel an der EPEX umfasst den Handel von Strommengen für den folgenden Tag der Auktion.

5 LR Rudi Anschober Seite 5 angenommen werden kann. Dabei fallen die in allen Zeiträumen auftretende Mittagsspitze und die besonders in den Wintermonaten ausgeprägte Abendspitze auf. Abbildung 1: Lastverlauf in Deutschland 2010 (eigene Darstellung auf Basis der Daten von entsoe) Der Verlauf des Börsenpreises folgt unter der Annahme, dass sich das kurzfristige Angebot an konventioneller Erzeugungsleistung nicht ändert, im Wesentlichen dem der Last. Die Ursache liegt in der Einsatzreihenfolge der Kraftwerke (Merit-Order), geordnet nach den Grenzkosten der Stromerzeugung (Brennstoffpreise plus Emissionszertifikate-Preis). Der Börsenpreis ergibt sich aus dem Schnittpunkt der Merit-Order und der Nachfrage, die vereinfacht als vertikale Gerade über der entsprechenden Last einzutragen wäre. 3 Strom aus erneuerbaren Energien genießt nach deutschem EEG einen Einspeisevorrang und eine Abnahmevergütungspflicht, daher wird deren Erzeugung unlimitiert 4 im day-ahead-markt veräußert. Infolgedessen verschiebt sich die Merit-Order um die angebotene EE-Leistung nach 3 Die Last kann unter der Annahme einer vollständig unflexiblen Strom-Nachfrage als vertikale Gerade eingezeichnet werden.

6 LR Rudi Anschober Seite 6 rechts und der Schnittpunkt von Nachfragekurve und Angebotskurve liegt niedriger, d.h. der Börsenpreis sinkt (Merit-Order-Effekt). 5 Abbildung 2: Merit-Order der konventionellen Kraftwerke für Deutschland in 2011 Da die maximale Einspeisung von PV-Anlagen immer zu den Tagesstunden anfällt, in denen (zur Mittagsstunde) die Last ein sehr hohes Niveau erreicht, wird ein Teil der teuren Spitzenlastkraftwerkskapazität verdrängt. Übertragen auf die Preisbildung nach der Merit-Order-Theorie hat dies einen sinkenden Börsenpreis zu Folge. Eine beispielhafte Betrachtung für die zweite Jahreshälfte von 2011 bestätigt diese These (siehe Abbildung). Trotz einer sehr hohen Last in den Mittagsstunden ist keine deutliche Preisspitze zu erkennen. Die Preissenkungen werden allerdings nicht zwingend an die Endkunden, respektive die Zahler der EEG-Umlage, weitergereicht. Profiteure sind vielmehr industrielle Großkunden, die 4 "Unlimitiert bedeutet in diesem Fall zu dem technisch niedrigsten Preis. In seltenen Fällen kann sich dadurch ein negativer Börsenpreis ergeben.

7 LR Rudi Anschober Seite 7 ihren Strom am Großhandelsmarkt beziehen, wo sich der preisdrückende PV-Einspeisungseffekt direkt auswirkt. Aufgrund der im EEG verankerten Besonderen Ausgleichsregelung können stromintensive Betriebe (mit einem Stromkostenanteil von mindestens 14 % an der Bruttowertschöpfung) von einer weiteren Vergünstigung profitieren. Ab einer jährlichen Stromabnahme von 1 GWh werden sie verbrauchsbezogen zu prozentualen Anteilen von der Umlagepflicht befreit. Der minimale Umlagesatz beträgt mit 0,05 ct/kwh nur noch rund 1,4 % der vollen Umlage. Eine weitere Folge der Glättung der Preisspitze ist die Annäherung des Peak-Preises an den Base-Preis. Abbildung 3: Durchschnittliche PV-Einspeisung und stündliche EPEX-Durchschnittspreise für die Monate Juli-Dezember 2011 Vergleicht man das Verhältnis der Stundenmittelwerte in den Peakstunden mit dem jährlichen Durchschnittswert des EEX- Spotmarktes in den vergangenen Jahren, fällt auf, dass sich das traditionelle Peak-Base-Preisverhältnis verschoben hat (siehe Abbildung 4). Die in 2007 und 2009 noch stark ausgeprägte Spitze des Peak- 5 Eine mögliche Interpretation ist, dass die Strommenge der EE die Nachfrage nach Strom aus konventionellen Kraftwerken verringert und der erzielte Gleichgewichtspreis auf der Börse dadurch sinkt.

