100% erneuerbarer Strom in Österreich – so geht‘s …

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Energie.Versorgung.Sicherheit – Wien, 20. Juni 2017 Gustav Resch … Folie 1

100% erneuerbarer Strom in Österreich - so geht‘s …

100% erneuerbarer Strom in Österreich – so geht‘s …

Dr. Gustav Resch

TU Wien, Energy Economics Group Email: resch@eeg.tuwien.ac.at Web: hIp://eeg.tuwien.ac.at

… auf Basis der Studie

**Stromzukun* Österreich 2030**

- Analyse der Erfordernisse und Konsequenzen eines ambi@onierten Ausbaus erneuerbarer Energien

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§  Detaillierte Betrachtung des zukünKigen Stromsystems unter der Annahme eines forcierten Ausbaus

erneuerbarer Energien in Österreich

Im Fokus:

§  Wie kann die TransformaMon hin zu einem nahezu alleinig auf erneuerbarer Erzeugung basierendem österreichischem Elektrizitätssystem aus

technischer und ökonomischer Sicht aussehen?

§  Wie kann die FunkMonalität (- Versorgung / Sicherheit -) gewährleistet werden?

§  Welche Erfordernisse bestehen, um diesen Wandel zu erreichen?

Eine Studie der Technischen Universität Wien, Energy Economics Group

im AuXrag von IG WindkraX, Kompost & Biogas Verband Österreich, IG-HolzkraX

Die Studie „Stromzukun0 Österreich 2030“

Stromerzeugung im „Szenario erneuerbare Energie 2030 und 2050“

(Quellen: STATISTIK AUSTRIA 2013, Umweltbundesamt 2016, Green-X 2016).

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Modellierung des Mengengerüsts in stündlicher Auﬂösung

§  Das Dargebot der Erneuerbaren Energieträger sowie die Stromnachfrage aus den UBA-Szenarien werden in stündliche Einspeiseproﬁle transformiert

(Stromsystemmodell (Dispatch) HiREPs)

Betrachtung des Netzes und der Versorgungssicherheit

§  Detaillierte Modellierung des Übertragungsnetzes in Österreich (Stromsystemmodell EDisOn)

Marktanreize, Förderbedarf und Förderdesign

§  Untersuchung der Wirkungsweise von Marktanreizsystemen – Analyse im Hinblick auf Kosten (Förderbedarf, Invesffonsbedarf) und Nutzen (Vermeidung fossiler Energieimporte und von CO₂ Emissionen) plus qualitafve Betrachtung weiterer Aspekte

(Energiesystemmodell Green-X)

Arbeitsschwerpunkte

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Basierend auf PRIMES

(EU-Energieprognosen) Basierend auf der Green-X

Datenbank Entwickelt für diese Untersuchung

Primärenergie- und

CO₂-Preise Kosten Erneuerbarer (Invesffon,

Brennstoﬀ, O&M) Förderpolifscher Rahmen für Erneuerbare

Konvenfonelles

Erzeugungspormolio und Umwandlungseﬃzienz je Sektor und Land

Potenziale Erneuerbarer Strompreisentwicklung

(basierend auf Nachfrage- und Energie/CO₂-Preistrends)

CO₂ Intensität je Sektor und

Land Speziﬁkafonen bzgl. Biomasse-

Handel Bewertung von

Invesffonsrisiken (auf WACC)

Energienachfrage je Sektor

und Land Technologiediﬀusion / Nicht-

ökonomische Barrieren

Lernraten

KERNPARAMETER der techno-ökonomischen Bewertung: u.a. zur Entwicklung von Polifkszenarien des Ausbaus Erneuerbarer unter Anwendung des Green-X Modells

Eingangsparameter in der Modellierung

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Szenarien im Überblick

§  Referenzszenario (REF) bzw. „No Policy“ Szenario:

Ø  Auslaufen jedweder Förderungen für Strom aus neu zu errichtenden EE-Anlagen nach 2020

Ø  konservafves Bild, dient lediglich als Referenz für die techno-ökonomische und energie- polifsche Bewertung alternafver Pfade.

§  EE-Zielszenario / Renewable (RES) Szenario:

Ø  (Bilanztechnisch) Vollversorgung auf Basis Erneuerbarer im Jahr 2030*

Ø  Unterschiedliche Förderanreize zur Erreichung dieses Ziels werden untersucht

*im Einklang mit UBA-Szenario „Erneuerbare Energie 2030 und 2050“ (Krutzler et al., 2016).

0.6 1.7

3.5 1.6

0.6 1.4 4.6

11.3

40.5 44.5

46.0 4.8

8.3

17.5

69.8% 68.9%

99.8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Status Quo REF-Szenario RES-Szenario

Anteil an Gesamtstromnachfrage [%]

EE-Stromerzeugung [TWh]

Andere EE Windenergie

Wasserkraft Photovoltaik

Feste Biomasse Biogas

EE-Anteil an Nachfrage

Ausblick 2030

Quelle: UBA und Green-X Modell

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Ergebnisse:

Stromerzeugung 2030

^{(vs. 2010)}

Ø  (Bilanztechnisch)

Vollversorgung auf Basis Erneuerbarer im Jahr 2030*

Ø  Substanfelle Beiträge aller EE zur Deckung der Strom-

nachfrage im Jahr 2030:

o  WasserkraK: 56%

o  Windenergie: 21%

o  Photovoltaik: 14%

o  Feste Biomasse: 6%*

o  Biogas: 2%*

* Bioenergie: SubstanWelle Beiträge auch zur Deckung des Wärmebedarfs (dank KWK)

