Notwendigkeit einer 380 kV-Salzburgleitung
Evaluierung des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg
380 kV-SALZBURGLEITUNG Evaluierung des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg Thomas Gallauner Jürgen Schneider
Wien, 2014
AutorInnen Thomas Gallauner (Projektleitung) Jürgen Schneider (inhaltliche Gesamtverantwortung) Lektorat Maria Deweis Satz/Layout Manuela Kaitna
Umschlagphoto © Eyematrix – fotolia.com
Wir danken folgenden ExpertInnen für die Mitarbeit und den Review der Ergebnisse (in alphabetischer Reihenfolge): Univ.-Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Gawlik (TU-Wien) DI Dr. Christine Materazzi-Wagner (E-Control) Mag. Johannes Mayer (E-Control) Mag. Thomas Mördinger (ÖKOBÜRO) Dr. Wolfgang Urbantschitsch (E-Control)
Diese Publikation wurde im Auftrag der Salzburger Landesamtsdirektion erstellt.
Weitere Informationen zu Umweltbundesamt-Publikationen unter: http://www.umweltbundesamt.at/
380 kV-Salzburgleitung – Inhalt
INHALT ZUSAMMENFASSUNG ..........................................................................5 1
EINLEITUNG...........................................................................................9
1.1
Fragestellung .........................................................................................9
1.2
Ziele Salzburg ........................................................................................9
1.3
Globale Herausforderungen...............................................................10
1.4
Schwerpunkte der Evaluierung .........................................................13
1.5
Einbindung externer ExpertInnen .....................................................13
1.6
Aufbau der Evaluierung......................................................................14
2
KLIMAPOLITISCHE NOTWENDIGKEIT .............................................15
2.1
20/20/20-Ziele .......................................................................................15
2.2
Energiestrategie Österreich ...............................................................16
2.3
Ziele für 2030 .......................................................................................17
2.4
Energiefahrplan 2050 ..........................................................................18
2.5
Salzburg 2050 ......................................................................................19
2.6
Welche Bedeutung hat die Salzburgleitung für die Senkung der THG-Emissionen? ..................................................20
2.7
Welche Bedeutung hat die Salzburgleitung für die Erhöhung des Anteiles erneuerbarer Energieträger? .....................20
2.8
Welche Bedeutung hat die Salzburgleitung für die Steigerung der Energieeffizienz? ................................................21
3
ENERGIEPOLITISCHE RAHMENBEDINGUNGEN ............................22
3.1
Netzstabilität ........................................................................................23
3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3
Österreichisches Ringnetzwerk ........................................................24 Aufbau des Netzwerkes ........................................................................26 Ausbau des Netzwerkes .......................................................................27 Geplanter Ausbau .................................................................................27
3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3
Stromaufbringung in Österreich........................................................28 Wie erfolgt die Stromaufbringung in Österreich? ..................................28 Welchen Beitrag leisten die erneuerbaren Energieträger? ...................30 Was sind die Auswirkungen der volatilen Stromeinspeisung aus Erneuerbaren? ...............................................................................37
3.4 3.4.1 3.4.2
Stromspeicher in Österreich ..............................................................40 Wo befinden sich relevante Stromspeicher in Österreich? ...................40 Welche zusätzlichen Speicherpotenziale bestehen in Österreich? ........................................................................................41 Gibt es alternative Speichertechnologien? ...........................................41 Gibt es Alternativen zur Nutzung von Stromspeichern? .......................44
3.4.3 3.4.4
Umweltbundesamt Wien, 2014
3
380 kV-Salzburgleitung – Inhalt
3.5 3.5.1 3.5.2 3.6 3.6.1 3.6.2 3.6.3
Energieaustausch mit dem Ausland .................................................46 In welchem Ausmaß erfolgt derzeit ein Energieaustausch mit dem Ausland? .......................................................................................46 Welche Auswirkungen hat der derzeitige Energieaustausch auf die Übertragungsnetze? ..................................................................48 In welchem Ausmaß ist zukünftig mit einem Energieaustausch mit dem Ausland zu rechnen?.................................50
3.7 3.7.1 3.7.2 3.7.3
Integration volatiler Stromerzeugung ...............................................50 Windkraft ...............................................................................................50 Photovoltaik ...........................................................................................52 Welche internationalen/europäischen Pläne/Strategien bestehen?..............................................................................................54
3.8
Welche alternativen Übertragungstopologien bestehen? ...............54
3.9
Gesetzliche Vorgaben und Verpflichtungen der Netzbetreiber .................................................................................55 Welche nationalen Verpflichtungen bestehen?.....................................55 Welche internationalen Verpflichtungen bestehen?..............................57 Kann der Netzbetreiber ohne die 380 kV-Salzburgleitung seine Verpflichtungen erfüllen? .............................................................59
3.9.1 3.9.2 3.9.3
4
Gewerbliche Verbraucher in Salzburg ..............................................45 Wer sind die relevanten gewerblichen Verbraucher in Salzburg? ..........................................................................................45 Welche Voraussetzungen müssen für Gewerbe- und Industriestandorte gewährleistet sein?..................................................46
4
WIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE..........................................................60
4.1
Welche Auswirkungen hat die Salzburgleitung auf den Wirtschaftsstandort Salzburg? ..................................................60
4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3
Welche Effekte hätte ein Verzicht auf die 380 kVSalzburgleitung? .................................................................................60 Kosten durch Redispatching und Intraday-Handelsstopps ...................61 Kosten durch unzureichende Kuppelleitungen .....................................61 Kosten eines Blackouts .........................................................................64
5
NULLVARIANTE ..................................................................................67
5.1
Ist ein Verzicht mit der klimapolitischen Notwendigkeit vereinbar? ............................................................................................67
5.2
Ist ein Verzicht mit den energiepolitischen Rahmenbedingungen vereinbar? ......................................................68
5.3
Ist ein Verzicht aus wirtschaftlicher Sicht möglich? .......................69
6
LITERATURVERZEICHNIS ..................................................................70
7
RECHTSNORMEN UND LEITLINIEN ..................................................75
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – zusammenfassung
ZUSAMMENFASSUNG Im koalitionären Arbeitsübereinkommen zwischen ÖVP, Grünen und Team Stronach im Bundesland Salzburg (LAND SALZBURG 2013a) für den Zeitraum 2013 bis 2018 hat u. a. den Ausbau der Energieinfrastruktur zum Thema.
koalitionäres Arbeitsüberkommen
Vor dem Hintergrund des derzeit laufenden UVP-Verfahrens zum geplanten Ausbau einer 380 kV Starkstrom-Freileitung (380 kV-Salzburgleitung) findet sich auch der Punkt: „Zur Evaluierung des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg wird die Notwendigkeit der 380 kV-Leitung im Auftrag des Landes wissenschaftlich geprüft. Das Ergebnis soll in das Verfahren einfließen.“ Diese Evaluierung wurde vom Umweltbundesamt mit der vorliegenden Studie durchgeführt. Vereinbarungsgemäß wurden bestimmte Aspekte der geplanten Leitung nicht behandelt, wie etwa die Frage, ob die Leitung als Freilandleitung oder Erdkabel ausgeführt wird, die potenziellen Auswirkungen elektromagnetischer Felder oder die Auswirkungen unterschiedlicher Trassenvarianten auf das Landschaftsbild.
Der Fokus der Studie wurde auf energie- und klimapolitische Notwendigkeiten gelegt. Ausgangspunkt der Analysen war die Vision „Salzburg 2050 klimaneutral. energieautonom.nachhaltig“ (SZBG. LR), in der ein Zielpfad mit ambitionierten Zwischenzielen festgelegt wurde. Diese sind wegweisend und orientieren sich an den Anforderungen, die aus wissenschaftlicher Sicht zur Erreichung des 2 °C-Zieles unerlässlich sind. Zudem sind die Zielsetzungen, insbesondere was das Jahr 2020 betrifft stringenter als die nationalstaatlichen Zielsetzungen. Ein Einschwenken auf einen nachhaltigen Energiepfad mit deutlich sinkenden Treibhausgasemissionen ist vor dem Hintergrund der dramatischen Auswirkungen des Klimawandels zweifelsohne im öffentlichen Interesse. Wesentliche Eckpunkte sind, neben der unabdingbaren deutlichen Steigerung der Energieeffizienz und Anstrengungen zum Energiesparen, eine Forcierung erneuerbarer Energiequellen, um fossile Energieträger sukzessive zu ersetzen. Eine maßgebliche Schlüsselrolle kommt hierbei dem Stromsektor zu, für den – gemäß Energiefahrplan 2050 der Europäischen Kommission (KOM/2011/885) – ein fast vollständiger Ersatz fossiler Energieträger bis zum Jahr 2050 als notwendig angesehen wird. Salzburg sieht in Übereinstimmung damit für das Jahr 2050 eine nachhaltige, vollständig klimaneutrale Energiebereitstellung vor, d. h. eine vollständige Unabhängigkeit von fossilen Brennstoffen.
ambitionierte Klimaziele
Unabhängigkeit von fossilen Brennstoffen
Die erforderliche Umstellung wird ohne massiven Einsatz neuer Technologien nicht gelingen, macht aber auch Veränderungen im Lebensstil der Menschen notwendig. Es ist die Aufgabe und Verantwortung der politischen HandlungsträgerInnen, die unerlässlichen gesellschaftlichen Veränderungen in die Wege zu leiten und zu unterstützen.
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380 kV-Salzburgleitung – zusammenfassung
Stromnachfrage steigt weiter
Zur Darstellung möglicher zukünftiger Entwicklungen wurden u. a. die energiewirtschaftlichen Inputdaten und Szenarien des Umweltbundesamtes sowie Szenarien und Modellierungen aus anderen Quellen herangezogen. Allen Szenarien ist gemeinsam, dass selbst bei sinkendem Gesamtenergieverbrauch die Stromnachfrage steigen wird, unter anderem deshalb, weil Strom z. T. fossile Energieträger (etwa in der Mobilität) ersetzen wird.
Windkraft und Photovoltaik
Unter der Voraussetzung, dass Strom weder aus fossilen Anlagen (mit oder ohne CCS-Technologie1) noch aus Atomkraft bereitgestellt wird, sind die großen Hoffnungsträger Windkraft und Photovoltaik. Diese Technologien besitzen aus heutiger Sicht die größten Potenziale, um den zukünftigen Energiebedarf nachhaltig zu decken (der Wasserkrafterzeugung und der Nutzung von Biomasse sind v. a. ökologische Grenzen gesetzt). Da es sich hierbei allerdings um eine schwankende (volatile) Stromerzeugung handelt, welche kaum steuerbar und nur schwer prognostizierbar ist, ergeben sich technologische Herausforderungen bezüglich der Stromübertragungs- und Speichersysteme.
Schwerpunkte des Berichtes
Unter den oben angeführten Gesichtspunkten wurde die Notwendigkeit der 380 kV-Salzburgleitung hinsichtlich des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg beleuchtet. Hauptaugenmerk wurde dabei auf die Fragestellung gerichtet, ob und in welchem Ausmaß die Errichtung der 380 kV-Übertragungsleitung notwendig ist, um die zusätzliche nachhaltige, aber volatile, Stromerzeugung zu ermöglichen. In diesem Zusammenhang wurde auch auf die internationalen, nationalen und regionalen Gegebenheiten und Anforderungen eingegangen. Die Gewährleistung einer zuverlässigen und sozial verträglichen Stromversorgung, einer ausreichenden Übertragungskapazität sowie wirtschaftliche Aspekte für den Raum Salzburg und das gesamte österreichische Bundesgebiet stellen weitere Themenschwerpunkte dar.
Ringschluss auf 380 kV-Ebene
Zusammenfassend zeigt sich, dass eine zukünftige Energieversorgung, welche maßgeblich auf der Stromerzeugung aus volatilen erneuerbaren Quellen basiert, hohe Anforderungen an die Übertragungsnetze stellt. Die Salzburgleitung stellt dabei einen wesentlichen Teil des zukünftig geplanten Ringschlusses auf der 380 kV-Ebene dar. Dieser Ringschluss weist im Vergleich zu einem anders vermaschten Netz vergleichsweise wenige Leitungskilometer auf. Unterschiedliche Studien zeigen die Notwendigkeit eines ausgebauten Übertragungsnetzes auf 380 kV-Ebene, um die zu erwartenden Übertragungsleistungen zuverlässig bewältigen zu können. Diese Übertragungskapazitäten werden einerseits aufgrund der zunehmenden Ortsunabhängigkeit (über das gesamte kontinentaleuropäische Verbundnetz verteilt) von Stromerzeugung und -verbrauch notwendig. Andererseits allerdings auch deshalb, um nachhaltig erzeugten Strom europaweit effizient speichern und wieder bedarfsgerecht zur Verfügung stellen zu können.
Project of Common Interest
Die 380 kV-Salzburgleitung wurde daher im internationalen Kontext als ein Projekt von gemeinsamem europäischem Interesse (PCI, Project of Common Interest) identifiziert, welches zur Umsetzung des europäischen Strombinnenmarktes und für den geplanten Ausbau der nachhaltigen Stromerzeugung notwendig ist. 1
Carbon Capture and Storage: Reduzierung von CO2-Emissionen durch die technische Abscheidung am Kraftwerk und Einlagerung in unterirdische Lagerstätten.
6
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – zusammenfassung
Auf nationaler Ebene sind die Netzbetreiber verpflichtet, durch den entsprechenden Betrieb und Ausbau der Übertragungsnetze den Anforderungen des europäischen Binnenmarktes nachzukommen sowie die national benötigten Leitungskapazitäten bei Gewährleistung der Versorgungssicherheit zur Verfügung zu stellen. Demand-Side-Management (d. h. die bessere Abstimmung von Stromnachfrage und -erzeugung) wird in den nächsten Jahren nicht das Potenzial zugeschrieben, um den Ausgleich von Stromspitzen über das Übertragungsnetz überflüssig zu machen.
DemandSide-Management
Einer vollständigen Regionalisierung einer nachhaltigen Stromversorgung stehen in den nächsten Jahr(zehnt)en u. a. Probleme bei einer gesicherten, preiswerten Speicherung von (lokal) erzeugtem Strom entgegen. Eine Nicht-Umsetzung der 380 kV-Salzburgleitung würde den notwendigen Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren in Österreich voraussichtlich erschweren und einen ineffizienteren, mit zusätzlichen Kosten und Emissionen verbundenen Einsatz fossiler Kraftwerke bedingen. Aufgrund des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes würde – neben rechtlichen Implikationen – der zunehmende europäische Stromaustausch die österreichischen Netze vermehrt bis an die Grenzen belasten und häufige nationale und internationale Ausgleichsmaßnahmen zur Folge haben. Dies würde weitere Kosten und Emissionen hervorrufen und die Netzstabilität gefährden. Des Weiteren könnte ein mangelnder Ausbau der Übertragungsnetze auch zu wirtschaftlichen und sozialen Konsequenzen führen, da durch eine unzureichende Anbindung an den europäischen Markt, in Verbindung mit den notwendigen Ausgleichsmaßnahmen, langfristig mit einer Steigerung des Strompreises für sämtliche Verbraucher zu rechnen ist.
Umweltbundesamt Wien, 2014
Konsequenzen einer Nicht-Umsetzung
7
380 kV-Salzburgleitung – Einleitung
1
EINLEITUNG
1.1
Fragestellung
Im Rahmen eines Arbeitsübereinkommens wurden die Grundlagen der Zusammenarbeit zwischen ÖVP, Grünen und Team Stronach im Bundesland Salzburg für den Zeitraum 2013 bis 2018 festgelegt (LAND SALZBURG 2013a).
koalitionäres Arbeitsüberkommen
Darin finden sich zum Thema Energie zahlreiche Vorgaben, in welchen u. a. der Ausbau der Energieinfrastruktur behandelt wird. Vor dem Hintergrund des derzeit laufenden UVP-Verfahrens zum geplanten Ausbau der 380 kV-Salzburgleitung finden sich folgende Punkte:
Ausbau der 380 kV-Leitung
„Für die Errichtung von Energieinfrastruktur werden bei der Abwägung öffent-
licher Interessen des Landes Salzburg die Belange des Klima- und Naturschutzes sowie der Ausgleich von Nutzungskonflikten gewissenhaft erhoben und bewertet. Dies gilt auch für die Tauerngasleitung und das eingereichte Projekt der 380 kV-Leitung.“ „Zur Evaluierung des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg
wird die Notwendigkeit der 380 kV-Leitung im Auftrag des Landes wissenschaftlich geprüft. Das Ergebnis soll in das Verfahren einfließen.“ „Das Land Salzburg spricht sich im Fall der Errichtungsnotwendigkeit für eine
Teilverkabelung nach dem neuesten Stand der Technik aus.“ Mit der Evaluierung des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg hinsichtlich der Notwendigkeit der 380 kV-Salzburgleitung wurde das Umweltbundesamt von der Salzburger Landesamtsdirektion beauftragt. Aspekte, die für die Beurteilung von Relevanz sind, umfassen umwelt- und klimapolitische Notwendigkeit, wirtschafts- und energiepolitische Zielsetzungen sowie Fragen der Versorgungssicherheit.
1.2
relevante Aspekte
Ziele Salzburg
Übergeordnete, für die Fragestellung relevante, Zielsetzungen zur Ausrichtung der Salzburger Politik wurden in der Vision „Salzburg 2050 klimaneutral.energieautonom.nachhaltig“ (SZBG. LR) festgehalten. Zur Erreichung dieser ambitionierten Zielsetzungen wurde ein Zielpfad mit entsprechenden Zwischenzielen festgelegt (siehe Abbildung 1).
Umweltbundesamt Wien, 2014
ambitionierte Klimaziele
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380 kV-Salzburgleitung – Einleitung
Zielpfad „Salzburg 2050 klimaneutral.energieautonom.nachhaltig“
Quelle: Szbg. LR, Salzburg 2050
Abbildung 1: Zielpfad „Salzburg 2050 klimaneutral.energieautonom.nachhaltig“.
Es ist festzuhalten, dass die für Salzburg 2050 abgeleiteten Zielsetzungen wesentlich über nationale Ziele und Vorgaben hinausgehen.
1.3
Klimawandel
10
Globale Herausforderungen
Die genannten Aspekte (mittel- bis langfristige Zielsetzungen bis Mitte des 21. Jahrhunderts) sind stimmig und reflektieren etliche der großen Herausforderungen, denen entwickelte Volkswirtschaften gegenüberstehen. In einer Bewertung aller relevanten globalen Risiken wurden vom World Economic Forum für das Jahr 2014 – wie für die Jahre zuvor – mit dem Klimawandel in Zusammenhang stehende Risiken als eine der größten Bedrohungen angesehen (WORLD ECONOMIC FORUM 2014).
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Einleitung
Übersicht globaler Risiken
Quelle: World Economic Forum 2014
Abbildung 2: Übersicht globaler Risiken
Umweltbundesamt Wien, 2014
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380 kV-Salzburgleitung – Einleitung
Diese, durch Umfragen bei relevanten Stakeholdern erhaltenen, Ergebnisse reflektieren auch die Erkenntnisse des 5. Sachstandsberichtes des Weltklimarates. Dieser Bericht fasst die aktuelle Wissenslage zum anthropogen verursachten Klimawandel zusammen. Ohne weitreichende Minderung der Emissionen von Treibhausgasen werden in den nächsten Jahrzehnten Änderungen im Klima – wie etwa bei der globalen Durchschnittstemperatur – auftreten, deren Auswirkungen nicht mehr bewältigbar scheinen.
Änderung der globalen Oberflächentemperatur in unterschiedlichen Emissionsszenarien
Quelle: Stocker et al. 2013
Abbildung 3: Änderung der globalen Oberflächentemperatur in unterschiedlichen Emissionsszenarien.
THG-Emissionen verringern
Aus wissenschaftlicher Sicht ist es zur Erreichung des 2 °C-Zieles unerlässlich, dass die Industriestaaten ihre Treibhausgasemissionen bis 2050 um 80–95 % des heutigen Wertes reduzieren. Dies bedeutet, dass das Energiesystem in Zukunft fast zu Gänze ohne Öl, Gas und Kohle auskommen muss. Die europäischen Staats- und Regierungschefs haben sich dieser Empfehlung angeschlossen (EUROPÄISCHER RAT 20092). Fossile Energieträger werden mehr und mehr aus dem Energiesystem gedrängt werden müssen; einerseits wegen ihrer negativen Auswirkungen auf die natürlichen Lebensgrundlagen, andererseits aber auch aufgrund ihres begrenzten Vorkommens.
2
12
Brüssel, den 30. Oktober 2009 15265/09 CONCL 3
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Einleitung
1.4
Schwerpunkte der Evaluierung
Im Rahmen dieser Evaluierung werden – in Übereinstimmung mit den langfristigen Zielen der Salzburger Landesregierung – die inhaltlichen Schwerpunkte auf die klimapolitische Notwendigkeit, zukünftigen Herausforderungen auf Basis aktueller Energie- und
Treibhausgasprojektionen sowie energiepolitischen Rahmenbedingungen
gelegt. In Hinblick auf die klimapolitische Notwendigkeit werden relevante Implikationen hinsichtlich der 380 kV-Salzburgleitung abgeleitet, welche sich aufgrund unterschiedlicher klimapolitischer Vorgaben und Ziele ergeben. Dies erfolgte sowohl im europäischen Kontext als auch auf regionaler Ebene. Dazu wurde u. a. auch auf aktuelle Energie- und Treibhausgasprojektionen zurückgegriffen.
klimapolitische Notwendigkeit
Diese wurden auch zur Bewertung der zukünftigen Herausforderungen der Elektrizitätsversorgung herangezogen, um Aussagen über die Einflüsse treffen zu können, welche sich durch die zunehmende Koexistenz aus zentraler und dezentraler Erzeugung in Form erneuerbarer Energiequellen, wie Photovoltaik und Windkraft, ergeben.
