EnergyLab East. Energiewende in der Region Ostösterreich mit hoher Nutzung erneuerbarer Energie

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1 EnergyLab East Energiewende in der Region Ostösterreich mit hoher Nutzung erneuerbarer Energie 10. IEWT Februar 2017 Wien Georg Lettner, Bettina Burgholzer

2 Agenda Projektdaten Motivation Ausgangslage Quantitative Szenarienanalyse Herausforderungen und Schlussfolgerungen

3 Projektdaten EnergyLab East - Energiewende in der Region Ostösterreich mit hoher Nutzung von erneuerbarer Energie Sondierungsprojekt im Rahmen der 1. Ausschreibung Vorzeigeregion Energie des Klima- und Energiefonds Dauer der Sondierungsphase: Juli 2016 bis Juni 2017 Projektvolumen Sondierungsphase: rund ,

4 Motivation

5 Motivation Die drei Säulen nachhaltig, sicher, leistbar sind Prämissen für unser Handeln Wir entwickeln multiplizierbare, innovative, Unternehmensübergreifende, massentaugliche, nutzen- und mehrwertstiftende Ansätze der Energiewende Wir demonstrieren deren praktische, großflächige Umsetzbarkeit in Ostösterreich Wir treiben die Erreichung der europäischen und nationalen Energieund Klima-Ziele voran Wir machen Energieanwender zu Partnern der Energiewende und schaffen dadurch gesellschaftliche Akzeptanz Wir vertiefen die trilaterale Kooperation zwischen Energieversorger/- verteiler, Verwaltungen und Agenturen Wir geben maßgeblichen Input zur Gestaltung der Markt- und Wettbewerbsregeln an die Entscheidungsträger der Politik

6 Status quo der EnergyLabEast-Region Anteil erneuerbarer Energieträger Burgenland Niederösterreich Wien Haushalte 68,7% 54,0% 11,5% Industrie 53,6% 38,6% 11,7% Dienstleistungen 80,0% 57,1% 15,0% Landwirtschaft 40,2% 46,8% 26,9% Verkehr 8,8% 9,1% 8,4%

7 Annahmen und Szenarien Geografischer Umfang: Zentraleuropa mit Fokus auf NÖ, W & BGLD Installierte Kapazitäten thermischer und erneuerbarer Energie (EE): 2030-Vision 3 (Quelle: ENTSO-E, TYNDP 2016): für die überregionale und regionale Einflussregion (EU & AT) Energiestrategien der Länder für die Projektregion (ELE) Szenarien: (A) 2015: Status Quo (B) 2030: Referenzszenario (keine E-Speicher) (C) 2030: Speicherkapazität 1h(i), 6h(ii), 12h(iii) und 24h(iv) bei 75MW Speicherleistung (D) 2030: Speicherleistung 75MW(i), 200MW(ii) und 500MW(iii) mit 6h Speicherkapazität (E) 2030: Minimierte Erneuerbaren Abregelung und 500MW/6h-Speicher (F) 2030: Minimierte Ex-/Import-Lastfluss und 500MW/6h-Speicher

8 Stromsektor: Erzeugungs-, Last-, Preis- und Import-/Export-Kurven der ELE-Region Erzeugung bzw. Verbrauch (in GWh/h) EUR/MWh NSE Import PHS turb Wind PV Gas Coal Lignite Oil OtherNonRES OtherRES Nuclear RoR PHS pump Export Last Preis

9 ELE->X (GWh/h) Stromsektor: Import-/Export-Jahresdauerlinie und Anteil erneuerbarer Energie an der Stromerzeugung in der ELE- Region ,5 2,5 1,5 0,5-0,5-1,5 In Exportzeiten sind ~20% der Heizstunden ergibt sich in der ELE-Region durchschnittlich ein EE-Anteil der Erzeugung von ~82% werden ~0,5 TWh exportiert Durchschnittliche Strompreise: ~30 EUR/MWh In Importzeiten sind ~80% der Heizstunden ergibt sich in der ELE-Region durchschnittlich ein EE-Anteil der Erzeugung von ~59% werden ~4,9 TWh importiert Durchschnittliche Strompreise: ~36 EUR/MWh 120% 100% 80% 60% 40% 20% EE-Anteil Stromflüsse in die Projektregion -2,5 0% EE-Anteil 2015 Die ELE-Region spielt im europäischen Übertragungsnetz eine wichtige Rolle als Transitknoten (= Energieflüsse von Polen und Tschechien über Österreich nach Süddeutschland). Es werden gemessen am elektrischen Endverbrauch etwa 2% exportiert und 20% importiert. Durchschnittliche Strompreise: ~35 EUR/MWh Angenommene Heizperiode:

