Versorgungssicherheit im Spannungsfeld von fehlenden Stromnetzen, der DE-AT Preiszonentrennung und 100 % Erneuerbaren

(1)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Versorgungssicherheit im Spannungsfeld von fehlenden Stromnetzen, der DE-AT Preiszonentrennung und 100 % Erneuerbaren

DI Florian Pink

Assistent des Vorstandes

Austrian Power Grid AG (APG)

69. Vollversammlung VÖEW

Waidhofen an der Ybbs, 24. Mai 2019

(2)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Standortbestimmung:

Lastdeckung im Jahr 2018 aus Erneuerbaren

* Mittelwert aus den wöchentlichen Minima und Maxima

MW

Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dez

bis zu 8 GW Lücke

~ 10 TWh in Q1

bis zu 8 GW Lücke

~ 10 TWh in Q4

(3)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Energieaustausch mit Regelzonen - Fahrpläne und NTC

von 01.01.2018 00:15 Mo bis 01.01.2019 00:00 Di Einheit: MW

+...Import, -...Export

Fahrpläne (ohne Istwertaufschaltungen)

-5 000 -4 000 -3 000 -2 000 -1 000 0 1000 2000 3000 4000 5000

CZ

-5 000 -4 000 -3 000 -2 000 -1 000 0 1000 2000 3000 4000

5000

HU

-5 000 -4 000 -3 000 -2 000 -1 000 0 1000 2000 3000 4000

5000

SL

-5 000 -4 000 -3 000 -2 000 -1 000 0 1000 2000 3000 4000 5000

IT

-5 000 -4 000 -3 000 -2 000 -1 000 0 1000 2000 3000 4000

5000

CH

-1 0000 -9 000 -8 000 -7 000 -6 000 -5 000 -4 000 -3 000 -2 000 -1 000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

DE

-1 0000 -9 000 -8 000 -7 000 -6 000 -5 000 -4 000 -3 000 -2 000 -1 000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

REGLER

964 GWh

-2.268 GWh

-2.671 GWh -2.085 GWh

-4.257 GWh -10.317 GWh

~ 47%

-11.720 GWh

~ 53%

3 Österreich

Nachbarländer

22.037 GWh 100%

Jahr 2018 Fahrpläne

(nach Redispatch) +…Import; -…Export

Deutschland als billigste Energiequelle in

Europa

(4)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Import/Export-Entwicklung Regelzone APG

Kumulierte Tagesenergiemengen (laut realisierten Fahrplänen inkl. EPM)

Stichtag 20.05.2019

(5)

AUSTRIAN POWER GRID AG

KW 20 2019

(13.05.-19.05.2019)

Das APG-Netz als Flexibilitätsoption zwischen Bundesländern und Ausland

Rückspeisung in das APG-Netz

Bezug aus dem APG-Netz Import aus Nachbarländern

Export in Nachbarländer

(6)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Anstieg der Transportmengen ⁽¹⁾ verdeutlicht die

zunehmende Bedeutung starker Übertragungsnetze

+ 4 0 % in 9 J a hre n!

(1) Transportmengen im Übertragungsnetz der APG (380-kV und 220-kV)

Großflächiger Austausch von Erneuerbaren erfordert europäische Vernetzung!

(7)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Eckpunkte eines unkoordinierten europäischen Systemumbaus …

In weiten Teilen Europas fortgeführt

In Arbeit In Deutschland initiiert …

x 3

 Neues Marktdesign

(Energy Only vs. Kapazitäts-Markt)

 Massiver Erneuerbaren-Ausbau

(erfordert regionalen und zeitlichen Ausgleich)

 Fehlender Ausbau der Stromnetze (Bedarf an Flexibilitätsoptionen zum

geographischen Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch)

Zunehmende Netzengpässe in

Europa

(8)