Energie- und THG-Projektionen
Des Weiteren werden die energiepolitischen Rahmenbedingungen ausführlich erörtert. Diese umfassen u. a. die Bewertung der Relevanz des österreichischen Ringnetzwerkes hinsichtlich der nationalen und europäischen Vernetzung und der damit verbundenen Anforderungen hinsichtlich des Betriebes und eines möglichen Ausbaus.
energiepolitische Rahmenbedingungen
Zusätzlich werden wirtschaftliche Interessen und Rahmenbedingungen, die mit dem Bau der 380 kV-Salzburgleitung verbunden sind, dargestellt. Die gesetzlichen Vorgaben für den Netzbetrieb (Versorgungssicherheit) werden ebenfalls behandelt. Hierzu werden nach Möglichkeit auch die Konsequenzen, die ein Verzicht des Ausbaus der Salzburgleitung bewirken würde, erörtert.
wirtschaftliche Interessen
1.5
Einbindung externer ExpertInnen
Um im Rahmen dieser Evaluierung sicherstellen zu können, dass alle relevanten Aspekte ausreichend berücksichtigt und korrekt dargestellt wurden, erfolgte eine Einbindung von ausgewählten ExpertInnen folgender Institutionen:
Einbindung externer Organisationen
E-Control Austria als Regulator, der zudem die Förderung der nachhaltigen
Energieerzeugung zum Ziel hat; TU-Wien – Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe als Vertreter
der Wissenschaft; ÖKOBÜRO als Vertreter der Zivilgesellschaft.
Des Weiteren erfolgte eine Einladung zur Mitarbeit an das Institut für Technikfolgenabschätzung der Österreichischen Akademie der Wissenschaft, welches allerdings keine Möglichkeit sah, zu den im Rahmen der Evaluierungen vorgegebenen Fragestellungen einen Beitrag zu liefern.
Umweltbundesamt Wien, 2014
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380 kV-Salzburgleitung – Einleitung
E-Control Austria
Die E-Control Austria hat als Regulator die Aufgabe, die Notwendigkeit und Verhältnismäßigkeit der Kosten zu prüfen und die jährlichen Zehnjahresnetzentwicklungspläne der Übertragungsnetzbetreiber zu genehmigen. TeilnehmerInnen seitens der E-Control waren Frau DI Dr. Christine Materazzi-Wagner (Leiterin der Abteilung Strom), Herr Mag. Johannes Mayer (Leiter der Abteilung Volkswirtschaft) und Herr Dr. Wolfgang Urbantschitsch (Leiter der Abteilung Recht).
TU-Wien
Das Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe der TU-Wien unterhält u. a. Forschungsaktivitäten in den Bereichen Versorgungssicherheit, Zuverlässigkeit und Simulationen von elektrischen Netzen. Ansprechpartner in dem gegenständlichen Projekt war Herr Univ.-Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Gawlik.
ÖKOBÜRO
Das ÖKOBÜRO ist eine Allianz österreichischer Umweltorganisationen, darunter u. a. der WWF, Greenpeace und Global 2000. Vertreter des ÖKOBÜRO war Herr Mag. Thomas Mördinger. Die Einbindung der externen Organisationen erfolgte im Rahmen von Interviews zu Beginn des Projektes sowie eines abschließenden Workshops am Ende der Evaluierung. Inhalte, die im Rahmen dieser Evaluierung nicht näher behandelt wurden, umfassen eine Bewertung hinsichtlich des Stands der Technik von Technologien
zur Verkabelung, die Auswirkungen elektromagnetischer Felder auf Umwelt und Gesundheit
sowie Auswirkungen der Leitung auf das Natur- und Landschaftsbild.
1.6
Aufbau der Evaluierung
Der vorliegende Bericht gliedert sich in die folgenden Abschnitte: Klimapolitische Notwendigkeit Energiepolitische Rahmenbedingungen Wirtschaftliche Aspekte Darstellung der Nullvariante
Die klimapolitischen Notwendigkeiten behandeln die Bedeutung von Vorgaben und Zielen auf europäischer, nationaler und Landesebene für den Ausbau des österreichischen Übertragungsnetzes. Unter den energiepolitischen Rahmenbedingungen werden u. a. Grundlagen zum Aufbau und geplanten Ausbau des österreichischen Übertragungsnetzes, die Entwicklung und Integration der Stromerzeugung aus Erneuerbaren sowie Stromspeicher und Alternativen zur geplanten 380 kV-Salzburgleitung diskutiert. Im Rahmen der wirtschaftlichen Aspekte werden die Bedeutung der 380 kV-Salzburgleitung für den Wirtschaftsstandort Salzburg sowie die möglichen wirtschaftlichen Auswirkung eines Verzichtes auf den Ausbau behandelt. Abschließend werden, aufbauend auf den vorhergehenden Kapiteln, die Konsequenzen einer Nicht-Umsetzung der 380 kV-Salzburgleitung zusammenfassend dargestellt.
14
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Klimapolitische Notwendigkeit
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KLIMAPOLITISCHE NOTWENDIGKEIT
Aufgrund der Notwendigkeit, das Ausmaß des Klimawandels und der damit verbundenen Risiken in ausreichendem Maße zu beschränken (2 °C-Ziel) wurden von der Europäischen Kommission unterschiedliche europäische Ziele und Vorgaben festgelegt, aus denen in weiterer Folge nationale Anforderungen abgeleitet wurden. Darauf aufbauend wurden nationale und regionale Strategien entwickelt, um den klima- und energiepolitischen Herausforderungen in effizienter und effektiver Weise begegnen zu können.
2.1
20/20/20-Ziele
Im Rahmen des Klima- und Energiepaketes der europäischen Union wurden die folgenden Ziele für den Zeitraum bis 2020 festgesetzt (Bezugsjahr 1990), welche im Allgemeinen als die 20/20/20-Ziele bezeichnet werden:
EU-weite Zielvorgaben
Reduktion der Treibhausgasemissionen um 20 %, Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energieträger auf 20 % des
Bruttoendenergieverbrauchs, Erhöhung der Energieeffizienz um 20 % gegenüber einer Baseline.
Die wesentlichen Instrumente, um diese Zielvorgaben zu erreichen, sind dabei der Emissionshandel, die Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RL 2009/28/EG) sowie die Effort-Sharing-Entscheidung (Entscheidung 406/2009/EG).
Aus diesen EU-weiten Vorgaben wurden die folgenden nationalen Zielvorgaben für Österreich abgeleitet:
nationale Zielvorgaben
Reduktion der Treibhausgase um 16 % in Sektoren, welche nicht vom Emis-
sionshandel erfasst sind (Effort-Sharing-Bereich), bezogen auf das Jahr 2005, Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien auf insgesamt 34 %.
In der aktuellsten Version der „Energiewirtschaftlichen Inputdaten und Szenarien“ (UMWELTBUNDESAMT 2013a, b) wurde mit dem Szenario With-Additional-Measures (WAM) der mögliche Pfad zur Erreichung der 20/20/20-Ziele dargestellt. Diesbezüglich wurde gegenüber dem Basis-Szenario With-Existing-Measures (WEM) im Bereich der Industrie und Energieaufbringung u. a. von einem Ausbau der Windkraft (+ 2.000 MW) sowie der Photovoltaik (+ 1.200 MW) ausgegangen. Weitere wesentliche Punkte hinsichtlich der Erreichung der Ziele stellen die Energieeffizienz sowie Maßnahmen im Verkehr und bei Gebäuden dar.
Szenarienberechnungen
Das im Masterplan 2030 der Austrian Power Grid AG (APG 2013a) abgeleitete LEIT-Szenario orientiert sich u. a. an den Zielvorgaben des Klima- und Energiepaketes. Es wird davon ausgegangen, dass diese Vorgaben erreicht und die dafür notwendigen Rahmenbedingungen geschaffen werden. Auf europäischer Ebene wird die Bedeutung der Stromübertragungsnetze zur Erreichung der 20/20/20-Ziele u. a. in der Verordnung zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur (VO 347/2013/EU) direkt genannt.
Umweltbundesamt Wien, 2014
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380 kV-Salzburgleitung – Klimapolitische Notwendigkeit
2.2
3 Strategiesäulen
Energiestrategie Österreich
Die Energiestrategie Österreich (BMWFJ & BMLFUW 2010a) baut auf den Vorgaben des Energie- und Klimapaketes der Europäischen Union auf und nennt die zukünftigen Schwerpunkte der österreichischen Energie- und Klimapolitik. Davon ausgehend wurden drei Strategiesäulen abgeleitet: Konsequente Steigerung der Energieeffizienz in allen wesentlichen Sektoren, Ausbau erneuerbarer Energien, langfristige Sicherstellung der Energieversorgung der Gesellschaft.
In Bezug auf den Ausbau der erneuerbaren Energien wird für die Stromversorgung konkret die Nutzung der Potenziale im Bereich Wasserkraft, Windkraft, Biomasse und Photovoltaik angeführt. Hinsichtlich der langfristigen Sicherstellung der Energieversorgung werden als wesentliche Punkte die notwendigen Anpassungen der Übertragungs- und Verteilnetze sowie Stromspeicher genannt. Diese sind insbesondere aufgrund der verstärkten dezentralen Produktion und der damit erhöhten Übertragungsleistungen notwendig. Aufgrund der geografisch zentralen Lage stellt Österreich einen zentralen Knotenpunkt für die europäische Energieversorgung dar. nachhaltige Energieversorgung
Im Wesentlichen wird der verstärkte Einsatz einer nachhaltigen Energieversorgung als Kernpunkt der zukünftigen Energiepolitik gesehen. Die zentralen Elemente dafür stellen die Nutzung der vorhandenen Ausbaupotenziale erneuerbarer Energien sowie der damit verbundene Ausbau der Stromnetze und -speicher dar, um die Integration der Erneuerbaren zu gewährleisten. Im Detail werden diesbezüglich die folgenden Schwerpunkte angeführt. Die Importabhängigkeit reduzieren und die Versorgung mit inländischen
Energieträgern erhöhen, die österreichischen Übertragungs- und Verteilernetze und den europäischen
Netzverbund ausbauen (Vollendung des europäischen Binnenmarktes), die Position im internationalen Marktumfeld stärken, die Energieeffizienz entlang der gesamten Bereitstellungskette erhöhen, den Anteil der erneuerbaren Energien signifikant erhöhen, die erneuerbaren Energien in bestehende Netzinfrastrukturen integrieren, die nachgefragten Energiemengen rechtzeitig bereitstellen, die Speicher ausreichend dimensionieren.
Daraus wird abgleitet, dass eine Netzverstärkung, der Leitungsbau sowie der Ausbau der Pumpspeicher erforderlich sind, um bereits bestehende Engpässe zu entlasten und den zukünftigen Ausbau der nachhaltigen Stromerzeugung in großem Maße zu ermöglichen.
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Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Klimapolitische Notwendigkeit
2.3
Ziele für 2030
Die Europäische Kommission hat in ihrer Mitteilung (KOM/2014/15) vom 22. Jänner 2014 vorgeschlagen, ein EU-weites Ziel zur Treibhausgasreduktion von 40 % bis 2030 gegenüber 1990 festzulegen. Dies steht im Einklang mit dem in der Low Carbon Roadmap 2050 (KOM/2011/112) und dem Energiefahrplan 2050 (KOM/2011/885) ausgewiesenen kosteneffizienten Pfad zu einer wettbewerbsfähigen und kohlenstoffarmen Wirtschaft 2050. Für erneuerbare Energieträger ist ein Anteil von 27 % vorgesehen. Im Strombereich sind in dem Impact Assessment der Europäischen Kommission (EK 2014) insbesondere die im Folgenden genannten Punkte relevant. Bei den erneuerbaren Energien hat die EU ihre Zwischenziele erreicht, doch
müssen die Mitgliedstaaten noch mehr tun, wenn das 20 %-Ziel bis 2020 erreicht werden soll.3 […] Die mittel- bis langfristige Energieversorgungssicherheit der EU bleibt ein heik-
ler Punkt, da die EU dauerhaft von Energieeinfuhren aus zum Teil politisch instabilen Regionen abhängt und auf den Einsatz fossiler Brennstoffe angewiesen ist, was auf lange Sicht mit den Klima- und Energiezielen der EU nicht vereinbar ist. Die allmähliche Erschöpfung der EU-Vorkommen an konventionellen fossilen Brennstoffen und die gleichzeitig zu erwartenden hohen und volatilen Einfuhrpreise fossiler Brennstoffe setzen Teile der EU-Industrie unter Druck. Das EU-Energiesystem braucht umfangreiche Investitionen in die Energie-
infrastruktur und die Stromerzeugung, um mittel- bis langfristig rentabel und nachhaltig zu sein. In naher Zukunft finanzierte Infrastruktur wird 2030 und danach noch immer bestehen. […] Bei der Sicherstellung eines sicheren, nachhaltigen und wettbewerbsfähigen
Zugangs zu Energie werden die Mitgliedstaaten zunehmend voneinander abhängig. Außerdem kostet der Übergang zu einem anderen Energiesystem weniger, wenn die Mitgliedstaaten zusammenarbeiten. […] Auf Basis unterschiedlicher Szenarien wurden u. a. die folgenden Konsequenzen mit Bezug zum Stromsektor abgeleitet: Im Stromsektor (einschließlich Fernwärme und Kraft-Wärme-Kopplung) wird
mit 48–66 % die höchste THG-Emissionsminderung gegenüber 2005 erwartet, was das Potenzial dieses Sektors für eine kosteneffiziente Emissionsminderung widerspiegelt. Durch die geringere Verwendung fossiler Brennstoffe geht auch die Luftver-
schmutzung deutlich zurück. Die geringere Sterblichkeit lässt sich auch wirtschaftlich beziffern: Der durch die verringerte Luftverschmutzung bewirkte Rückgang von Gesundheitsschäden wird mit 2,9–35,5 Mrd. € veranschlagt, je nach Szenario und dem zugrunde gelegten „Wert des verlorenen Lebensjahres“. Die Kosten der Bekämpfung der Luftverschmutzung sinken durch die Änderung des Energiemix und die geringere Emission von Luftschadstoffen ebenfalls um 0,9–7 Mrd. € jährlich. Die Szenarien mit ehrgeizigen Energieeffizienzmaßnahmen und Maßnahmen für erneuerbare Energien sehen deutlich höhere positive Auswirkungen für die Umwelt und Gesundheit vor (besonders ausgeprägt bei der Minderung von Feinstaub und Stickstoffoxiden).
3
Siehe den „Fortschrittsbericht Erneuerbare Energien“ der Kommission (KOM/2013/175)
Umweltbundesamt Wien, 2014
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380 kV-Salzburgleitung – Klimapolitische Notwendigkeit
Die durchschnittlichen Änderungen des Strompreises bis 2030 reichen von
–1,1 % bis 11,3 % gegenüber dem Referenzszenario, wobei der niedrigste Preis in dem Szenario prognostiziert wird, das eine THG-Zielvorgabe von 40 % mit ehrgeizigen Energieeffizienzmaßnahmen kombiniert. Alle Szenarien, bei denen eine Minderung der THG-Emissionen um 40 % erzielt wird, führen zu einem relativ geringfügigen Anstieg des Strompreises gegenüber dem Referenzszenario.
2.4 THG-Emissionen um 80–95 % senken
Energiefahrplan 2050
Um die durch den Klimawandel verursachte Erwärmung auf ein Ausmaß von weniger als 2 °C zu beschränken, hat sich die Europäische Union dazu verpflichtet, die Treibhausgasemissionen bis zum Jahr 2050 insgesamt um 80–95 % gegenüber jenen im Jahr 1990 zu senken (KOM/2011/885; EK 2009). Im Rahmen des Fahrplans für den Übergang zu einer wettbewerbsfähigen CO2armen Wirtschaft bis 2050 (KOM/2011/112) hat die Europäische Kommission untersucht, welche Implikationen sich aus diesem Ziel ableiten. Auf Basis modellbasierter Untersuchungen mit mehreren möglichen Szenarien wurde analysiert, wie die Vorgaben im Detail erreicht werden können. Es stellte sich heraus, dass der kostengünstigste Weg darin liegt, bereits ambitionierte Zwischenziele einzuhalten – d. h. eine Absenkung der THG-Emissionen um 40 % bis 2030 und um 60 % bis 2040 (Referenzjahr 1990). Der Pfad zur Erreichung dieses Zieles ist in Abbildung 4 dargestellt. Die rote Linie zeigt die zukünftige Entwicklung auf Basis der bestehenden Maßnahmen (20/20/20-Ziele).
Pfad zur Verringerung der THG-Emissionen in der EU um 80 %
Quelle: KOM/2011/112
Abbildung 4: Pfad zur Verringerung der THG-Emissionen in der EU um 80 % (gegenüber dem Jahr 1990).
18
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Klimapolitische Notwendigkeit
Eine Aufschlüsselung nach den einzelnen Sektoren zeigt, dass THG-Emissionen aus der Stromerzeugung bis zum Jahr 2030 um 54–68 % abnehmen müssten. Für das Jahr 2050 ist vorgesehen, die Emissionen um 93–99 % gegenüber dem Wert aus dem Jahr 1990 zu mindern. Dem Stromsektor kommt damit eine Schlüsselrolle zu, um das Gesamtziel im Jahr 2050 erreichen zu können. Um die oben angeführten Herausforderungen bewerkstelligen zu können, ist ein maßgeblicher Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen und ein damit verbundener Ausbau der Netze, um diese integrieren zu können, unabdingbar.
2.5
Salzburg 2050
Aufbauend auf einem Grundsatzbeschluss zur Energiewende der Salzburger Landesregierung wurde im Rahmen einer Arbeitsgruppe ein Klimaschutz- und Energieeffizienzprogramm für Salzburg entwickelt (SZBG. LR). Das Ergebnis stellt der Zielpfad „Salzburg 2050 klimaneutral.energieautonom.nachhaltig“ dar. Im Rahmen dieses Pfades wurden Zwischenziele für die Jahre 2020, 2030 und 2040 festgelegt, welche zusammen mit einem Maßnahmenprogramm von der Salzburger Landesregierung beschlossen wurden (siehe Abbildung 5).
Zielpfad „Salzburg 2050 klimaneutral.energieautonom.nachhaltig“
Quelle: Szbg. LR, Salzburg 2050
Abbildung 5: Zielpfad „Salzburg 2050 klimaneutral.energieautonom.nachhaltig“.
Wie aus Abbildung 5 ersichtlich, stellen die vereinbarten Zwischenziele Herausforderungen dar, welche weit über die Österreichischen Ziele und Vorgaben hinausgehen. Hinsichtlich der beschlossenen Maßnahmen mit Bezug zur Stromerzeugung und -übertragung sind u. a. die folgenden Punkte enthalten (SZBG. LR):
Eckpunkte des Zielpfades
Energetische Optimierung von Wasserkraftwerken, Einsatz von Photovoltaik alternativ zu thermischen Solaranlagen
bei Fernwärme-Versorgung,
Umweltbundesamt Wien, 2014
19
380 kV-Salzburgleitung – Klimapolitische Notwendigkeit
Landesgebäude zur regenerativen Stromerzeugung, Schaffung der rechtlichen Grundlagen für den Ausbau
erneuerbarer Energien im Land Salzburg. Gemäß der Szenarioanalyse von TRETTER et al. (2013) werden Zuwächse an Stromerzeugung aus Erneuerbaren von 80–100 MW aus Wasserkraft, rund 20 MW aus Windkraft und 110 MWpeak aus Photovoltaik erwartet. In Bezug auf die Photovoltaik wird davon ausgegangen, dass dadurch im Jahr 2020 rund 3 % am gesamten Stromverbrauch abgedeckt werden können.
2.6
ausreichende Übertragungskapazität
Stromspeicher
Welche Bedeutung hat die Salzburgleitung für die Senkung der THG-Emissionen?
Ein wesentlicher Beitrag, den der Energiesektor für die Senkung der THG-Emissionen leisten kann, liegt in erster Linie in einer möglichst hohen Steigerung des Anteils erneuerbarer Energiequellen für die Stromproduktion. Um diese Steigerung gewährleisten zu können ist es notwendig, dass eine ausreichende Übertragungskapazität zur Verfügung steht, um sowohl den lokal erzeugten Strom zu den entsprechenden Verbrauchern abführen zu können, als auch bei entsprechendem Bedarf nachhaltig produzierten Strom aus anderen Regionen beziehen zu können. In diesem Zusammenhang spielen auch Stromspeicher eine wesentliche Rolle, da sie es ermöglichen, überschüssigen Strom aus Erneuerbaren zu speichern und bei Bedarf die Energie zeitlich entkoppelt zur Verfügung zu stellen. Dazu ist eine ausreichende Anbindung der Speicherstandorte notwendig, um einen ungehinderten Stromtransport zwischen Erzeugern, Speichern und Verbrauchern zu gewährleisten.
2.7
Welche Bedeutung hat die Salzburgleitung für die Erhöhung des Anteiles erneuerbarer Energieträger?
Neben der Stromerzeugung aus Wasserkraft und Biomasse, deren weiterer Ausbau nur noch in begrenztem Maße möglich ist, werden als wesentliche Säulen der Energiewende die Photovoltaik und Windkraft gesehen.
ausreichende Übertragungskapazität
20
Im Gegensatz zu den Wasserkraft- und Biomassekraftwerken erfolgt die Stromerzeugung aus Photovoltaik und Windkraft volatil und ist außerdem nur schwer prognostizierbar. Um die zukünftige Stromproduktion zum Großteil aus Erneuerbaren zu ermöglichen, ist es notwendig, lokal überschüssige Strommengen zu Orten mit gegebenem Bedarf bzw. zu Speichern zu transportieren. Aufgrund der installierten Kapazitäten können dabei signifikante Erzeugungsspitzen auftreten. Daher müssen ausreichende Übertragungskapazitäten zur Verfügung stehen, um einen stabilen Netzbetrieb zu gewährleisten. Dies trifft auch auf die Netze der Salzburg AG zu, für die eine leistungsfähige Anbindung an die 380 kV-Ebene notwendig ist, um den aus Erneuerbaren erzeugten Strom abführen zu können.
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Klimapolitische Notwendigkeit
In Hinblick auf die Ziele 2020, deren Erreichung im Rahmen der Energiewirtschaftlichen Inputdaten und Szenarien (UMWELTBUNDESAMT 2013) im Szenario With-Additional-Measures (WAM) dargestellt wurde, steigen die installierten Kapazitäten für Photovoltaik auf rund 1.300 MWpeak und für Windkraft auf rund 2.900 MW (vergleiche auch Kapitel 3.3.2). Auch hinsichtlich der weiteren EU-weiten, österreichischen und regionalen Ziele ist der zukünftige Ausbau der Stromproduktion aus nachhaltigen Quellen wesentlich. Mit dem Ausbau ist eine entsprechende Anpassung der Übertragungsnetze unabdingbar, um einen zuverlässigen Energieaustausch im gesamten europäischen Stromnetz sicherzustellen.