8 LR Rudi Anschober Seite 8 Preises im Vergleich zum jährlichen Durchschnittspreis hat sich 2011 stark abgeflacht und ist kaum noch auszumachen. Während die Windeinspeisung im Tagesverlauf sehr stochastisch verläuft, hat die PV- Einspeisung ein charakteristisches Profil und die Einspeisung fällt mit der Mittags-Lastspitze zeitlich zusammen (vgl. Einspeiseverlauf in Abbildung). Dies erklärt ein Teil der Abflachung, besonders vor dem Hintergrund der steigenden installierten PV-Leistung der beobachteten Jahre (2007: 4,2 GWp, 2009: 9,9 GWp, 2011: 24,4 GWp, 2012: 26,6 GWp). 6 Berücksichtigt man bei dieser Betrachtung die Entwicklung der Gas- und Kohlepreise und deren Verhältnis zueinander, ist hier kein signifikanter Zusammenhang zu erkennen, der den Trend der Annäherung des Peak- Preises an den Base-Preis erklären würde (IZES 2012, S. 22f.). Damit ist ein Einfluss der unterschiedlichen Einsatzweisen von Kohle- (Mittel- und Grundlast) und Gaskraftwerken (Spitzenlast) und der entsprechenden Rohstoffpreisentwicklung sehr unwahrscheinlich. 170% Verhältnis der Stundenmittelwerte der Peak-Stunden zum jährlichen Durchschnittswert des EEX-Spotmarktpreises von 2007 bis Mai % 150% 140% in % 130% 120% 110% 100% 90% 8-9h 9-10h 10-11h 11-12h 12-13h 13-14h 14-15h 15-16h 16-17h 17-18h 18-19h 19-20h Tagesstunde 2011 Jan - Mai 2012 Abbildung 4: Verhältnis der Stundenmittelwerte der Peakstunden zum jährlichen Durchschnittswert des EEX-Spotmarktpreises in den Jahren 2007, und 2012 (bis Mai) 6 Quelle: BMU (2011) und BNetzA (2012)

9 LR Rudi Anschober Seite 9 Die Analyse des kurzfristigen Effektes der PV-Einspeisung auf den Börsenpreis in den vergangenen Jahren hat gezeigt, dass dadurch eine tendenzielle Abflachung der Preisspitzen in den Mittagsstunden und des Peak-Base-Preisverhältnisses zu erklären ist. Dieser Trend hat mit der installierten PV-Leistung in Deutschland zugenommen, speziell nach dem starken Ausbau in den Jahren nach Den PV-Zubau in Deutschland bis 2020 zu prognostizieren ist mit großer Unsicherheit behaftet. Anfang dieses Jahres wurden vermehrt Diskussionen um den Verlauf der Kürzung der Einspeisevergütungen geführt, ein Gesetzesentwurf zur Förderungskürzung innerhalb des EEG wurde jedoch im Mai 2012 vom Bundesrat abgelehnt. Dennoch scheint speziell die PV-Vergütung aufgrund der absolut gestiegenen Fördersumme ein politisches Streitthema zu bleiben, obwohl die spezifische Förderung (pro kw hochgerechnet auf die Förderdauer) stark gesunken ist. Nichtsdestotrotz oder gerade wegen dieser Diskussion um kommende Fördersenkungen wurden bereits in 2012 bis Ende April ca. 2,2 GWp PV- Leistung in Deutschland zugebaut, was in der Gesamtsumme ca. 26,6 GWp ergibt. 7 Die BMU-Leitstudie (Nitsch et al. 2012) rechnet im Szenario 2011 A, ausgehend von dem aktuellen Zielkorridor des EEG, mit einer installierten PV-Gesamtleistung von 53,5 GWp in Nach der Liberalisierung des Stromsektors entstand schrittweise das gemeinsame Handelsgebiet Deutschland/Österreich. Die Unterschiede zwischen EPEX und EXAA bestehen in unterschiedlichen, zeitlichen Handelsschlüssen und Veröffentlichung der Ergebnisse. Dadurch können in der kurzen Frist kleine Preisunterschiede entstehen, allerdings nicht langfristig. 8 Diese Voraussetzungen sind bei der Bewertung des Einflusses von einer unterstellten installierten Leistung von 3 GWp PV in Österreich auf den Strombörsenpreis zu beachten. Durch das 7 In Grau (2012) wird gezeigt, dass die PV-Installationen vor den Wochen einer geplanten Degressionsvergütung stark angestiegen sind. Bei einer Ankündigung von weiteren Vergütungskürzungen sind vor dem Stichtag der geplanten Umsetzung ähnliche Reaktionen zu erwarten. 8 Siehe dazu ein White Paper der EXAA unter: Utilizing_EXAA_vs_EPEX_Price_Differences.pdf