AUSTRIAN POWER GRID AG

3 % 5

%

Jahr 2015

Auslöser für Redispatcheinsatz österreichischer Kraftwerke

69 %

22 %

Strukturelle Entwicklung der Netzengpässe

1 %

(9)

AUSTRIAN POWER GRID AG

6 %

MIKULOWA HAGENWERDER

RÖHRSDORF

HRADEC

KRAJNIK VIERRADEN

4

%

2%

2 %

Jahr 2016

86 %

Auslöser für Redispatcheinsatz österreichischer Kraftwerke

Strukturelle Entwicklung der Netzengpässe

(10)

AUSTRIAN POWER GRID AG

26 %

MIKULOWA HAGENWERDER

RÖHRSDORF

HRADEC

KRAJNIK VIERRADEN

Jahr 2018

64 %

Auslöser für Redispatcheinsatz österreichischer Kraftwerke

10 %

Strukturelle Entwicklung der Netzengpässe

Thüringer Strombrücke:

- 380 kV Leitung - Bad Lauchstädt nach

Redwitz

- Kapazität ~ 3.000 MW

- Trassenlänge ~ 190 km

- Seit 09.2017 voll in Betrieb

(11)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Das Fehlen ausreichender Stromnetze hat massive Konsequenzen …

1. Vorhaltung thermischer Kraftwerkskapazitäten („EPV“)

2. Umfassende Notmaßnahmen („Redispatch“)

3. Beschränkte Nutzung erneuerbarer Potentiale („Abregelung“)

4. Trennung der gemeinsamen Preiszone DE-AT

(12)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Fehlendes Übertragungsnetz erfordert umfassende Notmaßnahmen!

Jahr 2018

Tage mit Notmaßnahmen im Jahr 2018

Das Fehlen von Netzinfrastruktur …

• kostete 2017 92 Mio. EUR

• kostete 2018 117 Mio. EUR

• kostet dem österreichischem Stromkunden monatlich rd. 10 Mio. EUR!

Jänner 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Februar 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 März 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 April 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Mai 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Juni 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Juli 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 August 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 September 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Oktober 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 November 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Dezember 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Wochenende Wochentag

 282 Tage im Jahr 2018

(13)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Das Projekt Salzburgleitung erstreckt sich über eine Dauer von mindestens 19 Jahren!

1. Instanz

38 Monate

(statt 9 Monate)

36 Monate

(statt 6 Monate)

2. Instanz

UVP Verfahren

UVE Vorbereitung Heute Bau

Vorbereitung UVE-Konzept

Detaillierte Trassenfindung

für UVE- Einreichung

UVP-Bescheid Salzburg (14.12.2015)

Erkenntnis BVwG (05.03.2019

Baubeginn (??)

Geplante Inbetriebnahme

(??)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 …

Bau Salzburgleitung

• Raumwiderstandsanalyse / Korridorsuchung des ÖIR

• „KEMA-Studie“

• EU-Koordinator

UVP-Bescheid Oberösterreich

(15.12.2014) UVE-Einreichung

(09/2012)

(14)

AUSTRIAN POWER GRID AG

ECA und BNetzA einigen sich auf Bewirtschaftung der Grenze DE-AT

• Österreich als eigenständige Gebotszone

• Long Term (jährlich und monatlich):

Langfristkapazität mit 4,9 GW festgelegt

• Day-Ahead:

Einbettung in CWE Flow Based Market Coupling

• AT verpflichtet sich zu gesicherter Kraftwerksleistung für Redispatch

• APG und DE-TSOs als ausführende Organe des regulatorischen Einigungsrahmens

CWE … Central Western Europe (FR, BE, NL, LU, DE, AT)

AT als Teil der CWE-Region

(15)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Nationale Netzmodelle

Verfügbare Netzkapazitäten bestimmen:

REGIONALE Kapazitäts- berechnung CWE - Flow Based

Ziel: Bestimmung des maximal möglichen

Lösungsraumes

Lösungsraum für den Markt

Koordinierte Kapazitätsberechnung in CWE als Input für Market Coupling

1 Ergebnis:

(16)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Technisch möglicher Lösungsraum für den 17.10.2018 (Ergebnis „Flow Based“)

REGIONALE Kapazitäts- berechnung

1 4,9 GW Minimaler Lösungsraum von 4,9

GW wird technisch sichergestellt

Export AT > DE

Import DE>AT

(17)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Gebote aller Strombörsen

Nationale Netzmodelle

Verfügbare Netzkapazitäten bestimmen:

Preis je Gebotszone

EUROPÄISCHE Kapazitäts-

allokations

(„Market Coupling“) REGIONALE

Kapazitäts- berechnung CWE - Flow Based

Ziel: Bestimmung des maximal möglichen

Lösungsraumes

Zielfunktion:

Maximierung europäische Wohlfahrt

Lösungsraum für den Markt

Marktergebnis

(stundenscharf)

Marktpreise als Ergebnis des Day Ahead CWE Flow Based Market Couplings!

1

2 Angebot Nachfrage

Ergebnis:

(18)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Market Coupling Marktergebnis 17.10.2018

EUROPÄISCHES

„Market Coupling“

2 Tatsächlicher Day-Ahead Austausch DE>AT

(Rote Kurve im Lösungsraum)

(19)

AUSTRIAN POWER GRID AG

„Warum“ – Globales Ziel

• Umsetzung des Pariser Klimaabkommens

„Was ist zu tun…“ – Klima- und Energiestrategie

• 2030: 100 % Strom (national bilanziell) aus Erneuerbaren

• 2050: vollständige Dekarbonisierung aller Sektoren

„Wie machen wir es …“ – Maßnahmen zur Zielerreichung

• Ganzheitliche Systembetrachtung und Nutzung neuer Technologien

Der Weg zur vollständigen

Dekarbonisierung ist eingeschlagen!

+ ?

(20)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Österreichs Weg Richtung 100 % Erneuerbare hat erst begonnen …

x 4

2018

Wind: 3,0 GW PV: 1,4 GW

Wind

Photovoltaik

Erneuerbaren-Anteil ~ 70 % 100 %

Laufwasser: ~ 5.700 MW

Hydro-Speicher: ~ 8.800 MW

Pumpen: ~ 4.200 MW

(21)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Österreichs Weg Richtung 100 % Erneuerbare hat erst begonnen …

2018 2030 2008

2018

Wind: 3,0 GW PV: 1,4 GW

Wind

Photovoltaik

Erneuerbaren-Anteil ~ 70 % 100 %

(22)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Österreichs Weg Richtung 100 % Erneuerbare hat erst begonnen …

2030

x 5

2008 2018

(1) Quelle: „Stromzukunft Österreich 2030 – Analyse der Erfordernisse und Konsequenzen eines ambitionierten Ausbaus erneuerbarer Energien“; TU Wien; Mai 2017

2030

Wind: 9 GW ⁽¹⁾ PV: 12 GW ⁽¹⁾

2018

Wind: 3,0 GW PV: 1,4 GW

Wind

Photovoltaik

Erneuerbaren-Anteil ~ 70 %

(23)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Ausblick ins Jahr 2030

Annahme installierte Leistung:

• PV: 12 GW

• Wind: 9 GW

MW

*) Mittelwert aus den wöchentlichen Minima und Maxima (Wetterjahr 2018)

Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dez

(24)

AUSTRIAN POWER GRID AG

MW

* Mittelwert aus den wöchentlichen Minima und Maxima (Wetterjahr 2018)

Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dez

10 GW

Überdeckung 1. Extreme ¼ h Gradienten

2. Ausgleich Tag / Nacht 3. Saisonale Verlagerung

100 % Erneuerbare bringen neue

Herausforderungen …

(25)

AUSTRIAN POWER GRID AG

MW

* Mittelwert aus den wöchentlichen Minima und Maxima (Wetterjahr 2018)

Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dez

6 GW Lücke

~ 6 TWh in Q1

1. Extreme ¼ h Gradienten („Peaks“) 2. Ausgleich Tag / Nacht

3. Saisonale Verlagerung

100 % Erneuerbare bringen neue Herausforderungen …

Innerhalb AT massive regionale Unterschiede!