Ausbau der nachhaltigen Stromproduktion
In den Studien von BOXLEITNER et al. (2011) und GROIß (2013), ergeben sich auch für einen vollständig geschlossenen 380 kV-Ring Stromflüsse, welche das Netz bis an die Grenzen (unter Einhaltung des (n-1)-Kriteriums; siehe Kapitel 3.2) belasten. In Hinblick auf das europäische Marktgebiet, in dem es aufgrund der volatilen und lokal unterschiedlichen Stromerzeugung aus Erneuerbaren zu stark steigenden internationalen Stromflüssen kommen wird, sind entsprechende Übertragungskapazitäten ebenfalls notwendig. Ohne die Möglichkeit, national erzeugte Strommengen effizient und zuverlässig in Speicher oder zu internationalen Verbrauchern übertragen zu können bzw. – umgekehrt – den in Europa verteilten, nachhaltig erzeugten Strom zu nationalen Verbrauchern leiten zu können, wird es weder möglich sein, den Strombedarf nachhaltig zu bedienen noch eine sichere und qualitative hochwertige Stromversorgung zu gewährleisten.
2.8
Welche Bedeutung hat die Salzburgleitung für die Steigerung der Energieeffizienz?
Maßgeblich für einen effizienten Einsatz der zur Verfügung stehenden Energiequellen ist es, sie dem Bedarf entsprechend zur Verfügung stellen zu können. Bestehen zwischen dem Ort der effizienten und nachhaltigen Stromproduktion und dem Verbraucher keine ausreichenden Übertragungskapazitäten, muss der Bedarf durch lokale Anlagen gedeckt werden. Da es sich in diesem Fall meist um konventionelle Kraftwerke handelt, die ansonsten nicht in Betrieb wären, führt dies neben einem zusätzlichen Energieverbrauch an fossilen Energieträgern auch zu erhöhten Emissionen sowie zusätzlichen Kosten. Ebenfalls nachteilig hinsichtlich der Energieeffizienz ist die diskutierte Alternative, die bestehende Salzburgleitung mittels Hochtemperaturleiterseilen auszustatten. Durch den Einsatz dieser Leiterseile, welche bis zu einer Temperatur von 200 °C betrieben werden können, kann die Übertragungsleistung ungefähr verdoppelt werden (DENA 2012, MOLLY et al. 2010). Diese liegt aber noch immer wesentlich unter der Leistung der geplanten 380 kV-Leitung (RITTER & VEIGL 2007). Aufgrund der hohen Betriebstemperatur stellt der höhere Widerstand einen wesentlichen zu berücksichtigenden Faktor dar.
Umweltbundesamt Wien, 2014
Hochtemperaturleiterseile
21
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3
ENERGIEPOLITISCHE RAHMENBEDINGUNGEN
Obwohl Strom aktuell nur einen Beitrag von 19,8 % am energetischen Endverbrauch in Salzburg hat (Österreich: 20,5 %), ist eine sichere, leistbare und nachhaltige Stromversorgung zentrales Element einer erfolgreichen Energiepolitik. europäisches Verbundnetz
Die öffentliche Stromversorgung in Österreich erfolgt durch ein kontinentaleuropäisches Verbundnetz. In diesem Verbundnetz sind sämtliche Erzeuger und Verbraucher über unterschiedliche Verteil- und Übertragungsnetze miteinander verbunden. Dabei bedingen die physikalischen Eigenschaften elektrischer Netze, dass zu jedem Zeitpunkt die Stromeinspeisung und der Verbrauch (inkl. Speicher) aufeinander abgestimmt sein müssen, um einen stabilen und zuverlässigen Netzbetrieb zu gewährleisten (für Details siehe auch Kapitel 3.1). Im Rahmen des europäischen Verbundnetzes ist dies mit einem entsprechend hohen Aufwand verbunden. Die Verteilung und Übertragung von elektrischer Energie erfolgt in den Stromnetzen auf unterschiedlichen Spannungs- und Leistungskategorien.
Spannungsnetze
Im Höchstspannungsnetz mit Spannungen von 220 kV und 380 kV sowie im Hochspannungsnetz mit 110 kV erfolgt die Übertragung und Verteilung über weite Distanzen. In das Höchstspannungsnetz speisen große Kraftwerke ein (Wasserkraft, fossile Kraftwerke). Auf der Ebene der Verteilnetze mit 110 kV erfolgt die Einspeisung aus industriellen und kleineren Kraftwerken sowie zum Teil aus Windkraftanlagen (Windparks). Direkte Abnehmer stellen in dieser Leistungskategorie große industrielle Anlagen dar. Auf Basis der Mittelspannungsnetze (1–50 kV) erfolgt die Verteilung der Energie auf lokaler Ebene in Form von Stadt- oder Ortsnetzen. Eine Einspeisung auf dieser Spannungsebene erfolgt meist durch Windkraft und Solaranlagen. Direkte Abnehmer stellen industrielle Betriebe dar. Auf der Niederspannungsebene (400 V) erfolgt die Versorgung der Kleinverbraucher (z. B. Haushalte). Eine Einspeisung erfolgt meist durch kleine Solaranlagen. Zur Gewährleistung eines zukunftsfähigen Energiesystems ist eine ausreichende gegenseitige Berücksichtigung im energiepolitischen Dreieck Versorgungssicherheit – Wirtschaftlichkeit – Umweltverträglichkeit notwendig (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014, VGB POWERTECH 2005; siehe Abbildung 6).
22
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Zieledreieck der Energiewirtschaft Umweltverträglichkeit
Wirtschaftlichkeit
Versorgungssicherheit
Quellen: Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014, VGB PowerTech 2005
Abbildung 6: Zieledreieck der Energiewirtschaft.
Hinsichtlich der Umweltverträglichkeit ist eine Reihe von Aspekten zu betrachten: Eingriffe in die Natur sind zu begrenzen, Ressourcen (dies inkludiert auch erneuerbare Ressourcen wie Biomasse oder Wasserkraft) sind zu schonen und der Ausstoß von Schadstoffen in die Umwelt ist zu minimieren. Insbesondere sind Emissionen von klimaschädlichen Gasen schrittweise zu vermindern und mittelbis langfristig zu vermeiden. Dies ist nur durch eine hohe Steigerung der Effizienz, Nutzung von Einsparmöglichkeiten und einen parallelen Ausbau erneuerbarer Energiequellen wie Photovoltaik und Windkraft möglich, um den Einsatz fossiler Brennstoffe und die damit verbundenen Treibhausgasemissionen zu minimieren.
Umweltverträglichkeit
Die Wirtschaftlichkeit muss gegeben sein, um marktfähige und leistbare Strompreise bei gleichzeitig hoher Versorgungsqualität zu gewährleisten. Dies ist notwendig, damit sowohl die Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industrie- und Gewerbebetriebe als auch eine sozial verträgliche Energieversorgung der Bevölkerung (Vermeidung von Energiearmut) gewährleistet werden können.
Wirtschaftlichkeit
Bei der Versorgungssicherheit ist die langfristig gesicherte Energieversorgung von Bedeutung, wie sie durch eine nachhaltige Stromproduktion gewährleistet werden kann. Hier gilt es nicht nur, die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern sukzessive zu vermindern, sondern auch Voraussetzungen zu schaffen, um die volatile Aufbringung mancher erneuerbarer Energieträger verlässlich managen zu können. Unter anderem ist dafür auf Basis ausreichender Erzeugungs- und Übertragungskapazitäten eine sichere und qualitativ hochwertige Versorgung sicherzustellen.
Versorgungssicherheit
3.1
Netzstabilität
Hinsichtlich der Stabilität von Stromnetzen wird zwischen Frequenz- und Spannungsstabilität unterschieden. Zur Gewährleistung der Frequenzstabilität ist es notwendig, dass die Menge an bereitgestelltem Strom genau dem aktuellen Verbrauch entspricht. Wird dieses Gleichgewicht aufgrund geänderter Erzeugung oder verändertem Bedarf gestört, führt dies in erster Linie zu einer Energiezufuhr bzw. -entnahme an den Schwung-
Umweltbundesamt Wien, 2014
Frequenzstabilität
23
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
massen der Generatoren („Rotierende Massen“) und beeinflusst damit die Rotationsgeschwindigkeit sowie in weiterer Folge die Frequenz des erzeugten Stromes. Eine Steigerung des Verbrauches führt somit zu einer Energieentnahme aus den Schwungmassen und damit zu einer Absenkung der Netzfrequenz. Auf eine Änderung der Rotationsgeschwindigkeit wird mittels automatischer Prozesssteuerungen in Kraftwerken innerhalb von Sekunden reagiert. Primär-, Sekundär& Tertiärregelung
Diese Regelung wird als Primärregelung bezeichnet. Um die nur sehr begrenzt zur Verfügung stehende Primärregelung zu entlasten, werden umgehend vorgehaltene Kraftwerksreserven aktiviert, welche als Sekundärregelung bezeichnet werden. Zur Gewährleistung eines stabilen Betriebes werden die Schwankungen im Stromverbrauch, welche temporär durch Primär- und Sekundärregelung abgefedert wurden, anschließend durch eine Anpassung der Stromerzeugung im Rahmen der Tertiärregelung (Minutenreserve) ausgeglichen. Zur Stabilisierung der Netzfrequenz stellt das Verbundnetz einen wesentlichen Faktor dar, da dadurch jederzeit eine große Anzahl an Kraftwerken in das Netz einspeisen und so Schwankungen beim Bedarf gut abfedern können. Dies stellte daher bereits vor dem Energiebinnenmarkt einen wesentlichen Treiber für den Aufbau des Verbundnetzes dar (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014). Während bisher immer die Erzeugung an den bestehenden Bedarf abgestimmt wurde, ist in Zukunft von einer Umkehrung auszugehen. Aufgrund der signifikanten Zunahme der Stromerzeugung aus volatilen erneuerbaren Quellen wird es zukünftig notwendig sein, den Verbrauch an die gegebene Stromerzeugung anzupassen (z. B. mittels Demand-Side-Management).
Spannungsstabilität
Im Gegensatz zur Netzfrequenz, die über das gesamte Verbundnetz gleich ist, stellt die Spannung eine lokale Größe dar, die zwischen den einzelnen Knotenpunkten sehr unterschiedlich sein kann und von den Eigenschaften des Netzes beeinflusst wird. Wesentlichen für die Spannung sind Blindleistungsflüsse, welche beispielsweise durch den Betrieb und insbesondere die Inbetriebnahme großer Motoren verursacht werden (SPRINGER 2009). Zur Stabilisierung der Spannung sind in solchen Fällen Gegenmaßnahmen durch lokale Kraftwerke (Blindleistungseinspeisung) zu ergreifen (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014).
3.2
(n-1)-Kriterium
24
Österreichisches Ringnetzwerk
Übertragungsnetze weisen im Allgemeinen eine vermaschte Struktur auf, insbesondere auf der 380 kV-Ebene, welche die höchste Spannungsebene im ENTSOE-Netz (Netzwerk der europäischen Übertragungsnetzbetreiber) darstellt. Die vermaschte Struktur, bei der die Einspeise- und Entnahmepunkte über viele Knoten verbunden sind, dient hauptsächlich Redundanzgründen. Fällt eine Leitung innerhalb des Netzes aus, können die Ströme über die anderen Leitungen umgeleitet werden, ohne dass es zu relevanten Auswirkungen auf die gesamte Stromversorgung kommt. Insbesondere ist hier das sogenannte (n-1)-Kriterium zu erwähnen, das von den Netzbetreibern gewährleistet werden muss. Dieses Kriterium besagt, dass auch bei Ausfall einer Anlage oder Leitung die verbleibende Infrastruktur einen sicheren Betrieb gewährleisten muss (siehe Abbildung 7). Eine der Hauptaufgaben der Netzbetreiber besteht deshalb darin, mögliche (n-1)Verletzungen bereits im Vorfeld zu identifizieren und rechtzeitig Gegenmaßnahmen zu setzen, um einen Betriebszustand ohne Redundanzen zu verhindern.
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Erfülltes (n-1)-Kriterium – Beispiel Übertragungsleitung mit 2 Systemen
Quelle: Reich et al. 2013
Abbildung 7: Erfülltes (n-1)-Kriterium am Beispiel einer Übertragungsleitung mit zwei Systemen. Im Falle des Ausfalls eines Systems kann das verbleibende die notwendige Übertragungskapazität gewährleisten.
Wird das (n-1)-Kriterium verletzt, besteht die Gefahr, dass auch die verbleibenden Systeme aufgrund der auftretenden Überlast ausfallen (siehe Abbildung 8). In so einem Fall kann es insbesondere bei Übertragungsleitungen aufgrund eines kaskadischen Ausfalls weiterer Systeme (welche in Folge ebenfalls überlastet werden) von gravierenderen Stromausfällen bis hin zu einem großflächigen Blackout kommen.
Verletztes (n-1)-Kriterium – Beispiel Übertragungsleitung mit 2 Systemen
Quelle: Reich et al. 2013
Abbildung 8: Verletztes (n-1)-Kriterium am Beispiel einer Übertragungsleitung mit zwei Systemen. Im Falle des Ausfalls eines Systems wird das verbleibende System überlastet, wodurch es zum Gesamtausfall kommt.
Umweltbundesamt Wien, 2014
25
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
CommonMode-Failure
Das (n-1)-Kriterium schützt allerdings nicht vor einem sogenannten „CommonMode-Failure“, bei welchem mehrere Komponenten gleichzeitig ausfallen, wie dies beispielsweise bei der Beschädigung eines Hochspannungsmastes durch eine Lawine oder einen Erdrutsch möglich ist. Das österreichische Übertragungsnetzwerk ist zum Großteil in Form eines Ringes aufgebaut („Ringnetzwerk“). Es stellt somit die kleinste Einheit einer Masche dar und ist aufgrund von Knotenpunkten im In- und Ausland Teil des europäischen vermaschten Übertragungsnetzes.
3.2.1 österr. Ringnetzwerk
Aufbau des Netzwerkes
Das österreichische Übertragungsnetzwerk besteht aus Leitungen der Spannungsebenen 380 kV, 220 kV und 110 kV. Davon bilden Systeme der 220 kVund 380 kV-Ebene in den Bundesländern Wien, Niederösterreich, Oberösterreich, Salzburg, Ost-Tirol, Kärnten und Steiermark ein Ringsystem, welches zusätzlich durch 220 kV-Leitungen kreuzförmig verstärkt wird (siehe Abbildung 9). Darüber hinaus führt ein Leitungssystem vom Netzknoten Tauern ausgehend über Tirol bis Vorarlberg. Über sogenannte Kuppelleitungen ist Österreich mit den umliegenden Ländern verbunden, welche einen internationalen Austausch von elektrischer Energie ermöglichen.
Aktueller Ausbau des Österreichischen Stromübertragungsnetzes für 380 kV und 220 kV
Quelle: APG 2012, ENTSO-E
Abbildung 9: Aktueller Ausbau des Österreichischen Stromübertragungsnetzes für 380 kV und 220 kV (aus Gründen der Übersichtlichkeit ist nur eine Auswahl der wesentlichen Kraftwerksstandorte dargestellt).
Ein weiterer relevanter Punkt hinsichtlich der Anbindung an das europäische Verbundnetz besteht darin, dass dies einen wesentlichen Beitrag zur Stabilisierung der Netzfrequenz leistet.
26
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3.2.2
Ausbau des Netzwerkes
Derzeit besteht das Ringnetzwerk des österreichischen Übertragungsnetzwerkes aus einer Kombination von 220 kV- und 380 kV-Leitungen. 380 kV-Leitungen verlaufen zurzeit vom Netzknoten St. Peter nach Osten bis Wien und weiter bis in die Steiermark. Des Weiteren besteht ein 380 kV-Leitungsstück zwischen Osttirol, Salzburg (Tauern) und Tirol sowie zwischen dem Netzknoten Westtirol und Vorarlberg (siehe Abbildung 9). Fehlende Teilstücke zum Schließen des Ringes auf der 380 kV-Leitungsebene stellen die Verbindungen zwischen den Netzknoten St. Peter und Tauern sowie zwischen Lienz und Obersielach dar. Die Verbindung zwischen St. Peter und dem Umspannwerk Salzburg ist bereits als 380 kV-Leitung ausgebaut. Wie aus Abbildung 9 ersichtlich ist, befinden sich große Kapazitäten von Wasserkraftwerken entlang der Donau sowie thermische Kraftwerke in Oberösterreich Niederösterreich, Wien und der Steiermark. Relevante Standorte für Pumpspeicherkraftwerke liegen in Salzburg, Tirol, Kärnten und Vorarlberg. Diese sind derzeit lediglich über 220 kV-Leitungen mit dem Großteil der österreichischen Kraftwerkskapazitäten verbunden.
3.2.3
Geplanter Ausbau
Wesentliches Ziel des geplanten Ausbaus stellt die Schließung des Ringnetzwerkes auf der Spannungsebene von 380 kV dar (APG 2013a). Dafür soll einerseits die Verbindung zwischen den Netzknoten Tauern und St. Peter geschlossen werden (Salzburgleitung). Andererseits soll mittels des Projektes „Netzverstärkung im Raum Kärnten“ die Verbindung zwischen den Netzknoten Lienz und Obersielach auf 380 kV ausgebaut werden. Damit würde eine durchgehende leistungsstarke und redundante Struktur geschaffen, welche sowohl eine gute nationale Anbindung der Erzeuger, Verbraucher und Speicher gewährleistet, als auch einen internationalen Energieaustausch über die Kuppelleitungen ermöglicht.
Schließung des Ringnetzwerkes
Weitere vorgesehene Projekte sind die Erweiterung des 380 kV-Systems zwischen Dürnrohr und Wien-Südost,
weitere Projekte
die „380 kV-Deutschlandleitung“ zur besseren Anbindung an Deutschland über
den Netzknoten St. Peter (mit den Umspannwerken Simbach, Ottenhofen, Isar und Pleinting (APG – 380-kV-Leitung St. Peter – Staatsgrenze), die Verstärkung der Leitung zwischen dem Netzknoten Westtirol und dem
Umspannwerk Zell am Ziller. Diesbezüglich ist zu ergänzen, dass es in Europa derzeit nicht geplant ist, die Netzebenen über 380 kV bzw. 400 kV anzuheben (Abschlussworkshop mit W. Gawlik, Ch. Materazzi-Wagner und W. Urbantschitsch am 25.03.2014).
Umweltbundesamt Wien, 2014
27
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3.3
Stromaufbringung in Österreich
3.3.1
Wie erfolgt die Stromaufbringung in Österreich?
Die Stromerzeugung in Österreich erfolgt zum Großteil in Wasserkraft- und Wärmekraftwerken sowie durch Wind und Photovoltaik. Im Jahr 2012 wurden insgesamt rund 247,4 PJ elektrische Energie erzeugt (STATISTIK AUSTRIA 2013). Der größte Beitrag entfiel dabei mit 157,6 PJ auf die Wasserkraft (63,7 %) und mit 60,1 PJ auf die Verbrennung fossiler Brennstoffe (24,3 %). Bei den erneuerbaren Energieträgern (neben der Wasserkraft) entfielen 16,7 PJ auf die Verbrennung biogener Brennstoffe (6,8 %), 8,9 PJ auf Windkraftanlagen (3,6 %) und 1,2 PJ auf Photovoltaik (0,5 %). Das Jahr 2012 wies einen Netto-Importüberschuss von knapp über10 PJ auf. Abbildung 10 zeigt die Entwicklung der Stromaufbringung in den Jahren 2005 bis 2012. Die Schwankungen in der Erzeugung aus Wasserkraft sind maßgeblich auf Unterschiede in den jährlichen Niederschlagsmengen zurückzuführen.
Stromerzeugung in Österreich 300
Stromerzeugung [PJ]
250 Netto-Importe 200
Sonstige Abfälle
150
Photovoltaik Windkraft
100
biogene Brennstoffe fossile Brennstoffe
50
Wasserkraft Stromverbrauch
0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Jahr Quelle: Statistik Austria 2013
Abbildung 10: Stromerzeugung in Österreich.
28
Entwicklung Windkraft & Photovoltaik
Im Zeitraum 2005–2012 hat sich die Stromerzeugung aus Windkraft von 4,8 PJ auf 8,9 PJ nahezu verdoppelt und der Beitrag aus Photovoltaik hat von < 0,1 PJ auf 1,2 PJ zugenommen. Im Gegensatz zu den anderen Energieträgern zeichnen sich Windkraft und Photovoltaik durch eine stark volatile Stromerzeugung aus, die von den jeweils herrschenden Wetterbedingungen abhängig und damit zum Teil nur schwer prognostizierbar ist. Die jährlichen Volllaststunden liegen für Photovoltaik bei rund 930 h/a (BIERMAYR et al. 2013) und für Windkraft bei rund 2.000 h/a (HANTSCH & MOIDL 2007, KALTSCHMITT & STREICHER 2009).
Speicherkapazität
Zusätzlich zur Erzeugung von Strom aus Wasserkraft verfügt Österreich über Pumpspeicherkraftwerke mit rund 7,8 GW Engpassleistung, welche die Speicherung von elektrischer Energie ermöglichen (Stand 31.12.2013; Quelle: E-CONTROL
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
AUSTRIA). Die maximale Speicherkapazität lag im Jahr 2013 bei rund 11,5 PJ. In Abbildung 11 ist der Verlauf der Speicherinhalte zum jeweils Monatsletzten abgebildet.
Verlauf der Speicherinhalte 2013 zum jeweils Monatsletzten 100 % Speicherinhalt in %
90 %
MIN
Speicherinhalt [%]
80 %
MAX
70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0% Jan
Feb
Mär
Apr
Mai
Jun
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dez
Monat Quelle: E-Control Austria
Abbildung 11: Verlauf der Speicherinhalte im Jahr 2013 zum jeweils Monatsletzten. Die strichlierten Linien zeigen die Minimal- und Maximalinhalte der Speicher in den Jahren 1997 bis 2011 (Großspeicher mit einer Engpassleistung > 25 MW).
Der saisonale Verlauf der Füllstände in den Speicherkraftwerken beruht auf dem jährlichen Verlauf der Residuallast4. In den Monaten Mai bis September übersteigt die dargebotsabhängige Stromerzeugung den Verbrauch. Der Anstieg der Füllmengen ist dabei auf den natürlichen Zufluss zurückzuführen. In der Wintersaison wird bei vorliegendem Erzeugungsdefizit vermehrt auf die Speicherkraftwerke zurückgegriffen, um den Energiebedarf zu decken (GROIß & GAWLIK 2014).