10 ELE->X (GWh/h) Vergleich 2015(A) zum Referenzszenario 2030(B) der Import-/Export-Kurven der ELE-Region 4,5 3,5 2,5 1,5 0,5-0,5-1,5-2,5 In Exportzeiten im Referenzszenario 2030 sind ~47% der Heizstunden ergibt sich in der ELE-Region durchschnittlich ein EE-Anteil der Erzeugung von ~95% werden ~4,9 TWh exportiert Durchschnittliche Strompreise: ~39 EUR/MWh In Importzeiten im Referenzszenario 2030 sind ~53% der Heizstunden ergibt sich in der ELE-Region durchschnittlich ein EE-Anteil der Erzeugung von ~83% 20% werden ~3,2 TWh importiert Durchschnittliche Strompreise: ~44 EUR/MWh 0% % 100% 80% 60% 40% EE-Anteil Stromflüsse in die Projektregion 2030 Referenz EE-Anteil 2015 EE-Anteil 2030 Referenz 2015 Es erfolgt eine Zunahme der Flüsse aus der Region (max 4,3GW) und in die Region (max 2,1GW) Energetisch steigen die Exporte um 4,4 TWh im Vgl. zu 2015 bzw. auf 20% gemessen am Endverbrauch, die Importe sinken um 1,7 TWh bzw. auf 13%. Durchschnittliche Strompreise: ~41 EUR/MWh

11 Szenario 2030 (D iii) : 500MW/6h-Speicher - Stündliche Stromflüsse & Jahresdauerlinie ELE->X (GWh/h) 4,5 3,5 2,5 1,5 0,5-0,5-1,5-2,5 In Exportzeiten im 2030 Szenario (D iii) sind ~47% der Heizstunden ergibt sich in der ELE-Region durchschnittlich ein EE-Anteil der Erzeugung von ~96% werden ~4,7 TWh exportiert Durchschnittliche Strompreise: ~39 EUR/MWh Potential für Sektorenkopplung: PtH, PtG, PtProducts, PtWeel,.. 40% In Importzeiten im 2030 Szenario (D iii) sind ~53% der Heizstunden ergibt sich in der ELE-Region durchschnittlich ein EE-Anteil der Erzeugung von ~82% 20% werden ~3,2 TWh importiert Durchschnittliche Strompreise: ~43 EUR/MWh 0% MW/6h EE-Anteil 2030 Referenz MW/6h % 100% 80% 60% EE-Anteil Stromflüsse in die Projektregion Durchschnittliche Strompreise: ~41 EUR/MWh Angenommene Heizperiode:

12 Herausforderungen und Schlussfolgerungen Aus systemischer Sicht haben elektrische Stundenspeicher nur einen geringen Einfluss auf die Export/Import-Saldi. Gründe dafür: Gemäß Modell wird der Speicher rein ökonomisch eingesetzt (Minimalkostenzielfunktion). Eine saisonale Speicherung von erneuerbarer Stromerzeugung (z.b. Wasserkraft und PV) ist nicht möglich. Jedoch sind elektrische Stromspeicher wichtige Komponenten für: Spannungsqualität Systemdienliche Anwendungen (z.b. positive und negative Regelleistungsbereitstellung) Geschäftsmodelle z.b. PV Eigenverbrauch Verringerung von Netzausbaumaßnahmen GWh/h 2,5 2 1,5 1 0,5 0 stündlicher Wind+PV Gradient

13 Herausforderungen und Schlussfolgerungen Was braucht es. Maßnahmen zur Zielerreichung des Ausbaus erneuerbarer Ressourcen (z.b. Geschäftsmodelle für lokale Nutzung, wie Direktvermarktung von Wind, PV Eigenverbrauch) Optimierung der Nutzung von erneuerbar erzeugtem Strom durch Sektorenkopplung Anwendungskonzepte für PtX Technologien, z.b. PtH Antikorrelation von Heiztage und Dargebot, Strom-EE-Anteilreduzierung durch Erhöhung des Stromverbrauchs Strategien für die Erhöhung des erneuerbaren Anteils in unterschiedliche Sektoren (Haushalte, Industrie, Verkehr, )

14 GEORG LETTNER Technische Universität Wien Institut für Energysysteme und elektrische Antriebe Energy Economics Group EEG Gußhausstraße / E Wien, Austria [T] [F] [E] lettner@eeg.tuwien.ac.at [W]