10 LR Rudi Anschober Seite 10 gemeinsame Handelsgebiet ist hinsichtlich des Preises auf den Spotmärkten nicht zwischen in Deutschland und Österreich installierten PV-Anlagen bzw. deren Einspeisung zu unterscheiden. Unter den Bedingungen des vorherrschenden, grenzkostenbasierten Handels- und Preisbildungssystems ist bei einer erhöhten Gesamt-PV-Leistung im österreichisch-deutschen Handelsgebiet eine Verstärkung des in diesem Kapitel beschriebenen Effekts, also eine Abflachung der Mittags- Preisspitzen und eine Annäherung der Peak- und Basepreise, zu erwarten. Vergleicht man die PV-Leistung in Deutschland (ca. 26,6 GWp) mit der unterstellten Leistung von 3 GWp in Österreich, stellt dies etwa zehn Prozent der Gesamtleistung dar. Daher sind die Auswirkungen des unterstellten PV-Ausbaus in Österreich auf den Börsenpreis, isoliert betrachtet, als gering einzustufen. Auch wenn der in Österreich erzeugte Strom aus EE nicht zwangsläufig an den Spotmärkten gehandelt werden muss, reduziert sich dort die Nachfrage um exakt die erzeugte Energiemenge, was gleichbedeutend mit einer Erhöhung des Angebots (mit unlimitiertem Preis) in derselben Höhe ist. Daher sind die Auswirkungen auf den Market-Clearing-Preis auf dem Spotmarkt unabhängig davon, ob der PV-Strom dort gehandelt wird oder nicht, und die genannten Effekte auf den Börsenpreis werden tendenziell verstärkt. Darüber hinaus gelten für beide Länder, Österreich und Deutschland, die gleichen Konsequenzen, was die Refinanzierung von EE-Anlagen über den Börsenpreis bzw. die steigenden, notwendigen Fördersummen aufgrund des niedrigeren Börsenpreises in den Mittagsstunden betreffen. Wie sich der PV-Boom auf den Kraftwerkspark in Österreich auswirken wird und wie stark er die Atomstromimporte ersetzen wird In diesem Abschnitt wird analysiert, welche Auswirkungen auf den bestehenden Kraftwerkspark durch den Zubau der installierten PV- Kapazitäten bis auf 3 GWp zu erwarten sind. Hierbei wird angenommen, dass die Last und die ursprüngliche Erzeugungsleistung auf status quo (Jahresmittelwerte) gehalten werden.