3.3.1.1
Füllstände der Speicherkraftwerke
Wie erfolgt die Stromaufbringung in Salzburg?
In der Detailbetrachtung für das Bundesland Salzburg ist zu erkennen, dass der Anteil der Stromerzeugung aus Erneuerbaren deutlich über dem österreichischen Durchschnitt liegt (vergleiche Abbildung 10 mit Abbildung 12). Im Jahr 2012 betrug der Anteil ca. 94,9 % (Quelle: STATISTIK AUSTRIA 2013a).
hoher Anteil an Erneuerbaren
Von den rund 17,6 PJ an erzeugtem Strom im Jahr 2012 entfielen rund 15,6 PJ auf die Wasserkraft (88,5 %) und rund 1 PJ auf die Verbrennung biogener Brennstoffe (6,1 %). Der Anteil der Stromgewinnung durch den Einsatz fossiler Brennstoffe betrug mit rund 0,9 PJ nur ca. 5 %.
4
Residuallast bezeichnet die benötigte Leistung, welche bereitgestellt werden muss, um die Differenz aus Strombedarf und Stromerzeugung aus (volatilen) Erneuerbaren auszugleichen.
Umweltbundesamt Wien, 2014
29
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Stromerzeugung in Salzburg 20 18
Stromerzeugung [PJ]
16 14
Netto-Imp./Exp.
12
Sonstige
10
Abfälle Photovoltaik
8
Windkraft
6
biogene Brennstoffe
4
fossile Brennstoffe
2
Wasserkraft Stromverbrauch
0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Jahr Quelle: Statistik Austria 2013a
Abbildung 12: Stromerzeugung in Salzburg. (Quelle: STATISTIK AUSTRIA 2013a)
Aus volatilen erneuerbaren Energiequellen erfolgte bis zum Jahr 2012 ausschließlich eine Stromerzeugung aus Photovoltaik. Deren Anteil lag mit < 0,3 % aber deutlich unterhalb des österreichischen Durchschnitts. Im Gegensatz zur österreichweiten Stromversorgung kam es durch Spitzen in der Stromerzeugung aus Wasserkraft in den Jahren 2009 und 2012 zu regionalen Netto-Stromexporten.
3.3.2 Hauptenergieträger Wasserkraft
Welchen Beitrag leisten die erneuerbaren Energieträger?
Derzeit erfolgt in Österreich die Stromerzeugung aus Erneuerbaren hauptsächlich durch Wasserkraft und die Verbrennung biogener Brennstoffe. Windkraft und Photovoltaik konnten in den letzten Jahren erhebliche Zuwächse verzeichnen und gelten als Hoffnungsträger für eine zukünftige ökologische Stromerzeugung. Wasserkraft wird in Österreich bereits seit langer Zeit eingesetzt und leistet mit einem durchschnittlichen Anteil von knapp 60 % den Hauptbeitrag zu österreichischen Stromerzeugung (rund 86 % Anteil an der Erzeugung aus Erneuerbaren). Aufgrund des bereits umfangreichen Ausbaus der Großwasserkraft sowie der Umsetzung der Wasserrahmenrichtlinie (WRRL; RL 2000/60/EG) ist lediglich von einem moderaten zukünftigen Ausbau auszugehen. In Bezug auf das Bundesland Salzburg beträgt der Anteil der Stromerzeugung aus Wasserkraft durchschnittlich 85 %. Die Beiträge aus Photovoltaik liegen hingegen deutlich unter dem österreichischen Durchschnitt. Eine Erzeugung aus Windkraft fand bis 2012 nicht statt (mit Ausnahme allfälliger Kleinwindkraft-Anlagen).
30
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3.3.2.1
Entwicklung der österreichischen Stromerzeugung aus Erneuerbaren
Neben der Wasserkraft weist die Verbrennung biogener Brennstoffe den höchsten Beitrag zur Stromgewinnung aus Erneuerbaren mit einem Anteil (an der Gesamterzeugung aus Erneuerbaren) von rund 9 % auf. Aufgrund der notwendigen Einhaltung von Förderungskriterien sowie der begrenzten Verfügbarkeit von nachhaltig erzeugter Biomasse ist hier ebenfalls von keinen signifikanten Wachstumsraten auszugehen. Gemäß Basisszenario der Energiewirtschaftlichen Inputdaten und Szenarien (UMWELTBUNDESAMT 2013a) ist nach einem leichten Anstieg bis 2020 eher mit einem Rückgang bis 2030 zu rechnen.
biogene Brennstoffe
Mit einem bisher nur geringen Anteil von rund 5 % für Windkraft und unter 1 % für Photovoltaik ist der aktuelle Beitrag dieser Technologien zwar weit geringer, allerdings konnten diese in den letzten Jahren bedeutende Zuwachsraten aufweisen und verfügen über große zukünftig realisierbare Potenziale (BIERMAYR et al. 2013; siehe Abbildung 13).
Windkraft und Photovoltaik
Installierte Leistung an Photovoltaik-Anlagen in Österreich
kumulierte installierte Leistung [MWpeak]
400 autark
350
netzgekoppelt
300 250 200 150 100 50
Quelle: Biermayr et al. 2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0
Jahr
Abbildung 13: Entwicklung der installierten Leistung an Photovoltaik-Anlagen in Österreich.
Für Windkraft ist für Österreich von einem realisierbaren Potenzial von rund 65 PJ/a auszugehen (KALTSCHMITT & STREICHER 2009, HANTSCH & MOIDL 2007, ENERGIEWERKSTATT et al. 2009–2011). Die PV-Roadmap (FECHNER et al. 2007) geht von einem maximalen Potenzial von über 22 GWpeak installierter Leistung und einer damit verbundenen Stromerzeugung von rund 71 PJ im Jahr 2050 aus. Bei Ausnutzung der verfügbaren Potenziale würde damit sowohl von der Windkraft als auch von der Photovoltaik die derzeitige Stromerzeugung aus fossilen Quellen in Österreich überschritten werden.
Umweltbundesamt Wien, 2014
31
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Energieszenarien bis 2030
Um die zukünftige Nachfrage und die entsprechende Aufbringung von Strom und deren Auswirkung auf die Erreichung von Klimaschutz- und Energiezielen in Österreich darstellen zu können, wurden entsprechende Energieszenarien bis 2030 entwickelt (UMWELTBUNDESAMT 2013a, b). Dabei hat das Umweltbundesamt in Zusammenarbeit mit der österreichischen Energieagentur, den Technischen Universitäten in Wien und Graz sowie dem Österreichischen Wirtschaftsforschungsinstitut unter Zugrundelegung verschiedener Wachstumspfade die Nachfrage nach Strom unter verschiedenen rechtlichen Rahmenbedingungen modelliert. Es wurden diverse Szenarien untersucht, die sich hinsichtlich der zugrunde gelegten Annahmen zum Wirtschaftswachstum sowie bezüglich der Umsetzung relevanter Maßnahmen unterscheiden. Die Szenarien With-Existing-Measures (WEM) und With-Additional-Measures (WAM) gehen jeweils von einem durchschnittlichen Wirtschaftswachstum von 1,5 % p.a. aus. Das WEM-Szenario stellt dabei das Referenzszenario auf Basis der bereits umgesetzten Maßnahmen und Vorgaben dar. Das WAM-Szenario berücksichtigt zusätzlich Maßnahmen, bei denen von einer hohen Umsetzungswahrscheinlichkeit auszugehen ist. Auf das WEM-Szenario aufbauend wurden zwei Szenarien zur Sensibilitätsanalyse mit einem angenommenen durchschnittlichen Wirtschaftswachstum von 2,5 % p.a. (WEMsens1) bzw. 0,8 % p.a. (WEMsens2) berechnet. Darüber hinaus wurde noch ein WAMplus-Szenario (WAM+; UMWELTBUNDESAMT 2013b) erstellt, welches auf dem WAM-Szenario aufbaut und insbesondere ab 2021 weitergehende Maßnahmen abbildet. Hinsichtlich des energetischen Endverbrauches ergibt sich aus den unterschiedlichen Szenarien, dass WAM und WAM+ das Ziel der Energiestrategie Österreichs (Verbrauch unter 1.100 PJ im Jahr 2020) erreichen (siehe Abbildung 14).
Energetischer Endverbrauch 1372
PJ 1.400
2010
2020
WAM+
991
1.160
WEMsens2
WEMsens1
1.093
1.150
WAM
900
WEM
950
WAM
WEM
1.000
WEMsens2
Ziel: 1.100 PJ
1.050
WEMsens1
1.100
WAM+
1.119
1.099
1.150
1.157
1.200
1.119
1.250
1.126
1233
1.300
1.235
1.350
2030
Quellen: Umweltbundesamt 2013a, b
Abbildung 14: Energetischer Endverbrauch in den Szenarien WEM, WAM, WAM+ und den Sensitivitätsszenarien.
32
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Bis zum Jahr 2030 nimmt der energetische Endverbrauch in allen Szenarien gegenüber dem Jahr 2020 zu, mit Ausnahme von WAM+. In diesem Fall nimmt der energetische Endverbrauch von 1.093 PJ im Jahr 2020 auf 991 PJ im Jahr 2030 ab. Hinsichtlich des Anteils der erneuerbaren Energieträger ergibt sich für die unterschiedlichen Szenarien, dass – mit Ausnahme von WEM und WEMsens1 – das 34 %-Ziel gemäß der Richtlinie Erneuerbare Energie (RL 2009/28/EG) erreicht wird (siehe Abbildung 15).
Erneuerbare im Brottoendenergieverbrauch 42,6
% 44 42 40
2010
2020
WAM+
30,8
WAM
WEM sens1
WEM
WEMsens2
34,0
36,0 32,6
34,7
WAM+
34,0
WEMsens2
28
WAM
30,8 30
WEM
32
32,4
Ziel: 34 %
WEMsens1
34
34,7
36
33,4
38
2030
Quellen: Umweltbundesamt 2013a, b
Abbildung 15: Anteil erneuerbarer Energieträger am Bruttoendenergieverbrauch in den Szenarien WEM, WAM, WAM+ und den Sensitivitätsszenarien.
Der resultierende Gesamtstromverbrauch liegt beim Referenzszenario WEM bei rund 278 PJ im Jahr 2020 und rund 335 PJ im Jahr 2030. Im Vergleich dazu liegt der Gesamtstromverbrauch beim WAM-Szenario bei rund 274 PJ (2020) bzw. rund 326 PJ (2030). Mittels der angenommen Maßnahmen im Szenario WAM+ kann der Gesamtstromverbrauch im Vergleich zum WAM-Szenario weiter gesenkt werden und erreicht im Jahr 2030 einen Wert von rund 294 PJ (siehe auch Abbildung 16).
Umweltbundesamt Wien, 2014
33
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Strom - Gesamtverbrauch 350 WEM WAM WAM+
330
Gesamtverbrauch [PJ]
310 290 270 250 230 210 190 170 150
2010
2015
2020
2025
2030
Quellen: Umweltbundesamt 2013a, b
Abbildung 16: Gesamtverbrauch Strom für die Szenarien WEM, WAM und WAM+.
Das Szenario WAM+ hat im Vergleich der untersuchten Szenarien den höchsten Anteil Strom aus erneuerbaren Quellen; er liegt bei rund 70,9 % im Jahr 2020 bzw. bei rund 79,8 % im Jahr 2030 (siehe auch Tabelle 1). Tabelle 1: Stromerzeugung im Szenario WAM+. Die industrielle Wasserkraft ist in den Unternehmen mit Eigenanlagen enthalten (Quelle: UMWELTBUNDESAMT 2013 b). Bilanzjahr 2010
2010
2015
2020
2025
2030
Stromerzeugung Szenario WAM+ (in TJ) Unternehmen mit Eigenanlagen
33.693
Kohle
17.021
34.837
37.555
40.523
43.933
18.713
15.765
12.097
8.442
4.985
2.093
2.111
1.247
736
435
257
40.499
40.221
28.437
23.983
14.740
7.941
363
1.665
2.555
2.571
2.568
2.566
134.392
132.374
141.459
149.822
152.216
152.109
8.759
8.476
10.466
11.917
11.873
11.859
Öl Erdgas Abfall Wasserkraft
33.670
Biomasse Geothermie
5
7
7
7
7
7
Photovoltaik
320
387
2.263
4.783
11.263
17.743
Wind
7.430
7.484
13.057
21.198
38.478
54.069
Importe*
8.391
5.250
8.502
11.269
-
- 1.318
252.966
250.358
258.595
275.937
280.544
294.149
Stromerzeugung
* im Jahr 2030 gibt es Nettostromexporte
34
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Im Vergleich zu den Szenarien WEM und WAM basiert der hohe Anteil im Szenario WAM+ neben dem oben erwähnten niedrigeren Gesamtstromverbrauch auch auf einer weitgehenden Substitution der fossilen Erzeugung durch Erneuerbare. Diese Substitution erfolgt hauptsächlich aufgrund des hohen Ausbaus der Windkraft und Photovoltaik. Bei der Windkraft gehen die Szenarien WEM und WAM von einer Erzeugung von rund 29,1 PJ bzw. 43,5 PJ aus. Im Szenario WAM+ liegt der Wert nochmals höher (bei rund 54,1 PJ; siehe auch Abbildung 17).
Stromerzeugung durch Windkraft
Stromerzeugung im Jahr 2030 300
250
Stromerzeugung [PJ]
Photovoltaik 200
Windkraft Geothermie
150
Biomasse Wasserkraft
100
Abfall Erdgas
50
Öl Kohle
0 WEM
WAM
WAM+
Quellen: Umweltbundesamt 2013a, b
Abbildung 17: Vergleich der Stromerzeugung im Jahr 2030 in den Szenarien WEM, WAM und WAM+ (ohne unternehmenseigene Anlagen).
Bei Photovoltaik wird von einer Erzeugung von 5,7 PJ im Szenario WEM und 9,2 PJ im Szenario WAM im Jahr 2030 ausgegangen. Demgegenüber wird im Szenario WAM+ mit einer beinahe doppelt so hohen Erzeugung von 17,7 PJ gerechnet. Die installierte Leistung beträgt in diesem Fall rund 5,3 GWpeak.
Stromerzeugung durch Photovoltaik
Aufgrund des europäischen Verbundnetzwerkes sind hinsichtlich Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern auch die umliegenden Länder zu berücksichtigten. Insbesondere in Deutschland wurden in den letzten Jahren signifikante Mengen an Photovoltaikanlagen errichtet; die derzeitige Erzeugungskapazität (Stand Dezember 2013) liegt bei über 35 GWpeak (BUNDESVERBAND SOLARWIRTSCHAFT 2014). Aber auch in Italien liegt die gesamte installierte Leistung an PVAnlagen bei ca. 20 GWpeak und hat im Jahr 2013 7 % zur nationalen Stromversorgung beigetragen (EUROPEAN PHOTOVOLTAICS INDUSTRY ASSOCIATION 2013, 2014, TERNA S.P.A. 2014).
Umweltbundesamt Wien, 2014
35
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3.3.2.2 Grenzkostenberechnung
Merit-Order-Effekt
Unter dem Begriff Merit-Order versteht man die Reihenfolge nach der Kraftwerke aufgrund Ihrer Grenzkosten5 zum Einsatz gelangen, um die aktuelle Stromversorgung sicherstellen zu können. Sortiert man die Grenzkosten der Stromerzeugung erhält man die sogenannte Grenzkostenkurve. Aus dieser Kurve lässt sich ableiten, mit welchen Kraftwerken zu welchen minimalen Kosten ein bestimmter Strombedarf gedeckt werden kann (VON ROON & HUCK 2010; siehe auch Abbildung 18).
Schematische Darstellung des Merit-Order-Effektes Nachfrage
Strompreis [€/MWh]
Merit-Order-Effekt
Gasturbinen
GuD
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie Erneuerbare Kapazität Quelle: von Roon & Huck 2010
Abbildung 18: Schematische Darstellung des Merit-Order-Effektes. Die farbigen Flächen bilden den Effekt des Ausbaus der Erneuerbaren auf die Merit-Order ab. Im Vergleich zeigen die grauen Flächen den Verlauf der Merit-Order bei geringem Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren.
Im Falle von Photovoltaik und Windkraftanlagen liegen die Grenzkosten für die Stromerzeugung bei oder nahe Null. Durch den starken Ausbau in den vergangenen Jahren kam es dadurch zu einer Verschiebung der Merit-Order-Kurve (farbige Darstellung in Abbildung 18). Aufgrund des gemeinsamen Marktgebietes ist der Effekt maßgeblich durch den massiven Ausbau von Photovoltaik und Windkraft in Deutschland getrieben. Dadurch kommt es bei gleicher Stromnachfrage zu einem deutlich niedrigeren Strompreis, insbesondere auf dem Spotmarkt. Des Weiteren werden dadurch Kraftwerke mit hohen Grenzkosten zusehends aus dem Markt gedrängt (insbesondere GuD-Kraftwerke und Gasturbinen, die hohe Wirkungsgrade und von allen fossilen Technologien oft die niedrigsten spezifischen THG-Emissionen aufweisen).
5
36
Unter Grenzkosten versteht man jene Kosten die bei der Erzeugung einer zusätzlichen Einheit anfallen.
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3.3.3
Was sind die Auswirkungen der volatilen Stromeinspeisung aus Erneuerbaren?
Gemäß Ökostromgesetz besteht eine Abnahmepflicht für Strom aus erneuerbaren Energieträgern. Im Gegensatz zu den konventionellen Technologien zur Stromerzeugung ist die Stromerzeugung mittels Photovoltaik und Windkraft von lokalen Wetterbedingungen abhängig. Insbesondere bei der Windkraft besteht somit eine schwer prognostizierbare Stromerzeugung, welche zusätzlich noch sehr steile Flanken aufweist; d. h. die Menge der Stromproduktion variiert zeitlich sehr stark. In Abbildung 19 ist zur Veranschaulichung der Lastgang der Stromerzeugung aus Windkraft in Österreich für einen Monat dargestellt.
schwankende Stromproduktion
Lastgang der Stromerzeugung aus Windenergie in Österreich 1.200
Stromerzeugung [MW]
1.000
800
600
400
200
Quell: EEX
30.09.2013
29.09.2013
28.09.2013
27.09.2013
26.09.2013
25.09.2013
24.09.2013
23.09.2013
22.09.2013
21.09.2013
20.09.2013
19.09.2013
18.09.2013
17.09.2013
16.09.2013
15.09.2013
14.09.2013
13.09.2013
12.09.2013
11.09.2013
10.09.2013
09.09.2013
08.09.2013
07.09.2013
06.09.2013
05.09.2013
04.09.2013
03.09.2013
02.09.2013
01.09.2013
0
Zeit
Abbildung 19: Lastgang der Stromerzeugung aus Windenergie in Österreich (September 2013).
Im Fall der Photovoltaik ist der typische Lastgang gleichmäßiger über den Tag verteilt. In Abbildung 20 ist ein beispielhafter Tagesverlauf der Stromproduktion aus Photovoltaik dargestellt (14.08.2013, Deutschland; Quelle: EEX).
Umweltbundesamt Wien, 2014
37
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Stromproduktion aus Photovoltaik – Tagesverlauf (14.08.2013; Deutschland) 20
Stromproduktion [GW]
18 16 14 12 10 8 6 4 2 23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
10:00
09:00
08:00
07:00
06:00
05:00
04:00
03:00
02:00
01:00
00:00
0
Uhrzeit Quelle: EEX
Abbildung 20: Stromproduktion aus Photovoltaik – Tagesverlauf (14.08.2013; Deutschland).
Allerdings kann es auch bei der Stromerzeugung aus Photovoltaik untertags zu signifikanten Schwankungen kommen. In Abbildung 21 ist als Beispiel der Tagesverlauf der Stromeinspeisung aus Photovoltaik in die Netze der deutschen Übertragungsnetzbetreiber dargestellt, welche neben regional unterschiedlichen Tagesverläufen auch signifikante kurzfristige Schwankungen aufweisen.
Stromproduktion aus Photovoltaik – Tagesverlauf der Stromeinspeisung der deutschen Übertragungsnetzbetreiber 4.500 50Hertz Amprion TenneT TransnetBW
Stromproduktion [GW]
4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500
23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
10:00
09:00
08:00
07:00
06:00
05:00
04:00
03:00
02:00
01:00
00:00
0
Uhrzeit am 21.09.2013 Quelle: EEX
Abbildung 21: Stromproduktion aus Photovoltaik – Tagesverlauf der Stromeinspeisung in die Netze der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (21.09.2013).
38
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Durch die volatile Stromerzeugung ergeben sich zahlreiche Herausforderungen. Aufgrund der Abnahmeverpflichtung müssen die erzeugten Strommengen in den bestehenden Netzen abtransportiert werden. Das betrifft für die Photovoltaik hauptsächlich die Niederspannungsebene, während die Windkraft hauptsächlich in die Mittelspannungsebene und teilweise in die Hochspannungsebene einspeist. Damit werden sowohl jene Netzebenen, an denen die Einspeisung erfolgt, als auch die Übertragungsnetze zusätzlich belastet, um die zum Teil lokal erzeugten Strommengen zu überregionalen Verbrauchern zu leiten.
Probleme durch volatile Stromproduktion
Eine weitere Schwierigkeit, welche durch die vermehrte Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen entsteht, stellen die zeitlich unterschiedlichen Verbrauchsund Erzeugungsspitzen dar. So besteht der Hauptbedarf an Strom hauptsächlich am Vormittag und späten Nachmittag (mit Ausnahme der Sommermonate). Abbildung 22 zeigt den Stromverbrauch aus der öffentlichen Stromversorgung über einen Tag für unterschiedliche Monate im Jahr 2013 (jeweils 3. Mittwoch im Monat; Quelle: E-CONTROL AUSTRIA).
Belastungsverlauf der öffentlichen Stromversorgung in Österreich 12.000
Verbrauch [MW]
10.000 8.000 6.000 Feb
4.000
Apr Jun Aug
2.000
Okt Dez 00:00h 01:00h 02:00h 03:00h 04:00h 05:00h 06:00h 07:00h 08:00h 09:00h 10:00h 11:00h 12:00h 13:00h 14:00h 15:00h 16:00h 17:00h 18:00h 19:00h 20:00h 21:00h 22:00h 23:00h
0
Uhrzeit Quelle: E-Control Austria
Abbildung 22: Belastungsverlauf der öffentlichen Stromversorgung in Österreich über einen Tag für unterschiedliche Monate im Jahr 2013 (jeweils 3. Mittwoch im Monat).