(26)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Burgenland April 2030: Windüberschüsse müssen abtransportiert werden

1 .4 2 .4 3 .4 4 .4 5 .4 6 .4 7 .4 8 .4 9 .4 1 0 .4 1 1 .4 1 2 .4 1 3 .4 1 4 .4 1 5 .4 1 6 .4 1 7 .4 1 8 .4 1 9 .4 2 0 .4 2 1 .4 2 2 .4 2 3 .4 2 4 .4 2 5 .4 2 6 .4 2 7 .4 2 8 .4 2 9 .4 3 0 .4

Annahme installierte Leistung:

• PV: 0,5 GW

• Wind: 3,3 GW

MW

Überdeckung: 39 GWh

(1) „Tesla Powerwall“ mit 13,5 kWh (2) Renault Zoe 41 kWh

• Allein PV deckt 46% der Last

• Überdeckung ca. das 5-fache der Last

„lokales“ Speicherpotential: 10 GWh

• 124.000 Batteriespeicher ⁽¹⁾ : 2 GWh

• 187.000 Elektroautos ⁽²⁾ : 8 GWh

(27)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Wien 2030: PV kann speziell im Sommer

wesentlichen Beitrag zur Lastdeckung liefern

Annahme: theoretisches PV-Potential der Dachflächen in Wien 6,8 GW ⁽¹⁾

1 Woche im April 2030 1 Woche im Jänner 2030

Mo Di Mi Do Fr Sa So

PV entspricht 115 % der Last! PV deckt nur 17 % der Last!

MW MW

(1) Quelle: https://www.wien.gv.at/stadtentwicklung/stadtvermessung/geodaten/solar/wiener-solarpotenzial.html

(28)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Einfluss der Wetterjahre erfordert zusätzlichen Ausgleichsbedarf

Annahme installierte Leistung:

• PV: 12 GW

• Wind: 9 GW

31 Wetterjahre (1985 – 2016):

Wetterjahr 1999

Wetterjahr 1994

Quelle: „Österreichs Weg Richtung 100 % Erneuerbare. Eine Analyse von 2030 mit Ausblick 2050“; Energy Brainpool, Jänner 2019

Ø 1985-2016

(29)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Einfluss der Wetterjahre erfordert zusätzlichen Ausgleichsbedarf

Je nach Wetterjahr Schwankungsbreite der Erneuerbareneinspeisung bis zu 3 GW!

(entspricht rd. 30 % der Last)

Quelle: „Österreichs Weg Richtung 100 % Erneuerbare. Eine Analyse von 2030 mit Ausblick 2050“; Energy Brainpool, Jänner 2019

Annahme installierte Leistung:

• PV: 12 GW

• Wind: 9 GW

31 Wetterjahre (1985 – 2016):

(30)

AUSTRIAN POWER GRID AG

Pumpspeicher-KW

Das Gelingen der Energiewende erfordert umfassende Flexibilitätsoptionen …

Netzausbau

Flexibilisierung der Nachfrage

(Demand Side Management)

Kurzfristige Speicher (Batterien / E-Mobility) Langfristige Speicher

(Power 2 X)

~

CH4

Marktintegration horizontal & vertikal

Optimierung des Bestandnetzes

2019 2030

Bedarfsgerechter Netzausbau ist derzeit die effektivste (und günstigste) Flexibilitätsoption!

Projekte wie die Salzburgleitung sind Enabler der Energiewende!

Flexible Gas-KW

(31)

AUSTRIAN POWER GRID AG