11 LR Rudi Anschober Seite 11 Die Stromerzeugung aus PV findet ohne Nachführung und Südausrichtung von Vormittags bis Nachmittags, mit Nachführung oder Ost-West-Ausrichtung im besten Fall von morgens bis abends statt. Die größte Erzeugungsleistung ist jedoch mittags, wenn die Sonne ihren höchsten Punkt erreicht, zu erwarten. Daher wird der PV-Strom seinen größten Anteil an der Lastabdeckung rund um die Mittagszeit erreichen. Die Analyse der Merit-Order kann hier einen Anhaltspunkt über verdrängte Kapazitäten bieten. Bevor diese Analyse durchgeführt wird, soll dieser Zusammenhang kurz erläutert werden: Die OeMAG setzt einen Fahrplan regenerativen Stroms fest, den die Lieferanten abnehmen müssen. 9 Der restliche Bedarf wird durch Börsenund OTC-Geschäfte abgedeckt. Enthält dieser Fahrplan der OeMAG durch zusätzliche PV-Mengen ein größeres Volumen, sinkt dadurch in den betroffenen Zeitspannen die residuale Strommenge. Durch die Analyse der Merit-Order entsprechender Tage, an denen die PV- Einspeisung relevant gewesen wäre, könnte gezeigt werden, welche Kraftwerke von dieser Nachfrageverschiebung betroffen wären. An dieser Stelle wird darauf hingewiesen, dass dies Kraftwerke sein werden, deren Grenzkosten dicht unterhalb des bisherigen Market Clearing Price gelegen haben. Dies sind bspw. Öl-, Kohle- und Gaskraftwerke. Wasserkraftwerke zeichnen sich durch niedrige Grenzkosten aus, weshalb diese von einem solchen Rückgang der Nachfrage nicht negativ betroffen wären. Theoretisch werden durch die Zunahme der fluktuierenden PV- Einspeisung vermehrt flexible Kraftwerke (z.b. Pumpspeicherkraftwerke) benötigt, die diesen kurzfristig schwankenden Bedarf an Residuallast decken können. Durch die enge Verknüpfung des Marktbereiches der EEX in Deutschland und der EXAA in Österreich besteht eine starke Korrelation

12 LR Rudi Anschober Seite 12 der Strompreise dieser Marktgebiete. Dadurch unterscheiden sich die einzelnen Marktteilnehmer meist auch nicht länderspezifisch. Daher kann angenommen werden, dass sich der oben beschriebene Rückgang der Nachfrage nicht auf ein spezielles Land reduzieren lässt. An einem wolkenfreien Sommertag, der durch eine hohe PV-Einspeiseleistung gekennzeichnet ist, liegt die maximale Einspeiseleistung der hier diskutierten zusätzlichen PV-Kapazitäten in Österreich bei ca. 2,1 GW. 10 Abbildung 4-5 verdeutlicht diesen Zusammenhang. Diese Abbildung stellt den Tagesverlauf der Last am 27. Juni 2011, einem Sommertag mit vielen Sonnenstunden, für den Netzverbund von Österreich und Deutschland dar. Im unteren Bereich wird gezeigt, welcher Anteil der Last durch Wind und Photovoltaik gedeckt wird. Hier sind sowohl die deutschen und österreichischen Windkapazitäten und die entsprechenden PV-Kapazitäten, samt der hypothetischen Kapazitätserweiterung in Österreich, berücksichtigt. Darüber hinaus ist hier die Kapazität der Wasserkraft in Deutschland und Österreich, sowie die Biomasse in Deutschland eingetragen. 11 Mit dem Pfeil, der die Differenz zwischen der Last und dem größten Anteil der regenerativen Erzeugung darstellt, soll verdeutlicht werden, dass durch den Ausbau der österreichischen PV keine Beeinträchtigung im Betrieb der österreichischen Wasserkraft zu erwarten wäre. Selbst an einem Tag mit hoher PV-Erzeugung bestünde zum Zeitpunkt der höchsten PV-Leistung ein Puffer von ca. 44 GW, der aus Kraftwerken mit höheren Grenzkosten als die österreichische Wasserkraft besteht. Dementsprechend ist davon auszugehen, dass bestehende Wasserkraftwerke (zumal dann, wenn ihre Investitionskosten bereits teilweise oder vollständig amortisiert sind) durch ihre Flexibilität und ihre niedrigen Grenzkosten eher zu den Gewinnern der Transformationsphase des Stromsektors zählen sollten. Für Neubauten 9 ÖSG (2012), 37 Abs. 1, Satz 3 10 Nicht 3 GW, da ein Gleichzeitigkeitsfaktor von ca. 0,7 eingerechnet werden muss 11 Saisonspeicher, Schwell-, Laufwasser- und Kleinwasserkraftwerk (Unter der Annahme, dass sämtliche installierte Leistung konstant abgerufen wird) ; APG (2012)