Die Photovoltaik erzeugt allerdings typischerweise zu Mittag den meisten Strom und der Verlauf der Stromproduktion aus Windkraft ist unregelmäßig. Daher müssen konventionelle Kraftwerke die jeweilige Differenz aus erneuerbarer Stromproduktion und aktuellem Verbrauch (Residuallast) ausgleichen. Aufgrund des bereits erfolgten Ausbaus an Erneuerbaren ist es bereits jetzt möglich, zeitweise den lokalen Bedarf vollständig abzudecken. Der überschüssige Strom muss über das Übertragungsnetz abgeführt werden. Dabei kann die Rückspeisung den lokalen Bedarf zum Teil signifikant übersteigen.
Umweltbundesamt Wien, 2014
39
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
In Abbildung 23 ist der Lastverlauf des Strombedarfes für das Burgenland vom 14. bis 20. Oktober dargestellt (rote Linie). Bei geringer Erzeugungsleistung aus Windkraft (grüne Fläche) wird die Differenz zum Strombedarf (Residuallast) durch Strombezug aus dem Übertragungsnetz abgedeckt (rote Fläche). Im Falle einer Erzeugungsleistung aus Windkraft, welche über den lokalen Bedarf hinausgeht, muss die überschüssige Energie ins Übertragungsnetz zurückgespeist werden. Wie aus der Abbildung ersichtlich ist, erreichen die Spitzen der Rückspeiseleistung rund den doppelten Wert des durchschnittlichen Strombedarfes (die installierte Erzeugungsleistung aus Windkraftanlagen lag Ende 2013 im Burgenland bei rund 750 MW; IG WINDKRAFT). Um diese Leistungsspitzen abführen und überregionalen Verbrauchern zuführen zu können, sind ausreichende Kapazitäten der Übertragungsnetze unumgänglich.
Rückspeisung in das APGNetz
Lastdeckung im Burgenland, 14.–20. Oktober 2013
WindEinspeisung
Bezug
Bezug aus APG-Netz
Quellen: nach APG 2013b, IG Windkraft
Abbildung 23: Lastdeckung im Burgenland, 14.–20. Oktober 2013. Die untere Kurve (rot) stellt den Strombedarf dar. Die grüne Fläche gibt die Leistung aus der lokalen Stromerzeugung aus Windkraft an. Wird weniger Strom mittels Windkraft erzeugt als benötigt wird, wird die Differenz aus dem Netz der APG bezogen (rote Fläche). Übersteigt die Erzeugung aus Windkraft den lokalen Bedarf, muss der Überschuss über das Übertragungsnetz abgeführt werden (grüne Fläche oberhalb der strichlierten Linie). Die Ende 2013 installierte Leistung an Windkraftanlagen im Burgenland lag bei rund 750 MW.
3.4 3.4.1
Stromspeicher in Österreich Wo befinden sich relevante Stromspeicher in Österreich?
Für die öffentliche Stromversorgung stellen derzeit ausschließlich Pumpspeicherkraftwerke relevante Speicherkapazitäten (rund 7,8 GW Engpassleistung sowie eine Speicherkapazität von rund 11.5 PJ) zur Verfügung (Stand 31.12.2013; Quelle: E-CONTROL AUSTRIA).
40
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Geografisch bedingt befinden sich die Standorte der Pumpspeicherkraftwerke hauptsächlich in den Bundesländern Kärnten, Salzburg, Tirol und Vorarlberg. Die größten Anlagen sind die Malta-Hauptstufe in Kärnten mit 730 MW Leistung, das Kraftwerk Silz in Tirol mit einer Leistung 500 MW sowie Kaprun Limberg II in Salzburg mit 480 MW Leistung (siehe auch Abbildung 9). Sie sind derzeit weitestgehend nur über die 220 kV-Ebene an das österreichische Übertragungsnetz angebunden. Insbesondere für die Kraftwerkskapazitäten im Osten Österreichs besteht keine Anbindung über das 380 kV-Netz. Dies ist u. a. für Standorte für Windkraftanlagen relevant, welche größtenteils in Niederösterreich und im Burgenland konzentriert sind.
Pumpspeicherkraftwerke
Im Rahmen der Errichtung der 380 kV-Salzburgleitung ist vorgesehen, das Kraftwerk Kaprun an die 380 kV-Ebene anzubinden (APG & SALZBURG NETZ GMBH 2013).
3.4.2
Welche zusätzlichen Speicherpotenziale bestehen in Österreich?
Das verfügbare Gesamtpotenzial an Pumpspeicherkraftwerken wird mit rund 8,4 GW Engpassleistung und einer Gesamt-Speicherkapazität von ca. 11,9 PJ geschätzt (BOXLEITNER et al. 2011). Die reversible Kapazität hinsichtlich des Pumpbetriebes – d. h. jene Strommenge, welche aus überschüssiger Stromerzeugung eingespeichert werden kann – wird mit rund 0,5 PJ angegeben. Damit liegt das österreichische Potenzial nur geringfügig über den bereits ausgebauten Kapazitäten. Des Weiteren sind hinsichtlich des Ausbaus von Pumpspeicherkraftwerken auch umweltökologische Aspekte zu berücksichtigen, da es oft zu einem signifikanten Eingriff in die Natur kommt. So liegen mögliche Projekte eventuell in potenziellen Natura2000-Gebieten (Interview mit T. Mördinger am 24.01.2014, UMWELTDACHVERBAND 2013). In Hinblick auf einen weiteren Ausbau von Pumpspeicherkraftwerken stellt der durch die Erneuerbaren verursachte niedrige Strompreis allerdings ein Hemmnis dar, da Neuerrichtungen derzeit oft nicht wirtschaftlich sind (HAVRANEK 2012).
3.4.3 3.4.3.1
Gibt es alternative Speichertechnologien? Power-to-Gas
Eine mögliche zukünftige Speichertechnologie, welche voraussichtlich wirtschaftlich zu betreiben ist und vor allem ausreichende Speicherkapazitäten bietet, ist Power-to-Gas. Dabei wird mittels überschüssigen Stroms Wasser durch Elektrolyse in Wasserstoff (H2) und Sauerstoff (O2) zerlegt. Der erzeugte Wasserstoff kann zum Teil direkt in der Industrie als Rohstoff oder Energieträger eingesetzt, in der Mobilität als Treibstoff verwendet (in Brennstoffzellen oder in Verbrennungskraftmaschinen) oder in geringen Mengen ins Erdgasnetz eingespeichert werden. Nach Umwandlung des erzeugten Wasserstoffes mittels Methanisierung in Erdgas (CH4) kann dieses direkt mit der bestehenden Erdgasinfrastruktur genutzt werden. Eine Übersicht des Prozesses ist in Abbildung 24 dargestellt.
Umweltbundesamt Wien, 2014
technologische Beschreibung
41
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Schematische Darstellung des Power-to-Gas-Prozesses Volatile Stromerzeugung aus Erneuerbaren
H2
Elektrolyse
Methanisierung H2
H2
CH4
Erdgasnetz Gasspeicher
Industrielle Nutzung
Mobilität
Stromerzeugung
Wärmeversorgung
Quelle: nach Dena – Strategieplattform Power-to-Gas
Abbildung 24: Schematische Darstellung des Power-to-Gas-Prozesses
Aufgrund der Möglichkeit, das produzierte Methan in das bestehende Erdgasnetz einzuspeisen, kann dieses bei einem Überschuss in Erdgasspeichern gelagert und bei Bedarf in Kraftwerken zur Erzeugung von Strom und Wärme verfeuert werden. Die österreichischen Erdgasspeicher weisen eine Kapazität von rund 7,5 Mrd. m3 auf und besitzen damit ein Speichervermögen, welches rund 84 % des österreichischen Gesamtverbrauches an Erdgas darstellt (E-CONTROL AUSTRIA). Power-to-Gas befindet sich derzeit noch im Forschungs- und Entwicklungsstadium. Es wird davon ausgegangen, dass diese Technologie im Zeitraum 2020 bis 2030 als Technologie im industriellen Maßstab zur Verfügung steht (DENA – Strategieplattform Power-to-Gas). Der Betrieb solcher Anlagen ist allerdings wirtschaftlich nicht sinnvoll, solange konventionelles Erdgas für die Stromproduktion eingesetzt wird.
3.4.3.2 technologische Beschreibung
42
Druckluftspeicher
Neben Power-to-Gas besitzen auch Druckluftspeicher relevante Speicherkapazitäten. Bei diesen Speichern wird mittels überschüssigen Stroms Luft in Kompressoren verdichtet und in geologischen Hohlräumen gespeichert. Zur Ausspeicherung wird die komprimierte Luft über eine Turbine entspannt und damit ein Generator zur Stromerzeugung angetrieben. Aufgrund der Abkühlung der Luft beim Entspannungsprozess, welche ein Vereisen der Turbine zur Folge hätte, ist es notwendig, diese entsprechend zu erwärmen. Konventionelle Druckluftspeicherkraftwerke basieren daher auf einem – zeitlich entkoppelten – Gasturbinenprozess, bei welchem die verdichtete Luft aus dem Speicher einer Brennkammer zugeführt und das Verbrennungsabgas über eine Turbine entspannt wird.
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Um hohe Wirkungsgrade zu erreichen, ist es notwendig, die frei werdende Kompressionswärme ebenfalls zu speichern und bei der anschließenden Entspannung der Luft wieder zuzuführen (adiabate Druckluftspeicherung). Bei diesem Verfahren kann auf die Erwärmung der Luft in einem Verbrennungsprozess verzichtet werden. Diese Methode befindet sich derzeit im Erprobungsstadium (RWE 2010). Hinsichtlich eines Potenzials für Druckluftspeicher in Österreich stehen keine Informationen öffentlich zugänglich zur Verfügung. Da in Österreich befindliche Erdgasspeicher aufgrund geologischer Voraussetzung ausschließlich Porenspeicher und keine – für Druckluftspeicher benötigte – Kavernenspeicher sind, ist davon auszugehen, dass mögliche Potenziale in Österreich keinen relevanten Beitrag darstellen (Quelle: E-CONTROL AUSTRIA). Gegenüber der Speicherung mittels Pumpspeicherkraftwerken (75–85 %) zeigen sowohl Power-to-Gas (bis 60 % für Strom zu Erdgas) sowie Druckluftspeicher (42–70 %) einen deutlich niedrigeren Wirkungsgrad.
3.4.3.3
Smart-Grids und Demand-Side-Management
Eine Möglichkeit, den Bedarf an Stromspeichern zu entlasten, besteht in dem Ausbau der Smart-Grids und dem damit verbundenen Demand-Side-Management (DSM). Smart-Grids sind Übertragungsnetze, welche zusätzlich mit einer IKT-Infrastruktur ausgestattet sind, um die unterschiedlichen Erzeuger und Verbraucher besser aufeinander abzustimmen. Beim DSM handelt es sich um die Anpassung des Verbrauchs an die gegebene Erzeugungssituation. Die Möglichkeit der Anwendung von DSM besteht sowohl im Bereich der Industrie sowie für Haushalte und den Dienstleistungssektor. Aufgrund der zeitlichen Verlagerung des benötigten Strombezuges wirkt DSM damit ähnlich wie ein Speicher. Im Bereich der Industrie wäre die Anwendung von DSM mit einem vergleichsweise geringen Aufwand verbunden und könnte daher früher als in anderen Bereichen umgesetzt werden (GUTSCHI & STIGLER 2008). Das technische Potenzial wurde diesbezüglich mit rund 660 MW abgeschätzt. Neben möglichen Gewinnen aus dem Regelenergiemarkt6 sind aber die Auswirkungen und die damit verbundenen Kosten hinsichtlich der Produktion zu berücksichtigen.
Anwendung in der Industrie
Im Haushaltsbereich sind die möglichen Anwendungen von DSM begrenzt (z. B. Heizung, Kühlung, Waschmaschine) und teils mit Einschränkungen im Komfort verbunden.
Anwendung im Haushalt
Die Einbindung von Batterien aus elektrisch betriebenen Kraftfahrzeugen stellt aufgrund der geringen Verbreitung und der hohen Kosten derzeit keine relevante Option dar. Die Studie „Elektromobilität in Österreich“ (UMWELTBUNDESAMT 2012) geht für das Jahr 2020 von einem Fahrzeugbestand von rund 310.000–467.000 Elektrofahrzeugen aus. Unter der Annahme, dass die durchschnittliche Kapazität eines Energiespeichers (Batterie für den Antrieb) bei rund 30 kWh und einer Anschlussleistung von 10 kW liegt (GAWLIK 2013), ergibt sich damit ein technisches Potenzial von rund 3,1–4,7 GW Leistung bei 33,5–50,5 TJ Speicherkapazität. Dafür müssten allerdings alle Fahrzeuge mit dem Stromnetz über eine entspre6
Betreiber von Stromerzeugungsanlagen können am sogenannte Regelenergiemarkt Kapazitäten anbieten, die bei Bedarf vom Netzbetreiber angefordert bzw. vom Netz genommen werden können (siehe auch Kapitel 3.1).
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
chende Ladestation verbunden und der Batteriespeicher vollständig verwendbar sein. Die tatsächlich nutzbaren Werte liegen jedoch entsprechend niedriger, da einerseits nicht davon ausgegangen werden kann, dass die Fahrzeuge immer über eine entsprechende Anbindung an das Stromnetz angeschlossen sind. Andererseits steht nur jene Kapazität zur Verfügung, die dem Aufladen von einem bestehenden Ladezustand bzw. einer Entladung zu einer verbleibenden Nutzbarkeit des Fahrzeuges entspricht.
3.4.4
Gibt es Alternativen zur Nutzung von Stromspeichern?
3.4.4.1
Abregelung der Erzeugung aus Erneuerbaren
Die Abregelung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ist eine oft angeführte Alternative, um den Bedarf eines Ausbaus neuer Stromspeicher und Übertragungsnetzen zu verringern. In Deutschland muss bereits jetzt insbesondere die Windkraft abgeregelt werden, um die Stabilität des Stromnetzes zu gewährleisten (BUNDESNETZAGENTUR & BUNDESKARTELLAMT 2013). Des Weiteren zeigt sich in der Studie von GROIß (2013), dass die Möglichkeit zur Abregelung – neben dem Ausbau der Übertragungsnetze – möglicherweise eine der wesentlichsten Maßnahmen darstellt, um einen hohen Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern realisieren zu können. In Abbildung 25 ist die Stromerzeugung durch Windkraft im Jahr 2013 abgebildet. Die Erzeugungsspitzen lagen in diesem Zeitraum bei über 1.400 MW.
Effekt der Abregelung der Windkraft bei 70 % der Peak-Leistung für 2013 1.600
Erzeugung aus Windkraft [MW]
1.400 1.200 Abregelung 1.000 800 600 400 200
01.01 09.01 17.01 25.01 02.02 10.02 18.02 26.02 06.03 15.03 23.03 31.03 08.04 16.04 24.04 02.05 10.05 18.05 27.05 04.06 12.06 20.06 28.06 06.07 14.07 22.07 31.07 08.08 16.08 24.08 01.09 09.09 17.09 25.09 03.10 12.10 20.10 28.10 05.11 13.11 21.11 29.11 07.12 15.12 24.12
0
Quell: APG 2014, eigene Berechnungen
Abbildung 25: Effekt der Abregelung der Windkraft bei 70 % der Peak-Leistung für das Jahr 2013. Die maximale Erzeugungsleistung des Jahres 2013 lag bei rund 1.440 MW. Bei einer Abregelung bei 70 % der maximalen Erzeugungsleistung (rund 1.000 MW) liegt der Verlust der produzierten Strommenge bei rund 2 %.
44
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Eine Abregelung bei beispielsweise 70 % der Spitzenleistung (rund 1.000 MW), würde nur eine geringe Einbuße von rund 2 % hinsichtlich der gesamten Stromerzeugung bedeuten. Dies würde die Integration wesentlich höherer Kapazitäten an volatiler Stromerzeugung ermöglichen, als wenn die Übertragungsnetze sämtliche Spitzenlasten bewältigen müssten. Zur Nutzung der bestehenden Erzeugungspotenziale ist der Ausbau der Übertragungsnetze dennoch notwendig, um den verbraucherunabhängig erzeugten Strom abführen zu können. 3.4.4.2
Internationaler Energieaustausch
Neben der Notwendigkeit von Technologien, Strom effektiv und effizient speichern zu können, spielt der internationale Austausch von Strom schon jetzt und insbesondere in der Zukunft eine wesentliche Rolle. Wie Simulationen zeigen (GROIß 2013, BOXLEITNER et al. 2011), liegen die bestehenden Speicherkapazitäten weit unter dem Wert, der notwendig wäre, um die Stromversorgung in Österreich autark aus ausschließlich erneuerbaren Quellen zu bewerkstelligen. Der ermittelte Speicherbedarf liegt dabei um den Faktor 100 über den derzeit verfügbaren Kapazitäten (BOXLEITNER et al. 2011). Das heißt, es ist unumgänglich, einen intensiven internationalen Energieaustausch zu gewährleisten, um überschüssige Strommengen in Regionen mit einem Unterangebot abführen zu können bzw. einen auftretenden Bedarf aus internationaler Stromproduktion decken zu können. Damit wirkt ein gut ausgebautes Stromnetz durch den ermöglichten regionalen Austausch wie ein „lokaler Speicher“. Grundvoraussetzung dafür ist allerdings ein entsprechend leistungsfähiges und ausgebautes Übertragungsnetz.
3.5 3.5.1
Stromnetz weiter ausbauen
Gewerbliche Verbraucher in Salzburg Wer sind die relevanten gewerblichen Verbraucher in Salzburg?
Im Vergleich mit Gesamt-Österreich zeigt sich für Salzburg, dass in Bezug auf die Bruttowertschöpfung der tertiäre Sektor besonders stark ausgeprägt ist (Stand 2012; STATISTIK AUSTRIA – Regionales BIP). Der österreichische Durchschnitt mit einem Anteil von 69,9 % liegt deutlich niedriger als der Wert für Salzburg mit 74,2 %. Entsprechend geringer sind die Werte für den primären und sekundären Sektor im Österreichvergleich (siehe Tabelle 2). Tabelle 2: Vergleich des Anteils der Wirtschaftssektoren zur Bruttowertschöpfung für Salzburg und Österreich (Quelle: STATISTIK AUSTRIA – Regionales BIP).
Primärer Sektor
Salzburg
Österreich
1,1
1,7
Sekundärer Sektor
24,7
28,7
Tertiärer Sektor
74,2
69,6
Salzburg ist nach Wien das Bundesland mit dem größten Pro-Kopf-Bruttoregionalprodukt in Österreich (Stand 2011; STATISTIK AUSTRIA – Ranking der BL). Darüber hinaus war die Arbeitslosenquote von 4,7 % nach Oberösterreich die niedrigste in Österreich im Jahr 2012 (LAND SALZBURG 2013b).
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3.5.2 Versorgungssicherheit und -qualität
Welche Voraussetzungen müssen für Gewerbe- und Industriestandorte gewährleistet sein?
Neben einer möglichst hohen Versorgungssicherheit (hinsichtlich einer unterbrechungsfreien Stromversorgung) stellen Gewerbe- und Industriestandorte zudem individuelle Qualitätsanforderungen hinsichtlich Spannungs- und Frequenzstabilität. Dabei richten sich die Qualitätsanforderungen nach den jeweils produzierten Gütern und den damit verbunden Produktionsprozessen. Im Falle einer nicht ausreichenden Versorgungssicherheit und Versorgungsqualität müssen entsprechende Gegenmaßnahmen getroffen werden. Da diese Maßnahmen mit Kosten verbunden sind, sind diese von den Betrieben entsprechen zu berücksichtigen und einzupreisen. Die Versorgungssicherheit und Versorgungsqualität stellen somit einen wesentlichen (Kosten-)Faktor hinsichtlich der Standortwahl dar.
Leistungsfähigkeit der Übertragungsnetze
Einen relevanten Beitrag zur Stabilisierung der regionalen Netze leistet eine gute Anbindung und Leistungsfähigkeit der Übertragungsnetze, da lokale Schwankungen dadurch in den überregionalen Netzen abgefedert werden können. Dies wird auch im Rahmen des Netzentwicklungsplanes entsprechend berücksichtigt (Interview mit Ch. Materazzi-Wagner, J. Mayer und W. Urbantschitsch am 24. 01.2014). Des Weiteren zeigt sich ein Trend der vermehrten Eigenversorgung der industriellen Betriebe am Standort. Es wäre sinnvoll, diese Anlagen in den Regel- und Ausgleichsenergiemarkt (auch in Form „virtueller Kraftwerke“) zu integrieren. Dies ist nur bei einer ausreichenden Anbindung an leistungsfähige Hochspannungsnetze möglich.
3.6 3.6.1
Energieaustausch mit dem Ausland In welchem Ausmaß erfolgt derzeit ein Energieaustausch mit dem Ausland?
Der Energieaustausch mit dem Ausland erfolgt zurzeit hauptsächlich entlang der Nord-Süd-Achse mit Deutschland, der Tschechischen Republik sowie der Schweiz (siehe Abbildung 26). Bei den Importen aus der Tschechischen Republik handelt es sich z. T. auch um Strom, der in Deutschland erzeugt und u. a. über Polen nach Süden geleitet wird (Quelle: ENTSO-E). Im Rahmen des internationalen Energieaustausches wird der innerösterreichische Stromfluss teils maßgeblich durch den im Umland mittels Photovoltaik und Windkraft erzeugten Strom überlagert (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014, Interview mit Ch. Materazzi-Wagner, J. Mayer und W. Urbantschitsch am 24.01. 2014).
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Importe und Exporte an elektrischer Energie im Jahr 2013
Import/Export [PJ]
50 45
Importe
40
Exporte
35 30 25 20 15 10 5 0 DE
CZ
HU
SI
CH
IT
Nachbarstaat
Quelle: ENTSO–E
Abbildung 26: Importe und Exporte an elektrischer Energie im Jahr 2013.
Der zunehmende Ausbau der Stromerzeugung aus volatilen Quellen hat neben den insgesamt übertragenen Strommengen auch wesentliche Auswirkungen auf die übertragenen Leistungen. In Abbildung 27 sind die Tagesmaxima der Importe und Exporte für das Jahr 2013 angegeben. Zum Vergleich ist zu erwähnen, dass der österreichische Spitzenverbrauch bei rund 10.000 MW liegt (siehe auch Abbildung 22).
Tagesmaxima der Importe und Exporte für das Jahr 2013 6.000
Importe
4.000 3.000 2.000
361
351
341
331
321
311
301
291
281
271
261
251
241
231
221
211
201
191
181
171
161
151
141
131
121
111
91
101
81
71
61
51
41
31
21
0
1
1.000
11
Tagesmaxima der Importe und Exporte [MW]
5.000
-1.000 -2.000 -3.000
Exporte -4.000 Quelle: nach APG – Marktinformationen – Lastflüsse
Abbildung 27: Tagesmaxima der Importe und Exporte für das Jahr 2013 (auf Basis von 15-Minuten-Werten).
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3.6.2
Welche Auswirkungen hat der derzeitige Energieaustausch auf die Übertragungsnetze?
In Österreich wird die Situation für die Übertragungsnetze aufgrund des derzeitigen Ausbauzustandes und der zu bewältigenden Lastflüsse zunehmend problematisch. Der Netzbetreiber ist gleichzeitig gesetzlich dazu verpflichtet, das sogenannte (n-1)-Kriterium zu erfüllen. Damit darf auch bei Ausfall eines Systems nicht die Funktionalität des gesamten Netzes beeinträchtigt werden.
absolute Belastungswerte
In Abbildung 28 ist die historische Auslastung der bestehenden Übertragungsleitung zwischen Salzburg und Tauern dargestellt (Summe beider Systeme). Es ist ersichtlich, dass in der Darstellung die Werte für die Jahre 2012 und 2013 dominieren und damit auch die zeitlich zunehmende Belastung der Leitung wiedergeben. Hinsichtlich der absoluten Belastungswerte ist anzumerken, dass die thermische Leistungsgrenze der Leitung bei rund 600 MW (300 MW pro System) liegt. Zur Einhaltung des (n-1)-Kriteriums dürfte die Leitung ohne zusätzliche Maßnahmen nur bis zu rund 360 MW belastet werden. Aufgrund der Installation von Phasenschiebertransformatoren kann der Stromfluss bei Ausfall eines Systems allerdings ausreichend auf weiter entfernte Leitungen umgeleitet werden, weshalb die hier dargestellten Belastungswerte realisiert werden können.
Auslastung der Übertragungsleitung zwischen Salzburg und Tauern (2010–2013
Quelle: APG – E-Mail vom 24.03.2014
Abbildung 28: Auslastung der bestehenden Übertragungsleitung zwischen Salzburg und Tauern in den Jahren 2010 bis 2013. Summe beider Systeme; positive Werte entsprechen einem Lastfluss von Salzburg nach Tauern.
Um eine drohende (n-1)-Verletzung bei zunehmenden Lastflüssen zu vermeiden, hat der Netzbetreiber die Möglichkeiten des Redispatchings sowie den IntradayHandel auszusetzen.
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Beim sogenannten Redispatching werden zur Entlastung von Übertragungsleistungen zusätzliche Kraftwerkskapazitäten in Regionen hohen Stromverbrauches in Betrieb genommen, um den Bedarf lokal zu decken; bei gleichzeitiger Reduktion der Einspeisung an Orten mit hoher lokaler Erzeugung. Damit werden allerdings Kraftwerkskapazitäten abgerufen, die aufgrund der eigentlichen Marktsituation nicht in Betrieb gewesen wären. Dadurch fallen insgesamt höhere Stromerzeugungskosten an, als notwendig gewesen wären, da der Kraftwerksbetrieb sowie der Produktionsentgang entsprechend entschädigt werden müssen. Dies hat auch ökologische Auswirkungen, da es sich dabei im Allgemeinen um fossile Kraftwerke handelt und mit deren Betrieb Emissionen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen verbunden sind.
Redispatching
Um den Redispatching-Maßnahmen nicht entgegenzuwirken besteht im Rahmen des Engpassmanagements die Möglichkeit den Intraday-Handel auszusetzen. Dieser stellt daher einen Parameter für die Eingriffe in den Netzbetrieb dar. In Abbildung 29 ist die Dauer der Handelsstopps für die Quartale der Jahre 2011 bis 2013 dargestellt. Daraus ist klar ersichtlich, dass die Maßnahmen, die notwendig sind, um eine stabile Elektrizitätsversorgung zu gewährleisten, signifikant zunehmen.
Intraday-Handel aussetzen
Intradaystopp-Dauer an den österreichischen Grenzen 400
Intradaystopp-Dauer [Stunden]
350 300 250 200 150 100 50 0 Q1 2011
Q2 2011
Q3 2011
Q4 2011
Q1 2012
Q2 2012
Q3 2012
Q4 2012
Q1 2013
Q2 2013
Q3 2013
Q4 2013
Quelle: E-Control Austria
Abbildung 29: Intradaystopp-Dauer an den österreichischen Grenzen in Stunden.
Redispatching von Kraftwerkskapazitäten sowie das Aussetzen des IntradayHandels stellen einen signifikanten Eingriff in das marktwirtschaftliche System dar. Dadurch kann sich der Strompreis nicht gemäß Merit-Order einstellen und es erfolgt ein teurer Betrieb außerhalb des ökonomischen (und ökologischen) Optimums (siehe auch Kapitel 3.3.2.2). Die daraus resultierenden Kosten des Netzbetriebes sind in Form höherer Strompreise durch die Verbraucher zu tragen. Neben zusätzlichen Kosten kann damit die aus erneuerbaren Energieträgern bereitgestellte Energie nicht optimal genutzt werden und es kommt zu zusätzlichen Emissionen aus fossilen Kraftwerken.
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Nachteile dieser Maßnahmen
49
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3.6.3
In welchem Ausmaß ist zukünftig mit einem Energieaustausch mit dem Ausland zu rechnen?
Der Energiefahrplan 2050 der Europäischen Union (KOM/2011/885) sieht für den Energiesektor eine Reduktion der Treibhausgasemissionen von –54 % bis –68 % für 2030 und von –93 % bis –99 % für 2050 vor (gegenüber den Emissionen von 1990; EK – 2050roadmap – a sectoral perspective). Eine der wesentlichen Säulen zur Erreichung dieser Ziele stellt ein hoher Anteil Erneuerbarer dar. Gemäß Roadmap sollte dieser für 2050 bei 97 % hinsichtlich des Stromverbrauches liegen.
3.7 3.7.1 Ausbaupotenzial
Integration volatiler Stromerzeugung Windkraft
Das maximal realisierbare Potenzial für Windkraft in Österreich kann auf Basis unterschiedlicher Quellen (KALTSCHMITT & STREICHER 2009, HANTSCH & MOIDL 2007, ENERGIEWERKSTATT et al. 2009–2011, KRENN 2011) auf rund 9.000 MW installierter Leitung mit einer daraus resultierenden Jahresstromerzeugung von rund 65 PJ/a abgeschätzt werden. Gemäß dem Business-As-Usual-Szenario (WEM-Szenario) der „Energiewirtschaftlichen Inputdaten und Szenarien“ (UMWELTBUNDESAMT 2013a) ist bis zum Jahr 2030 von einer installierten Kapazität von rund 4.000 MW auszugehen. Demgegenüber gehen die Szenarien WAM bzw. WAM+ von einem Ausbau von rund 6.000 MW bzw. 7.500 MW bis zum Jahr 2030 aus. Im LEIT-Szenario des Masterplans 2030 (APG 2013a) der Austrian Power Grid wird von einer installierten Windkraftleistung von rund 5.500 MW ausgegangen. Der von der APG angenommene Wert entspricht damit auch ungefähr dem in der Studie „Super-4-Micro-Grid“ (BOXLEITNER et al. 2011) angenommenen Wert von ca. 6.000 MW.
3.7.1.1
Ist eine Einbindung zukünftiger Windkraftanlagen mit der bestehenden Infrastruktur möglich?
Inhalt der Studie von BOXLEITNER et al. (2011) war es, die maximal mögliche Vollversorgung an Elektrizität in Österreich auf Basis regenerativer Energien zu ermitteln. Mittels Simulationen ist zu erkennen, dass es selbst bei gleichbleibendem zukünftigem Stromverbrauch (dies stellt die bestmögliche in der Studie diskutierte Variante hinsichtlich der Steigerung der Energieeffizienz dar) und vollausgebautem 380 kV-Ring in über 6 % des Betrachtungszeitraumes zu Grenzverletzungen hinsichtlich der Leitungsbelastungen kommt. Im Gegensatz dazu ist in den Energiewirtschaftlichen Inputdaten und Szenarien gemäß Referenzszenario (WEM) sowie den Szenarien mit zusätzlichen Maßnahmen (WAM, WAM+) von einer Zunahme des Stromverbrauches auszugehen (UMWELTBUNDESAMT 2013a, b; siehe Abbildung 30).
50
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Entwicklung des Stromverbrauchs in den Szenarien 400 WEM
380
WAM
Stomverbrauch [PJ]
360
WAM+
340 320 300 280 260 240 220 2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
200
Jahr Quelle: Umweltbundesamt 2013a, b
Abbildung 30: Entwicklung des Stromverbrauchs in den Szenarien WEM, WAM und WAM+.
Simulationen im Rahmen der Studie von BOXLEITNER et al. (2011) sowie der darauf aufbauenden Dissertation von GROIß (2013) zeigen, dass es insbesondere bei der Verbindung zwischen Oberösterreich und den Netzknoten St. Peter und Tauern zu Engpässen kommt. Ein Vergleich mit den Szenarienanalysen für den Masterplan 2030 (APG 2012) zeigt, dass die Stromflüsse von den Windkraftanlagen zu den Pumpspeicherkraftwerken einen wesentlichen Faktor für die hohen Lastspitzen auf diesen Leitungen darstellen. Dabei ist anzumerken, dass in dem diskutierten Szenario von einem Windkraftausbau von lediglich 2.700 MW im Jahr 2020 ausgegangen wird.
Engpässe in den Übertragungsnetzen
Simulationen der Netzbelastungssituation (GROIß 2013) bei nicht ausgebautem 380 kV-Ring (d. h. die Salzburgleitung wird auf der 220 kV-Ebene weiterbetrieben) ergeben neben einer höheren Leistungsauslastung der Salzburgleitung außerdem tlw. wesentliche Effekte auf andere Leitungen. Im konkreten Fall wäre die Verbindung zwischen den Netzknoten Tauern und Weißenbach jährlich etwa 6 Monate bis zum Maximum (unter Einhaltung des (n-1)-Kriteriums) belastet. Unter dem Gesichtspunkt, dass bereits jetzt die nationalen Schwankungen durch die Erzeugung aus Erneuerbaren weitestgehend durch die Erzeugung im Ausland überlagert werden (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014, Interview mit Ch. Materazzi-Wagner, J. Mayer und W. Urbantschitsch am 24.01.2014), ist eine zukünftige Einbindung in das Stromnetz nicht oder nur unter hohem Aufwand und direkten Eingriffen des Übertragungsnetzbetreibers zur Gewährleistung der Netzstabilität möglich. Die Szenarienanalysen für den Masterplan 2030 (APG 2012) zeigen ebenfalls, dass es bei zunehmender Stromerzeugung aus Windkraft in Deutschland zu starken Nord-Süd-Lastflüssen kommt, die u. a. zu signifikanten Engpässen bei der Verbindung von St. Peter nach Tauern führen.
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
3.7.1.2
Ausbau des 380 kV-Netzes notwendig
In welchem Ausmaß müssen Verteil- und Übertragungsnetze für die Windkraft ausgebaut werden?
Die Simulationen in der Studie von BOXLEITNER et al. (2011) gehen von einem geschlossenen 380 kV-Ring aus, in dem die auftretenden Lastflüsse nur unter bestimmten Voraussetzungen noch beherrschbar sind (diesbezüglich ist zu beachten, dass im Rahmen der Studie Österreich als „Insel“ ohne Verbindungen zu den Nachbarländern betrachtet wurde). Des Weiteren ergeben auch die Simulationen in den Szenarienanalysen des APG-Masterplans 2030 (APG 2012, REICH et al. 2013), dass nur mit einem Ausbau des 380 kV-Netzes die Integration zukünftiger Windkraftanlagen im Osten Österreichs möglich ist. Aufgrund der genannten Studien wird auch ersichtlich, dass ebenfalls eine ausreichende Netzanbindung mit dem Ausland notwendig ist, um den erzeugten Strom aus Windenergie nutzen zu können, da die österreichischen Pumpspeicher alleine aufgrund der mangelnden Kapazität nicht ausreichen.
3.7.1.3
Bestehen andere Optionen, zukünftige Windkraftanlagen ins Netz zu integrieren?
Aus derzeitiger Sicht bestehen keine andere Optionen, als den Netzausbau voranzutreiben, um zukünftige Windkraftanlagen ausreichen in das Stromnetz einbinden zu können. Abregelung hoher Lasten
Eine Abregelung der Windkraftanlagen bei hoher Einspeiseleistung stellt nach GROIß (2013) eine Notwendigkeit dar, um die Anlagen überhaupt entsprechend ausbauen zu können, ohne die Übertragungsnetze zu überlasten (bei ausgebautem 380 kV-Ring). Dies stellt somit keine Option dar, auf einen Ausbau der Übertragungsnetze zu verzichten, da zusätzlich auch die Erzeugung aus Erneuerbaren in den Nachbarstaaten eine wesentliche Rolle spielt.
Energiespeicher
Aufgrund der Tatsache, dass in naher Zukunft ausschließlich Pumpspeicherkraftwerke großtechnisch zu Verfügung stehen, ist eine ausreichende Übertragungsleistung zwischen den Windkraftstandorten im Osten und den Speichern im Westen Österreichs notwendig. Darüber hinaus ist aufgrund der begrenzten Speicherkapazitäten ebenfalls eine ausreichende europäische Anbindung über Kuppelleitungen erforderlich, um überschüssige Strommengen abführen zu können.
3.7.2 Ausbaupotenzial
Photovoltaik
Hinsichtlich eines zukünftigen Ausbaus der Photovoltaik in Österreich wird gemäß PV-Roadmap (FECHNER et al. 2007) von einem Potenzial von rund 22,5 GWpeak im Jahr 2050 ausgegangen. Nach einer anderen Quelle (KALTSCHMITT & STREICHER 2009) wird das technische Potenzial in Österreich mit insgesamt 21,2– 48,5 GWpeak abgeschätzt. Die Szenarien des APG-Masterplans 2030 (APG 2013a) gehen von einem Ausbau von rund 6.000 MWpeak im LEIT-Szenario aus. Die Energiewirtschaftlichen Inputdaten und Szenarien (UMWELTBUNDESAMT 2013a) gehen im Business-AsUsual-Szenario von einem Wert von nur rund 1.600 MWpeak aus, im Szenario WAM+ liegt der Wert bei rund 5.300 MWpeak.
52
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Von wesentlicher Bedeutung sind – wie bei der Windkraft – die Erzeugungskapazitäten im Ausland, welche zu einem signifikanten Energieaustausch führen. So liegt die bereits jetzt installierte Kapazität bei Photovoltaik bei rund 35 GWpeak in Deutschland (hauptsächlich im Süden) und rund 20 GWpeak in Italien.
3.7.2.1
Ist eine Einbindung zukünftiger Photovoltaikanlagen mit der bestehenden Infrastruktur möglich?
Wesentliches Kriterium für den Ausbau der Verteil- und Übertragungsnetze stellt die Notwendigkeit dar, die erzeugte Energie aus Photovoltaik abzuführen, da diese den lokalen Verbrauch zum Teil massiv übersteigen kann (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014). Daher müssen die für einen weiteren Ausbau der Photovoltaik notwendigen Übertragungskapazitäten gewährleistet werden, um die Spitzenströme zu den Speichern bzw. (europäischen) Verbrauchern zu ermöglichen. Hier ist ebenfalls die Erzeugung im Ausland (z. B. Bayern) zu berücksichtigten, die eine ausreichende Anbindung an die österreichischen Speicher und Übertragungsleitungen zu den Verbrauchern (Nord-Süd-Fluss) benötigt.
Übertragungsleitung ins Ausland
Diese Situation ist zum Beispiel im „Case 5“ des APG-Masterplanes 2030 beschrieben, bei welchem es bei einem eigentlich ausgeglichenen innerösterreichischen Lastfluss zu einer hohen Übertragung aus Deutschland nach Süd- und Südosteuropa kommt (APG 2013a). Derartige Situationen führen bereits jetzt zu massiven Engpässen beim österreichischen Übertragungsnetzwerk (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014, Interview mit Ch. Materazzi-Wagner, J. Mayer und W. Urbantschitsch am 24.01.2014). Daher ist ein weiterer Ausbau europäischer Photovoltaikanlagen mit dem derzeitigen Ausbau des österreichischen Übertragungsnetzes auf lange Sicht kaum zu bewerkstelligen.
3.7.2.2
Müssen Verteil- und Übertragungsnetze für die Photovoltaik ausgebaut werden?
Aufgrund der geografischen Situation hinsichtlich der europäischen Standorte mit großer installierter Kapazität an Photovoltaikanlagen (südliches Deutschland, Italien) ist insbesondere eine leistungsfähige Nord-Süd-Verbindung in Österreich notwendig. Unterschiedliche Simulationen (APG 2013a, 2012, BOXLEITNER et al. 2011, GAWLIK 2013) zeigen, dass insbesondere die Verbindung St. Peter – Tauern sowie Lienz bis Obersielach von wesentlicher Bedeutung sind, um eine ausreichende und sichere Übertragung zu gewährleisten.
3.7.2.3
Bestehen andere Möglichkeiten, zukünftige Photovoltaikanlagen ins Netz zu integrieren?
Eine diskutierte Möglichkeit stellt die Abregelung von hohen Lasten dar, welche derzeit aber gesetzlich nicht vorgesehen ist (außer dies ist zum Erhalt der Systemsicherheit notwendig). Des Weiteren stellen hier insbesondere die internationalen Lastflüsse den wesentlichen Faktor dar.
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Abregelung hoher Lasten
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Energiespeicher
Der Einsatz dezentraler Energiespeicher ist derzeit nicht wirtschaftlich darstellbar, da kleine Energiespeicher derzeit noch sehr teuer sind und im großen Umfang installiert werden müssten, um den gewünschten Effekt zu erzielen. Hinsichtlich großtechnischer Speicher stehen derzeit ausschließlich Pumpspeicherkraftwerke zur Verfügung. Bei möglichen zukünftigen Power-to-Gas-Anlagen ist aufgrund von Skaleneffekten davon auszugehen, dass diese in Form großer zentraler Speicher ausgelegt werden, weshalb ebenfalls eine gut ausgebaute Übertragungsinfrastruktur erforderlich ist.
3.7.3
Ausbau der Übertragungsnetze
Welche internationalen/europäischen Pläne/Strategien bestehen?
Auf europäischer Ebene wird derzeit der Ausbau der Übertragungsnetze massiv vorangetrieben. Dies spiegelt sich u. a. in der Verordnung zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur (VO 347/2013/EU) wider, welche vorrangige Stromkorridore und Projekte von gemeinsamem Interesse (PCI – Projects of Common Interest) definiert, denen besondere Bedeutung für den Betrieb des europäischen Stromnetzes beigemessen wird. Ein Ziel des Ausbaus des europäischen Übertragungsnetzes ist es, den Anteil an nachhaltiger Stromproduktion dadurch zu ermöglichen, dass die Erzeugung aus volatilen Quellen über das gesamte europäische Stromnetz ausgeglichen werden kann. Damit stellt das Netz aus lokaler Sicht eine notwendige Form eines „Speichers“ dar, in dem die überschüssige Erzeugung sämtlichen europäischen Verbrauchern zu Verfügung gestellt und bei einem lokalen Defizit Strom aus gesamt Europa bezogen werden kann (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014, Interview mit Ch. Materazzi-Wagner, J. Mayer und W. Urbantschitsch am 24.01. 2014). So müssten beispielsweise die in Österreich verfügbaren Speicherkapazitäten (Pumpspeicherkraftwerke) um etwa den Faktor 100 erhöht werden, um Österreich vollständig autark aus erneuerbaren Energiequellen versorgen zu können (BOXLEITNER et al. 2011). Die darüber hinausgehenden notwendigen Kapazitäten müssen daher über den europäischen Verbund ausgeglichen werden.
3.8
Welche alternativen Übertragungstopologien bestehen?
Das europäische Übertragungsnetz ist grundsätzlich vermascht ausgeführt, um die notwendige Redundanz zu gewährleisten. Das bedeutet, dass die unterschiedlichen Erzeuger und Verbraucher über mehrere Knotenpunkte und Übertragungsleitungen miteinander verbunden sind. Damit wird ermöglicht, dass auch bei Ausfall einer Verbindung ein stabiler Netzbetrieb durch die Übertragung über die verbleibenden Leitungen aufrechterhalten werden kann. Salzburgleitung ist praktisch alternativlos
54
Aufgrund der geografischen Gegebenheiten in Österreich sowie der Notwendigkeit, die bestehenden Umspannwerke und Netzknoten miteinander zu verbinden, bieten sich in Österreich praktisch keine Alternativen zur Salzburgleitung an (hinsichtlich einer vollständig unterschiedlichen Trassenführung bzw. Verbindungsleitung) (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014, Interview mit Ch. MaterazziWagner, J. Mayer und W. Urbantschitsch am 24.01.2014).
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Ein weiterer Grund für die Notwendigkeit der gewählten Trassenführung stellt die Anbindung an die 110 kV-Netze der Salzburg AG dar. Die beiden Netze werden grundsätzlich nicht gekoppelt betrieben (es besteht eine Verbindungsleitung für Störfälle) sondern sind jeweils an das Übertragungsnetz angebunden. Aufgrund der hohen Einspeisung aus Wasserkraft kommt es in den bestehenden Netzen bereits zu Engpässen, die sich durch einen weiteren Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren weiter verschärfen werden (REICH et al. 2013). Um die bestehende Netzsituation zu entlasten, erfolgt u. a. die Errichtung des Umspannwerks Pongau sowie die Anbindung an das 380 kV-Übertragungsnetz. Dies ist auch wesentlich, um die Versorgungssicherheit des Großraumes Salzburg zu gewährleisten. In diesem Zusammenhang ist zu erwähnen, dass durch die Errichtung der 380 kV-Salzburgleitung die Demontierung der bestehenden 220 kV-Leitung zwischen dem Umspannwerk Salzburg und dem Netzknoten Tauern sowie von weiteren 110 kV-Leitungen erfolgt. Die gesamte Länge an zu demontierenden Leitungen beträgt rund 193 km (APG & SALZBURG NETZ GMBH 2013).