13 LR Rudi Anschober Seite 13 der verschiedenen Typen von Wasserkraftwerken (die nicht in den Genuss einer Förderung für erneuerbare Stromerzeugung fallen) ist eine spezifischere Untersuchung durchzuführen. Der Merit-Order-Effekt der EE kann, sofern das bisherige System des grenzkostenbasierten Strommarktes beibehalten wird, ggf. dazu führen, dass die Refinanzierung solcher Kraftwerke längere Zeit in Anspruch nimmt. Im Rahmen der notwendigen Neugestaltung des Strommarktdesigns ist folglich zu untersuchen, welche Bedeutung neue Wasserkraftwerke (jeweils differenziert nach Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken) als Ausgleichsoptionen für die fluktuierende Erzeugung haben werden und generell zu erforschen, ob und wie die Refinanzierung der notwendigen Ausgleichsoptionen gesichert werden sollte und könnte. Abbildung 4-5: Netzlast im Verbund von Deutschland und Österreich gegenüber der Einspeisung aus PV. 12 und (DE/ + Hypothetischer PV-Leistung in AUT), Wind (DE/AUT), Wasserkraft (DE/AUT) und Biomasse (DE) für einen sonnenreichen Tag mit hohen PV-Erträgen ( ) 13 Der Anteil der Kraftwerke mit Grenzkosten, die über den österreichischen Importpreisen liegen und streng genommen mit berücksichtigt werden müsste, ist in Österreich gering. Zur Vereinfachung werden sie bei dieser Betrachtung vernachlässigt.

14 LR Rudi Anschober Seite 14 Auswirkungen auf die bilanziellen Stromimporte nach Österreich Im Jahr 2011 lag der physikalisch nach Österreich importierte Stromanteil im Verhältnis zum Gesamtbedarf bei 27,5 %. Der Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) unterteilt diesen importierten Graustrom auf Basis der europaweiten Zusammensetzung der Stromerzeugung anteilig nach Erzeugungsarten. Für 2011 lag hier der Anteil der Kernenergie bei 26,7 %. Im Folgenden werden Auswirkungen des angenommenen PV-Ausbaus isoliert auf die österreichischen Stromimporte untersucht. 14 Exemplarisch wurde mit dem 25. Mai 2012 ein Tag mit hohem PV-Dargebot gewählt. An diesem Tag lag die importierte Strommenge über den Tag verteilt bei 36,6 GWh, die bilanzielle Atomstrommenge davon bei 9,8 GWh (siehe Abbildung 4-6) W M in 2000 g e n e m m 1500 S tro rte 1000 rtie o p Im 500 Gesamtimporte Kernenergieanteil Uhrzeit Abbildung 4-6: Nach Österreich importierte Strommenge am Der Anteil der Kraftwerke mit Grenzkosten, die über den österreichischen Importpreisen liegen und streng genommen mit berücksichtigt werden müsste, ist in Österreich gering. Zur Vereinfachung werden sie bei dieser Betrachtung vernachlässigt.

15 LR Rudi Anschober Seite 15 Bei Unterstellung der zugebauten 3 GWp an PV hätten an diesem Tag Importe von insgesamt 17,9 GWh eingespart werden können. Somit wären in Österreich bilanziell 4,8 GWh Kernenergie verdrängt worden (siehe Abbildung 4-7). Dies kommt dem im ÖSG 2012 festgelegten Ziel entgegen, sämtliche Atomstromimporte bis 2015 bilanziell zu entfernen. Erwähnenswert ist überdies der Effekt der ungefähren zeitlichen Kongruenz der Import- und PV-Spitze. Die Importnachfrage ist in den Nachmittagsstunden am höchsten. Dieser Nachfrageberg wird durch den PV-Ausbau so weit abgetragen, dass sich die neue Importspitze in den Nachtstunden befindet, in denen der prozentuale Importanteil zuvor eher gering ausfiel W M in 2000 g e n e m m 1500 S tro rte 1000 rtie o p Im Uhrzeit Verdrängte Importe Verdrängter Kernenergieanteil Residualimporte Residualer Keernenergieanteil Abbildung 4-7: Nach Österreich importierte Strommenge am unter Annahme eines PV-Zubaus von 3 GWp