3.9
Gesetzliche Vorgaben und Verpflichtungen der Netzbetreiber
3.9.1
Welche nationalen Verpflichtungen bestehen?
Das Elektrizitätswesen ist in Österreich gemäß Artikel 12 Absatz 1 Ziffer 5 des Bundesverfassungsgesetzes (B-VG) geregelt. Demnach ist die Grundsatzgesetzgebung Sache des Bundes, während die Ausführungsgesetzgebung Ländersache ist. Darauf aufbauend wurde vom Bund das Elektrizitätswirtschaft- und -organisationsgesetz 2010 (ElWOG 2010) erlassen. Dieses enthält sogenannte Grundsatzbestimmungen, welche auf Landesebene entsprechen umzusetzen sind. Im Land Salzburg erfolgte die Umsetzung im Rahmen des Salzburger Landeselektrizitätsgesetzes (LEG). Das ElWOG 2010 schreibt hinsichtlich des Betriebes von Übertragungsnetzen u. a. Folgendes vor:
ElWOG 2010
§ 37 hinsichtlich des Netzentwicklungsplans (Grundsatzbestimmungen):
Die Landesgesetze haben unter Berücksichtigung der Abs. 2 bis 6 vorzusehen, dass die Übertragungsnetzbetreiber der Regulierungsbehörde jedes Jahr einen zehnjährigen Netzentwicklungsplan für das Übertragungsnetz zur Genehmigung vorlegen, der sich auf die aktuelle Lage und die Prognosen im Bereich von Angebot und Nachfrage stützt.
Ziel des Netzentwicklungsplans ist es insbesondere,
→ der Deckung der Nachfrage an Leitungskapazitäten zur Versorgung der Endverbraucher unter Berücksichtigung von Notfallszenarien,
→ der Erzielung eines hohen Maßes an Verfügbarkeit der Leitungskapazität (Versorgungssicherheit der Infrastruktur) und
→ der Nachfrage nach Leitungskapazitäten zur Erreichung eines europäischen Binnenmarktes nachzukommen.
Umweltbundesamt Wien, 2014
55
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
§ 38 hinsichtlich der Genehmigung des Netzentwicklungsplans:
Die Regulierungsbehörde genehmigt den Netzentwicklungsplan durch Bescheid. Voraussetzung für die Genehmigung ist der Nachweis der technischen Notwendigkeit, Angemessenheit und Wirtschaftlichkeit der Investitionen durch den Übertragungsnetzbetreiber. Die Genehmigung kann unter Vorschreibung von Auflagen und Bedingungen erteilt werden, soweit diese zur Erfüllung der Zielsetzungen dieses Gesetzes erforderlich sind.
Die Regulierungsbehörde hat vor Bescheiderlassung Konsultationen zum Netzentwicklungsplan mit den Interessenvertretungen der Netzbenutzer durchzuführen. Sie hat das Ergebnis der Konsultationen zu veröffentlichen und insbesondere auf etwaigen Investitionsbedarf zu verweisen.
Die Regulierungsbehörde hat insbesondere zu prüfen, ob der Netzentwicklungsplan den gesamten im Zuge der Konsultationen ermittelten Investitionsbedarf erfasst und ob die Kohärenz mit dem gemeinschaftsweiten Netzentwicklungsplan gemäß Art. 8 Abs. 3 lit. b der Verordnung 2009/714/EG gewahrt ist. Bestehen Zweifel an der Kohärenz mit dem gemeinschaftsweiten Netzentwicklungsplan, so hat die Regulierungsbehörde die Agentur zu konsultieren.
§ 40 legt u. a. folgende Pflichten für Betreiber von Übertragungsnetzen
fest (Grundsatzbestimmungen):
Die Ausführungsgesetze haben Betreiber von Übertragungsnetzen zu verpflichten,
→ das von ihnen betriebene System sicher, zuverlässig, leistungsfähig und unter Bedachtnahme auf den Umweltschutz zu betreiben und zu erhalten;
→ die zum Betrieb des Systems erforderlichen technischen Voraussetzungen sicherzustellen;
→ auf lange Sicht die Fähigkeit des Netzes zur Befriedigung einer angemessenen Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität langfristig sicherzustellen, und unter wirtschaftlichen Bedingungen und unter gebührender Beachtung des Umweltschutzes sichere, zuverlässige und leistungsfähige Übertragungsnetze zu betreiben, zu warten und auszubauen;
→ durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes, einen Beitrag zur Versorgungssicherheit zu leisten;
→ einen Netzentwicklungsplan gemäß § 37 zu erstellen und zur Genehmigung bei der Regulierungsbehörde einzureichen. Auf Basis der Vorgaben im ElWOG 2010 leiten sich insbesondere folgende relevante Regelungen des Salzburger Landeselektrizitätsgesetzes für den Betrieb von Stromnetzen ab: § 2 hinsichtlich der Zielsetzungen sieht u. a. vor, dass
56
die Bevölkerung und Wirtschaft im Land Salzburg kostengünstig, sicher und in hoher Qualität mit elektrischer Energie versorgt werden muss;
eine Marktorganisation für die Elektrizitätswirtschaft gemäß den Grundsätzen des Elektrizitätsbinnenmarktes (RL 2009/72/EG) zu schaffen ist;
der hohe Anteil erneuerbarer Energien weiter zu erhöhen und der Zugang zum Elektrizitätsnetz für die Erzeugung aus Erneuerbaren zu gewährleisten ist sowie
durch die Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen die Netz- und Versorgungssicherheit zu erhöhen und nachhaltig zu gewährleisten ist.
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
In § 7a ist festgelegt, dass Betreiber von Übertragungsnetzen
u. a. zu Folgendem verpflichtet sind:
Das von ihnen betriebene System sicher, zuverlässig, leistungsfähig und unter Bedachtnahme auf den Umweltschutz und die Interessen der Gesamtheit der Netzzugangsberechtigten zu betreiben und zu erhalten sowie bedarfsgerecht auszubauen;
auf lange Sicht die Fähigkeit des Netzes zur Befriedigung einer angemessenen Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität langfristig sicherzustellen und unter wirtschaftlichen Bedingungen und unter gebührender Beachtung des Umweltschutzes sichere, zuverlässige und leistungsfähige Übertragungsnetze zu betreiben, zu warten und auszubauen;
durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes einen Beitrag zu Versorgungssicherheit zu leisten ist;
einen Netzentwicklungsplan gemäß § 8 zu erstellen und zur Genehmigung bei der Regulierungsbehörde einzureichen;
§ 8 zu den Netzentwicklungsplänen legt dabei u. a. Folgendes fest:
Die Betreiber eines Übertragungsnetzes haben der Regulierungsbehörde jedes Jahr einen zehnjährigen Netzentwicklungsplan für das Übertragungsnetz zur Genehmigung vorzulegen, der sich auf die aktuelle Lage und die Prognosen im Bereich von Angebot und Nachfrage stützt.
Die Ziele des Netzentwicklungsplans sind insbesondere:
→ Die Deckung der Nachfrage an Leitungskapazitäten zur Versorgung der Endverbraucher unter Berücksichtigung von Notfallszenarien;
→ die Erzielung eines hohen Maßes an Verfügbarkeit der Leitungskapazität (Versorgungssicherheit der Infrastruktur);
→ die Deckung der Nachfrage nach Leitungskapazitäten zur Erreichung eines europäischen Binnenmarktes. Grundsätzlich fallen damit Übertragungsnetze gemäß der Regelungen des Bundesverfassungsgesetzes in die Zuständigkeit der Länder. Davon ausgenommen sind Vorhaben, welche sich auf zwei oder mehrere Länder erstrecken. Diese werden im Rahmen des Starkstromwegegesetzes 1968 geregelt.
3.9.2
Welche internationalen Verpflichtungen bestehen?
Ein Vorhaben der Europäischen Union stellt die Schaffung eines europäischen Binnenmarktes für die Elektrizitätserzeugung, -übertragung und -versorgung dar (RL 2009/72/EG). Dieser wird als notwendig erachtet, um auf Basis einer zuverlässigen Energieversorgung eine nachhaltige Strategie zur Bekämpfung des Klimawandels zu ermöglichen.
europäischer Binnenmarkt
Die rechtliche Umsetzung des Binnenmarktes für Elektrizität erfolgte zuletzt im Rahmen des dritten Energiebinnenmarktpaketes sowie der darauf aufbauenden Verordnung zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur (VO (EU) 347/2013). Auf Basis der RL 2009/72/EG werden jene Vorhaben hervorgehoben, welche für das Funktionieren des Energiebinnenmarktes und die Energieversorgungssicherheit besonders wichtig sind.
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380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
transeuropäische Energienetze
Die EU fördert den Verbund, die Interoperabilität und den Ausbau der transeuropäischen Energienetze u. a. mit dem Ziel das effektive Funktionieren des Energiebinnenmarktes zu fördern, benachteiligte Gebiete und Inselregionen besser zu entwickeln und Isolationen
zu vermeiden, die Sicherheit der Energieversorgung zu verbessern sowie einen Beitrag zur nachhaltigen Entwicklung und zum Umweltschutz zu leisten
(verstärkte Nutzung erneuerbarer Energien). Dabei werden folgende Prioritäten hinsichtlich Elektrizitätsnetzen festgelegt: Anpassung und Entwicklung zur Erleichterung der Integration erneuerbarer
Energiequellen und die Interoperabilität der Elektrizitätsnetzwerke innerhalb der EU sowie anderer
Länder Europas und des Mittelmeer- und Schwarzmeerraumes. Zu den Aufgaben der Übertragungsnetzbetreiber ist u. a. in Artikel 12 Folgendes festgelegt: Jeder Übertragungsnetzbetreiber ist dafür verantwortlich,
Grenzüberschreitender Stromhandel
auf lange Sicht die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, eine angemessene Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen, unter wirtschaftlichen Bedingungen und unter gebührender Beachtung des Umweltschutzes sichere, zuverlässige und leistungsfähige Übertragungsnetze zu betreiben, zu warten und auszubauen;
zu gewährleisten, dass die zur Erfüllung der Dienstleistungsverpflichtungen erforderlichen Mittel vorhanden sind;
durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen;
die Übertragung von Elektrizität durch das Netz unter Berücksichtigung des Austausches mit anderen Verbundnetzen zu regeln. Daher ist es Sache des Übertragungsnetzbetreibers, ein sicheres, zuverlässiges und effizientes Elektrizitätsnetz zu unterhalten und in diesem Zusammenhang die Bereitstellung aller notwendigen Hilfsdienste – einschließlich jener, die zur Befriedigung der Nachfrage geleistet werden – zu gewährleisten, sofern diese Bereitstellung unabhängig von jedwedem anderen Übertragungsnetz ist, mit dem das Netz einen Verbund bildet.
In diesem Zusammenhang dient die Verordnung über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel (VO (EG) 714/2009) u. a. zur Festlegung gerechter Regeln für den grenzüberschreitenden Stromhandel. Damit soll eine Verbesserung des Wettbewerbs auf dem Elektrizitätsbinnenmarkt erzielt werden sowie ein reibungslos funktionierender und transparenter Großhandelsmarkt mit einem hohen Maß an Stromversorgungssicherheit entstehen. Dies beinhaltet auch die Entwicklung von Netzkodizes (Art. 6) durch die ENTSOE7, welche unter anderem Regeln für die Netzsicherheit und -zuverlässigkeit einschließlich der Regeln für technische Übertragungskapazitäten zur Sicherstellung der Netzbetriebssicherheit enthalten. Des Weiteren wird auch die regionale Zusammenarbeit der Übertragungsnetzbetreiber geregelt (Art. 12).
7
58
Europäischer Verbund der Übertragungsnetzbetreiber
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Energiepolitische Rahmenbedingungen
Am 17. April 2013 wurde von der Europäischen Kommission die Verordnung zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur (VO (EG) 347/2013) erlassen. Diese legt vorrangige transeuropäische Energieinfrastrukturkorridore und -gebiete fest, um eine rechtzeitige Entwicklung und Interoperabilität zu gewährleisten. Dabei ist in Anhang I der Verordnung unter den vorrangigen Stromkorridoren sowohl bei der Nord-Süd-Stromverbindungsleitung in Westeuropa („NSI West Electricity“) sowie bei der Nord-Süd-Stromverbindungsleitung in Mittelosteuropa und Südosteuropa („NSI East Electricity“) jeweils Österreich als betroffener Mitgliedstaat angeführt.
transeuropäische Energieinfrastruktur
Diese werden im Rahmen der delegierten Verordnung (VO 1391/2013/EU) durch die Festlegung von Vorhaben von gemeinsamem Interesse (PCI – Projects of Common Interest) erweitert. Unter den angeführten PCIs ist auch der Ausbau der Salzburgleitung auf der 380 kV-Ebene angeführt.
3.9.3
Kann der Netzbetreiber ohne die 380 kV-Salzburgleitung seine Verpflichtungen erfüllen?
Hinsichtlich der Verpflichtungen auf nationaler und Länderebene stehen im Besonderen die Gewährleistung der Versorgungssicherheit und Zuverlässigkeit des Netzbetriebes im Vordergrund. Neben dem großen Anteil an Wasserkraft bei den Erneuerbaren gewinnen die Stromerzeugung aus Windkraft und Photovoltaik zunehmend an Bedeutung. Sowohl die Simulationen der APG (APG 2012, REICH et al. 2013) als auch die Studien „Super-4-Micro-Grid“ (BOXLEITNER et al. 2011) und die darauf aufbauende Dissertation „Maximierung des regenerativen Erzeugungsanteil an der österreichischen Elektrizitätsversorgung“ (GROIß 2013) zeigen, dass bei einem weiteren Windkraftausbau in den nächsten Jahren zusehends Engpässe auf der OstWest-Verbindung von den Windkraftstandorten zu den Pumpspeicherkraftwerken auftreten. Da bereits jetzt umfangreiche Maßnahmen notwendig sind, um einen sicheren Netzbetrieb zu gewährleisten, ist es auf längere Sicht unwahrscheinlich, dass die gesetzlichen Vorgaben hinsichtlich Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit (aufgrund der notwendigen Maßnahmen; siehe auch Kapitel 3.6.2) erfüllt werden können.
Ausbau der Erneuerbaren führt zu Engpässen
In diesem Zusammenhang ist auch die bereit jetzt teils angespannte Situation in den Verteilnetzen der Salzburg AG zu berücksichtigen. Der vorgesehene Ausbau von Wasserkraft und weiteren Erneuerbaren würde diese Situation noch zusätzlich verschärfen. Dies ist insbesondere hinsichtlich der Versorgungssicherheit für den Großraum Salzburg von Relevanz. Auch in Hinblick auf die rechtlichen internationalen Verpflichtungen, die aufgrund des gemeinsamen Elektrizitätsbinnenmarktes sowie des 3. Energiebinnenmarktpaketes bestehen, ist von einer Notwendigkeit der 380 kV-Salzburgleitung auszugehen. Dies wird insbesondere durch die VO 1391/2013/EU bekräftigt, welche den Ausbau der Salzburgleitung als Vorhaben von wesentlichem gemeinsamem Interesse auflistet.
internationale Verpflichtungen
In Bezug auf den internationalen Energieaustausch, der durch den Ausbau der Stromerzeugung aus volatilen Quellen (Windkraft und Photovoltaik) zunehmend verstärkt werden wird, ist auch im europäischen Kontext nicht davon auszugehen, dass bei steigender Belastung der Übertragungsleitungen langfristig die Zuverlässigkeit der Versorgung gesichert werden kann.
internationaler Energieaustausch
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380 kV-Salzburgleitung – Wirtschaftliche Aspekte
4 4.1
WIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE Welche Auswirkungen hat die Salzburgleitung auf den Wirtschaftsstandort Salzburg?
Industrie und Gewerbe sind grundsätzlich auf eine zuverlässige Stromversorgung angewiesen. Des Weiteren bestehen zum Teil – in Abhängigkeit von Branche und Produktionsprozessen – sehr unterschiedliche Anforderungen an die Qualität der Stromversorgung hinsichtlich Frequenz- und Spannungsstabilität. Stromversorgung und Kosten
Ein großer Vorteil des einheitlichen Marktgebietes mit Deutschland sind die günstigen Stromversorgungskosten, welche für die energieintensive Industrie ein relevantes Kriterium hinsichtlich der Wettbewerbsfähigkeit darstellen. Sollten die Anforderungen, die von Industrie- oder Gewerbeunternehmen an die Stromversorgung gestellt werden, nicht erfüllt werden können, müssen entsprechende Maßnahmen ergriffen werden, um dennoch einen zuverlässigen Betrieb zu ermöglichen. Je nach Anforderungen und Qualität der zur Verfügung stehenden Stromversorgung ist dies mit entsprechenden Kosten verbunden, die entsprechend eingepreist werden müssen. Folglich stellt eine zuverlässige und qualitativ hochwertige Stromversorgung ein wesentliches Kriterium dar, welches insbesondere im Rahmen von Betriebsansiedelungen zu berücksichtigen ist.
Teilnahme am Elektrizitätsmarkt
Einen weiteren Faktor hinsichtlich einer qualitativ hochwertigen Anbindung stellt die Möglichkeit dar, im Falle einer (teilweisen) Eigenstromversorgung am Standort auch am Elektrizitätsmarkt (z. B. Regelenergiemarkt) teilnehmen zu können. In diesem Fall müssen insbesondere ausreichende Übertragungskapazitäten zur Verfügung stehen. In diesem Zusammenhang sind die Netze der Salzburg AG zu berücksichtigen, welche, ohne eine ausreichende Anbindung an das Übertragungsnetz, die oben genannten Voraussetzungen nicht im notwendigen Ausmaß gewährleisten können.
4.2
Redespatching
60
Welche Effekte hätte ein Verzicht auf die 380 kV-Salzburgleitung?
Die Auswirkungen, die durch einen Verzicht des Ausbaus der Salzburgleitung auf der 380 kV-Ebene verursacht werden, liegen in erster Linie in einem erhöhten Aufwand, den sicheren Netzbetrieb zu gewährleisten. Hierfür werden im Falle einer drohenden Überlastung der Netze zusätzliche Kraftwerkskapazitäten abgerufen (Redespatching), um in Regionen mit erhöhtem Energiebedarf ausreichend Strom zur Verfügung zu stellen. Einhergehend mit dem Redispatching erfolgt häufig auch ein Aussetzen des Intraday-Handels an den Landesgrenzen, da dieser den Redispatching-Maßnahmen entgegenwirken könnte.
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380 kV-Salzburgleitung – Wirtschaftliche Aspekte
Wie aus Abbildung 29 ersichtlich ist, hat der Umfang des Aussetzens des Intraday-Handels in den letzten Jahren massiv zugenommen und die Tendenz ist weiter stark steigend (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014, Interview mit Ch. Materazzi-Wagner, J. Mayer und W. Urbantschitsch am 24.01.2014, APG 2014). Damit erhöhen sich auch die Kosten, die durch den Betrieb der zusätzlichen Kraftwerke notwendig sind. Das Aussetzen des Intraday-Handels stellt darüber hinaus einen Eingriff in den Markt dar, der nicht mehr im ökonomischen (und ökologischen) Optimum betrieben werden kann.
Aussetzen des Intraday-Handels
Des Weiteren stellt die Salzburgleitung eine wichtige Übertragungsleitung für den internationalen Stromaustausch dar. Bei einer unzureichenden Anbindung an den internationalen Markt kann nicht ausreichend Strom importiert werden, wenn dieser international (aufgrund eines hohen Anteils an Stromerzeugung aus Erneuerbaren) günstiger zur Verfügung steht. Damit entsteht ein Preisgefälle, welches sich nachteilig auf Industrie und Gewerbe sowie den Privatbereich auswirkt.
internationaler Stromaustausch
Einen weiteren drohenden Kostenfaktor im Falle unzureichender Übertragungskapazitäten stellt ein Blackout dar.
Blackout
Die hier aufgeführten Punkte werden in den folgenden Kapiteln im Detail diskutiert.
4.2.1
Kosten durch Redispatching und Intraday-Handelsstopps
Wie im vorherigen Kapitel beschrieben, haben die notwendigen RedispatchingMaßnahmen und Intraday-Handelsstopps signifikant zugenommen. Musste der Handel im Jahr 2012 nur für 73 Stunden unterbrochen werden, war dies 2013 bereits 818 Stunden der Fall (APG 2014). Im Jahr 2014 musste der Handel bis zum 24. Februar bereits 303 Stunden ausgesetzt werden (siehe Abbildung 29). Zur Veranschaulichung der damit verbundenen Kosten dient das folgende Beispiel: Am 3. Oktober 2013 drohte in Folge einer hohen Stromerzeugung aus Erneuerbaren in Deutschland (rund 34.000 MW) sowie geringer nationaler Last (Feiertag in Deutschland) eine Überlast aufgrund der zu erwartenden Import-/ Export-Situation. Diese Situation wurde durch eine geringe Erzeugung in Österreich sowie einen günstigen Marktpreis (bis zu 0,16 €/MWh) zusätzlich verschärft. Als Gegenmaßnahmen mussten zusätzliche Kraftwerkskapazitäten in Höhe von rund 1.800 MW über Redispatching abgerufen sowie der Handel entlang aller Grenzen ausgesetzt werden. Zusätzlich bestand ein Pumpverbot für die Pumpspeicherkraftwerke. Die dadurch verursachten Kosten beliefen sich auf rund 1,1 Mio. €; davon entfielen rund 0,6 Mio. € auf Österreich (APG 2013b, 2014). Diese Kosten müssen in die Stromkosten eingepreist werden. Steigen die notwendigen Gegenmaßnahmen auch zukünftig weiter an, führt dies zwangsläufig zu steigenden Kosten für die Verbraucher.
4.2.2
Kosten durch unzureichende Kuppelleitungen
Wesentliche Faktoren für die Kostengestehung sind die Leistungsfähigkeit der Kuppelleitungen sowie des weiteren Übertragungsnetzes. Aufgrund der bisher ausreichenden Übertragungskapazitäten zu Deutschland stellen Österreich und Deutschland im Wesentlichen ein Marktgebiet mit gleichem günstigem Preisniveau dar. Die Ursache für die günstigen Preise liegt dabei hauptsächlich an den
Umweltbundesamt Wien, 2014
61
380 kV-Salzburgleitung – Wirtschaftliche Aspekte
großen Mengen Strom, die mittels Photovoltaik und Windkraft in Deutschland produziert werden. Dadurch kam es zu einer entsprechenden Verschiebung und der Merit-Order-Kurve (siehe auch Kapitel 3.3.2.2). Sollten die Kapazitäten zukünftig nicht mehr ausreichen und damit keinen unbeschränkten Handel mehr ermöglichen, müssten in Österreich Kraftwerke in Betrieb genommen werden, welche aufgrund der Stromhandelspreise eigentlich nicht wirtschaftlich betrieben werden könnten (hauptsächlich fossile Kraftwerke). Längerfristig würde das bedeuten, dass das Preisniveau dauerhaft ansteigt und somit neben zusätzlichen Kosten für die Verbraucher auch ein relevanter Standortnachteil entsteht. Als Beispiel für eine mögliche Entwicklung kann Italien angeführt werden: Aufgrund unzureichender Übertragungsleistungen zum Ausland sowie teils zu geringer verfügbarer Kraftwerkskapazitäten (Interview mit W. Gawlik am 23.01.2014, Interview mit Ch. Materazzi-Wagner, J. Mayer und W. Urbantschitsch am 24.01. 2014) zeigt sich, dass das Preisniveau im Day-Ahead-Markt im Jahr 2013 durchschnittlich rund 26 €/MWh höher lag als in Österreich (siehe Abbildung 31).
Strompreis - 7-Tage-Schnitt [€/MWh]
Vergleich der Preisentwicklung der Day-Ahead-Preise für Österreich und Italien 90 80 70 60 50 40 30 20
IT
10
AT 01.12.
01.11.
01.10.
01.09.
01.08.
01.07.
01.06.
01.05.
01.04.
01.03.
01.02.
01.01.
0
Jänner bis Dezember 2013 Quellen: EXAA, GME
Abbildung 31: Vergleich der Preisentwicklung der Day-Ahead-Preise für Österreich und Italien (7-Tage-Schnitt).
Aufgrund der höheren Stromhandelspreise sind auch die Kosten für die Endverbraucher entsprechend höher. In Abbildung 32 ist ein Vergleich der Strompreise für die Industrie der Länder Österreich, Deutschland und Italien sowie für den gesamten EU-Raum dargestellt.
62
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380 kV-Salzburgleitung – Wirtschaftliche Aspekte
Vergleich der Stromkosten-Entwicklung für Industrieabnehmer in AT, DE, IT und im EU-Durchschnitt 150
Strompreis Industrie [€/MWh]
140
AT
DE
IT
EU
130 120 110 100 90 80 70 60 2010S2
2011S1
2011S2
2012S1
2012S2
2013S1
Semester 2010 bis 2013 Quelle: EUROSTAT
Abbildung 32: Vergleich der Entwicklung der Stromkosten für Industrieabnehmer in Österreich, Deutschland, Italien und im EU-Durchschnitt.
Auch hier zeigt sich, dass die Strompreise in Italien deutlich höher liegen. Des Weiteren ist der Effekt des gemeinsamen Marktes mit Deutschland zu erkennen, für den die Strompreise nahe zu ident sind und im Vergleich zum gesamten EURaum seit 2011 niedriger waren. Des Weiteren profitiert Österreich auch direkt durch den Stromhandel. In Tabelle 3 sind die Außenhandelsdaten hinsichtlich Strommenge und Warenwert dargestellt. Tabelle 3: Außenhandel mit elektrischem Strom (Quellen: STATISTIK AUSTRIA, WKÖ). 2010 Menge [PJ] Wert [Mio. €]
2011
2012
Import
Export
Import
Export
Import
Export
71,6
63,2
89,9
60,4
83,8
73,6
809,9
1.289,1
1.212,2
1.159,0
1.187,1
1.482,2
Dabei zeigt sich, dass der Wert des exportierten Stroms deutlich über jenem des importierten liegt. Dies ist besonders im Jahr 2011 ersichtlich, in dem rund 33 % weniger Strom exportiert als importiert wurde. In Bezug auf den Warenwert lag der Export aber nur um 4 % unter dem Wert des Importes.
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63
380 kV-Salzburgleitung – Wirtschaftliche Aspekte
4.2.3
Kosten eines Blackouts
Eine Bedrohung, die durch nicht ausreichend ausgebaute und leistungsfähige Übertragungsnetze besteht, ist die eines sogenannten Blackouts. Dabei führt das Versagen, welches über das (n-1)-Kriterium hinausgeht (z. B. gleichzeitiger Ausfall von zwei Übertragungssystemen einer Freileitung durch Naturereignisse wie Lawinen oder Erdrutsche), zur Überlastung und dem Versagen weiterer Systeme. Wenn das verbleibende System nicht über ausreichende zusätzliche Kapazitäten verfügt, kann es in Form einer Kettenreaktion zu einem großflächigen Totalausfall des Netzes kommen. In so einem Fall kann es mitunter einige Stunden dauern, bis einzelne Regionen wieder mit Strom versorgt werden können, da neben allfälligen notwendigen Reparaturen, um eine teilweise Stromversorgung wiederherstellen zu können, auch große Herausforderungen an den Kraftwerkspark bestehen. Zuerst müssen jene Kraftwerke, die über eine sogenannte Schwarzstartfähigkeit verfügen, wieder hochgefahren werden. Diese Kraftwerke sind in der Lage, auch ohne eine externe Stromversorgung in Betrieb genommen zu werden. Erst mit der Stromversorgung durch diese Kraftwerke kann dann der verbleibende Kraftwerkspark in Betrieb genommen und damit die Stromversorgung schrittweise wiederhergestellt werden. Im Rahmen des Projektes „Blackouts in Österreichs“ wurde ein ökonomisches Bewertungsmodell (ENERGIEINSTITUT AN DER JOHANNES KEPLER UNIVERSITÄT LINZ) entwickelt, welches erlaubt, die Kosten eines Blackouts abzuschätzen. Mittels dieses Tools wurden die Kosten für einen Blackout von jeweils 3 bzw. 24 Stunden für Salzburg und Gesamt-Österreich abgeschätzt. Als Zeitpunkt wurde jeweils Mittwoch, der 19. Februar, 10:00 Uhr gewählt (kein Feiertag) Die jeweiligen Gesamtsummen der Schäden, die durch die Blackouts verursacht würden, sind in Tabelle 4 dargestellt. Tabelle 4: Aufstellung des Gesamtschadens, der durch einen Blackout ausgelöst wird (in Mio. €) (Quelle: ENERGIEINSTITUT AN DER JOHANNES KEPLER UNIVERSITÄT LINZ). Region
Dauer [Stunden]
Gesamtschaden [Mio. €]
Salzburg
3
12,8
Salzburg
24
75,2
Österreich
3
190,8
Österreich
24
1.124,9
Eine detaillierte Aufstellung nach den betroffenen Sektoren ist im Folgenden für Salzburg und Gesamt-Österreich bei einer Dauer des Blackouts von 24 Stunden angeführt. Im Falle eines Blackouts von 24 Stunden Dauer würden sich für das Land Salzburg die Gesamtkosten auf rund 75,2 Mio. € belaufen (siehe Tabelle 5). Der Hauptteil entfällt dabei auf den Sektor verarbeitendes Gewerbe und Herstellung von Waren mit rund 28,5 Mio. €.
64
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380 kV-Salzburgleitung – Wirtschaftliche Aspekte
Tabelle 5: Sektorale Aufschlüsselung hinsichtlich der Auswirkungen eines Blackouts von 24 Stunden Dauer auf das Land Salzburg (Quelle: ENERGIEINSTITUT AN DER JOHANNES KEPLER UNIVERSITÄT LINZ). Sektor (NACE-Code)
Sektor
A
Landwirtschaft, Forstwirtschaft und Fischerei
1,6
BDE
Bergbau und Gewinnung von Steinen und Erden, sonstige Industrie
1,0
C
Verarbeitendes Gewerbe, Herstellung von Waren
F
Baugewerbe/Bau
2,2
GHI
Handel, Verkehr und Lagerei
7,3
J
Information und Kommunikation
1,1
K
Erbringung von Finanz- und Versicherungsleistungen
2,6
LMN
Grundstücks- und Wohnungswesen, Erbringung von freiberuflichen, wissenschaftlichen und technischen Dienstleistungen sowie von sonstigen wirtschaftlichen Dienstleistungen
6,6
OPQRS
Öffentliche Verwaltung, Verteidigung, Sozialversicherung, Erziehung und Unterricht, Gesundheits- und Sozialwesen Haushalte
Summe
Schaden [Mio. €]
28,5
16,6 7,8 75,2
In Bezug auf Gesamt-Österreich beläuft sich der Gesamtschaden für einen 24stündigen Blackout auf einen Wert von rund 1.124,9 Mio. €. Dieser Wert entspricht 3,6 ‰ des Bruttoinlandsproduktes des Jahres 2013 (STATISTIK AUSTRIA – wirtschaftliche Gesamtrechnungen) bzw. einem Verlust von rund 130 € pro Kopf (STATISTIK AUSTRIA – Bevölkerungsstand). Tabelle 6: Sektorale Aufschlüsselung hinsichtlich der Auswirkungen eines Blackouts von 24 Stunden Dauer auf Gesamt-Österreich (Quelle: ENERGIEINSTITUT AN DER JOHANNES KEPLER UNIVERSITÄT LINZ). Sektor (NACE-Code)
Sektor
A
Landwirtschaft, Forstwirtschaft und Fischerei
31,4
BDE
Bergbau und Gewinnung von Steinen und Erden, sonstige Industrie
15,1
C
Verarbeitendes Gewerbe, Herstellung von Waren
F
Baugewerbe/Bau
31,2
GHI
Handel, Verkehr und Lagerei
81,7
J
Information und Kommunikation
24,7
K
Erbringung von Finanz- und Versicherungsleistungen
55,5
LMN
Grundstücks- und Wohnungswesen, Erbringung von freiberuflichen, wissenschaftlichen und technischen Dienstleistungen sowie von sonstigen wirtschaftlichen Dienstleistungen
99,6
OPQRS
Öffentliche Verwaltung, Verteidigung, Verteidigung, Sozialversicherung, Erziehung und Unterricht, Gesundheits- und Sozialwesen
191,6
Haushalte
122,6
Summe
Schaden [Mio. €]
471,5
1.124,9
Eine Aufschlüsselung des Schadens nach den drei Wirtschaftssektoren ergibt, dass vom wirtschaftlichen Schaden 3,1 % auf den Primär-, 51,7 % auf den Sekundär- und 45,2 % auf den Tertiärsektor entfallen (siehe Abbildung 33).
Umweltbundesamt Wien, 2014
65
380 kV-Salzburgleitung – Wirtschaftliche Aspekte
Gesamtschaden nach Wirtschaftssektoren
Tertiärsektor 45,2 %
Primärsektor 3,1 %
Sekundärsektor 51,7 % Quelle: Umweltbundesamt (auf Basis berechneter Daten)
Abbildung 33: Gesamtschaden nach Wirtschaftssektoren bei einem Blackout von 24 Stunden Dauer für Österreich.
Neben den direkten ökonomischen Schäden durch den Stromausfall und damit verbundenen Produktionsausfällen ist zu berücksichtigen, dass es zu ImageSchäden für die betroffenen Regionen kommen kann, welche insbesondere in Bezug auf die Standortwahl möglicher Betriebsansiedelungen langfristige negative Effekte verursachen.
66
Umweltbundesamt Wien, 2014
380 kV-Salzburgleitung – Nullvariante
5
NULLVARIANTE
In Rahmen dieses Kapitels werden – aufbauend auf die Diskussion in den vorhergehenden Kapiteln – auf Basis der klimapolitischen Notwendigkeit, den energiepolitischen Rahmenbedingungen sowie der wirtschaftlichen Aspekte, die Konsequenzen einer möglichen Nicht-Umsetzung der 380 kV-Salzburgleitung dargestellt.
5.1
Ist ein Verzicht mit der klimapolitischen Notwendigkeit vereinbar?
Wie in Kapitel 2 dargestellt, wurden aufgrund der Notwendigkeit das Ausmaß des Klimawandels zu beschränken (2 °Ziel) europaweite Ziele festgelegt, von denen sich unterschiedliche nationale und regionale Ziele für verschiedene Zeiträume ableiten lassen. Sowohl in Bezug auf die nationalen Ziele und Vorgaben Österreichs sowie insbesondere in Bezug auf die deutlich stringenteren regionalen Ziele des Landes Salzburg („Salzburg 2050 klimaneutral.energieautonom.nachhaltig“) stellt der Ausbau der regenerativen Stromerzeugung eine notwendige Maßnahme dar. Die zur Verfügung stehenden Technologien mit ausreichenden zusätzlichen Ausbaupotenzialen (dies sind im Wesentlichen Windkraft und Photovoltaik) stellen aufgrund der volatilen Stromerzeugung besondere Herausforderungen an die Verteilung und Speicherung. Aufgrund der bedarfsunabhängigen Erzeugung ist eine ausreichende Anbindung an Speicher und weit entfernte Verbraucher über ein leistungsfähiges Übertragungsnetz notwendig. Österreich ist auf Grund seines hohen Anteils an Wasserkraft (die nicht so volatil wie Wind- oder Sonnenenergie ist) in einer relativ komfortablen Situation bei der Stromerzeugung. Andere europäische Länder haben einen deutlich höheren Anteil nicht nachhaltiger Stromerzeugungstechnologien; der ebenfalls notwendige Ausbau der regenerativen Stromerzeugung im Ausland führt bereits jetzt zu erhebliche Belastungen, auch des österreichischen Stromnetzes. Bei einem Verzicht des Ausbaus der Salzburgleitung auf der 380 kV-Ebene wird jedenfalls der kurzfristige Ausbau der regenerativen Stromerzeugung erschwert. So führt bereits jetzt die Stromerzeugung aus Windkraft im Osten Österreichs zu hohen Auslastungen der bestehenden Leitungen. Bei einem weiteren Ausbau ist von zusätzlichen Eingriffen durch den Übertragungsnetzbetreiber auszugehen, um Überlastung der Netzte vermeiden und die Versorgungssicherheit gewährleisten zu können. Diese Eingriffe (Redispatching) können einen vermehrten Betrieb fossiler Kraftwerke erfordern und damit zu zusätzlichen klimaschädlichen Emissionen führen. Aufgrund der Anstrengungen beim Ausbau erneuerbarer Energien in den Nachbarstaaten (z. B. Deutschland und Italien) kommt es vermehrt zu einem innereuropäischen Stromaustausch, der sich ebenfalls wesentlich auf die österreichischen Netze ausprägt. Bei unzureichenden Kuppelleitungen kann, neben mit fossilen Emissionen verbundenen Redispatchingmaßnahmen, auch zusehends die Netzstabilität und damit die Versorgungssicherheit gefährdet sein.
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380 kV-Salzburgleitung – Nullvariante
Da bislang nicht absehbar ist, ob es zukünftig erzeugungs- und/oder verbrauchsnahe Großspeichermöglichkeiten geben wird oder dafür das Gasnetz genutzt werden kann, würde ein Verzicht auf den Bau der 380 kV-Salzburgleitung jedenfalls das hohe Risiko in sich tragen, die Erreichung der notwendigen Klimaziele im Bereich der Stromerzeugung zu erschweren und zu verteuern. Unter der Voraussetzung, dass es so ein Speichersystem nicht rechtzeitig geben wird, sind bei Verzicht auf die Salzburgleitung ein hoher Aufwand und Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit unausweichlich. Erhöhte Gesamtsystemkosten und eine verminderte Versorgungssicherheit, die bei einer Nichtrealisierung des Projekts erfolgen könnten, sind für die gesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende kontraproduktiv.
5.2
Ist ein Verzicht mit den energiepolitischen Rahmenbedingungen vereinbar?
In Bezug auf die energiepolitischen Rahmenbedingungen ist im Wesentlichen die zukünftige Integration der nachhaltigen Stromerzeugung aus größtenteils volatilen Quellen zu berücksichtigen. Aufgrund der im obigen Kapitel beschrieben klimapolitischen Notwendigkeit ist zukünftig von einem massiven Ausbau der volatilen Stromerzeugung in Österreich und in unseren Nachbarländern auszugehen. Diese verbraucherunabhängige und stark schwankende Erzeugung führt bereits jetzt zu starken Auslastungen der bestehenden Übertragungsnetze und macht vermehrt den Energieaustausch begrenzende Ausgleichsmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber notwendig, um die Versorgungssicherheit gewährleisten zu können. Aus energiepolitischer Sicht ist daher der Ausbau der Übertragungsleitungen wichtig, um sowohl die nationalen Stromerzeuger integrieren zu können, als auch den zukünftigen internationalen Energieaustausch aus erneuerbaren Quellen sicher bewältigen zu können. In Bezug auf den Raum Salzburg stellt die geplante 380 kV-Salzburgleitung eine wesentliche Maßnahme dar, um die regionalen Verteilnetze der Salzburg AG zu entlasten. Diese Entlastung ist notwendig, um weiterhin die hohe Einspeisung von Strom aus Wasserkraft abführen und gleichzeitig die Verbraucher im Großraum Salzburg versorgen zu können. Damit stellt der Ausbau einen wesentlichen Beitrag zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit dar. Bei einem Verzicht auf den Bau der 380 kV-Salzburgleitung ist davon auszugehen, dass der Betreiber nur mehr mit einem sehr hohen Aufwand die – gesetzlich verankerte – Versorgungssicherheit gewährleisten kann. Dies würde zu erhöhten Systemkosten führen. Durch die notwendigen Maßnahmen ist es außerdem unwahrscheinlich, dass Österreich seine rechtlichen Verpflichtungen gemäß europäischem Energiebinnenmarkt erfüllen kann.
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380 kV-Salzburgleitung – Nullvariante
5.3
Ist ein Verzicht aus wirtschaftlicher Sicht möglich?
Aus wirtschaftlicher Sicht sind sowohl die Qualität der Energieversorgung sowie die Stromkosten zu berücksichtigen. In Bezug auf die Qualität der Stromversorgung ist für Industrie und Gewerbe sowohl die zuverlässige Stromversorgung wesentlich, als auch die Qualität hinsichtlich Spannungs- und Frequenzstabilität von Bedeutung. Bei einer unzureichenden Versorgungsqualität sind von den Betrieben Gegenmaßnahmen zu treffen, die mit entsprechenden Kosten verbunden sind. Damit stellt die Qualität der Stromversorgung ein wesentliches Standortkriterium dar. Ein weitere Punkt, der für energieintensive Betreibe relevant ist, sind die Stromkosten. Aufgrund derzeit noch ausreichender Kuppelleitungen stellen Österreich und Deutschland ein Marktgebiet mit vergleichsweise günstigen Stromkosten dar. Die niedrigen Stromkosten werden dabei wesentlich durch den Ausbau der regenerativen Stromerzeugung in Deutschland erzielt. Bei einem Verzicht auf die 380 kV-Salzburgleitung ist sowohl mit negativen Konsequenzen hinsichtlich der Qualität der Stromversorgung sowie den Stromkosten zu rechnen. Bei unzureichenden Übertragungskapazitäten können lokale Schwankungen nur unzureichend abgefedert werden und müssen daher durch Ausgleichsmaßnahmen ausgeglichen werden. Bei einer unzureichenden Anbindung an die Nachbarstaaten kann Österreich weniger von einer günstigen Stromversorgung im Ausland profitieren und ist gezwungen aufgrund notwendiger Ausgleichsmaßnahmen Strom teurer im Inland zu erzeugen. Damit ist bei Verzicht auf einen Ausbau der Übertragungsleitung mittel- bis langfristig von einem höheren Preisniveau im Inland auszugehen. Im Falle von vermehrten Engpässen steigt zudem die Gefahr eines Blackouts, der neben kurzfristigen Kosten durch Produktionsausfälle, auf lange Sicht, aufgrund von Image-Schäden für die betroffenen Regionen, zu nachteiligen Effekten hinsichtlich der Standortwahl von Betrieben führt.
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380 kV-Salzburgleitung – Literaturverzeichnis
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380 kV-Salzburgleitung – Rechtsnormen und leitlinien
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RECHTSNORMEN UND LEITLINIEN
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380 kV-Salzburgleitung – Rechtsnormen und leitlinien
VO (EU) 714/2009: Verordnung des Europäischen Parlamentes und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003. ABl. L 211, 14.8.2009. VO (EU) 347/2013: Verordnung des Europäischen Parlamentes und Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009. ABl. L 115, 25.04.2013. VO (EU) 1391/2013: Delegierte Verordnung der Kommission zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur in Bezug auf die Unionsliste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse. Wasserrahmenrichtlinie (WRRL; RL 2000/60/EG): Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. Oktober 2000 zur Schaffung eines Ordnungsrahmens für Maßnahmen der Gemeinschaft im Bereich der Wasserpolitik. ABl. Nr. L 327. Geändert durch die Entscheidung des Europäischen Parlaments und des Rates 2455/2001/EC. ABl. L 331, 15/12/2001.
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Umweltbundesamt Wien, 2014
Umweltbundesamt GmbH Spittelauer Lände 5 1090 Wien/Österreich Tel.: +43-(o)1-313 04 Fax: +43-(o)1-313 04/5400
[email protected] www.umweltbundesamt.at
Das Umweltbundesamt wurde von der Salzburger Landesamtsdirektion beauftragt, das öffentliche Interesse aus Sicht des Landes Salzburg an der 380 kV-Salzburgleitung zu evaluieren. Dazu wurden die unterschiedlichen Implikationen erörtert, welche sich vor allem aus klimapolitischen Notwendigkeiten, zukünftigen Herausforderungen auf Basis aktueller Energie- und Treibhausgasprojektionen sowie energiepolitischen Rahmenbedingungen ergeben. Zur Gewährleistung einer umfassenden und korrekten Bewertung der wesentlichen Fragestellung, wurden ExpertInnen der E-Control Austria, der TU-Wien sowie des ÖKOBÜRO eingebunden. Die Ergebnisse der Evaluierung zeigen, dass einem leistungsfähigen Übertragungsnetz eine Schlüsselrolle zukommt, um eine zuverlässige Stromversorgung, welche maßgeblich auf der Stromerzeugung aus volatilen erneuerbaren Quellen basiert, zu gewährleisten.