2010 [TWh] 2030 [TWh]

Kohle 4.9 0.0

Kohlegase 1.8 0.0

Öl 1.3 0.0

Erdgas 14.4 9.6

Wasserkraft 38.4 46.0

Photovoltaik 0.1 11.3

Wind 2.1 17.5

Feste Biomasse 3.6 4.6

Biogas 0.6 1.7

Andere EE 0.2 0.4

Summe 73.2 91.1

Import 2.3 -6.5

Inlandsnachfrage 70.3 81.6

Anteil EE an Erzeugung 61.6% 89.4%

Anteil EE an Verbrauch 64.2% 99.8%

RES Zielszenario: Stromerzeugung auf Technologieebene 2010 vs. 2030 Quelle: UBA und Green-X/EDisOn Modell

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Modellierung des Mengengerüsts in stündlicher Auﬂösung

à IM FOKUS DER ANALYSE: FLEXIBILITÄT DURCH SEKTORKOPPLUNG

Betrachtung des Netzes und der Versorgungssicherheit

Marktanreize, Förderbedarf und Förderdesign

Arbeitsschwerpunkte

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Ergebnisse:

Stromerzeugung 2030 auf

stündlicher Basis

Winter (Jänner) (rechts oben)

vs.

Sommer (Juli) (rechts unten)

RES Zielszenario: Stromerzeugung in Österreich im Jänner und Juli 2030 Quelle: HiREPS Modell

Wind und Biomasse signiﬁkant

PV signiﬁkant

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Ergebnisse:

Flexibilität durch Sektorkopplung

Kopplung mit Wärmesektor:

Fernwärmeerzeugung (rechts oben)

Strombezug für Heizen und Warmwasser in Gebäuden mit

Wärmepumpen (rechts unten)

RES Zielszenario: Simulierte Fernwärmeerzeugung (in öﬀentlichen KWK-Fernwärmenetzen) Quelle: HiREPS Modell

- Müllverbrennung liefert Grundlast

- bei Biomasse im Sommer geringfügig reduzierte Einspeisung

RES Zielszenario: Strombezug für Heizen und Warmwasser in Gebäuden mit Wärmepumpen (10% aller nicht mit Fernwärme beheizten Gebäude) Quelle: HiREPS Modell

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Ergebnisse:

Flexibilität durch Sektorkopplung

Kopplung mit Transportsektor:

Elektromobilität (rechts oben)

RES Zielszenario: Ladestrombezug bei rund ein Driqel Elektroautos im Jahr 2030 Quelle: HiREPS Modell

FAZIT zu FlexibilitätsopMonen & Sektorkopplung:

§  Anhebung der Spotmarktpreise aufgrund höherer Nachfrage durch Elektromobilität und Wärmepumpen

⇒  Smarte Ladestrategien im Bereich der E-Mobilität kompensieren dies teilweise

§  Stabilisierung des PV Marktwerts durch Elektromobilität

§  Pumpspeicherausbau < 200 MW

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Modellierung des Mengengerüsts in stündlicher Auﬂösung

Betrachtung des Netzes und der Versorgungssicherheit

à FOKUS DER ANALYSE: VERSORGUNGSSICHERHEIT & FLEXIBILITÄT

Marktanreize, Förderbedarf und Förderdesign

Arbeitsschwerpunkte

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Ergebnisse:

Netzanalyse /

europäisches Verbundnetz als ZENTRALE FlexibilitätsopWon

Exemplarischer Testlauf zu europäischem Verbundnetz Quelle: EDisOn Modell

Anbindung an das europäische

Verbundnetz liefert Flexibilität um volaMle EE-Erzeugung auszugleichen

- dies erwies sich als die

BEDEUTSAMSTE Flexibilitätsop@on!

§  Österreich starker NeIoexporteur im Jahr 2030: Exporte ins Netz

(max. 11 GW)

§  Abfederung der Preisspitzen durch Importe (max. 7GW) im Fall von Erzeugungsengpässen

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Ergebnisse:

Netzanalyse … Versorgung.Sicherheit

§  WichMge Leitungsabschniqe für die Gewährleistung einer hohen Versorgungssicherheit Österreichs:

•  Die Anbindungen der (Pump-)Speicherregionen, wie zum Beispiel den Rodund- und Kopswerken in Vorarlberg,

•  Die erweiterte Anbindung der WindkraXanlagen situiert in Neusiedl im Burgenland, falls der Ausbau wie angenommen sta{inden soll.

•  die Donauschiene als Teil der Ost-West-Verbindung für Österreich, aber auch wichfg für die internafonalen Stromﬂüsse,

•  der SalzburgabschniI als Nord-Süd-Verbindung, wird unter anderem auch für Transimlüsse von Italien nach Deutschland bzw. vice versa genutzt.

§  Geplante Schließung des 380kV Rings wesentlicher Schriq für die künKige Versorgungssicherheit

Aber: Versorgungssicherheit in Österreich bis 2030 zu 100 % gegeben, wenn alle derzeit geplanten Leitungen implemenMert werden.

KI (1)

KI (2)

Netzengpässe durch Entwicklungen in Nachbarländern Quelle: EDisOn Modell

KII (1) KII (2)

KII (3) KII (4)

Netzengpässe durch Entwicklungen in Österreich Quelle: EDisOn Modell

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Modellierung des Mengengerüsts in stündlicher Auﬂösung

Betrachtung des Netzes und der Versorgungssicherheit

Marktanreize, Förderbedarf und Förderdesign

Arbeitsschwerpunkte

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Fördersysteme im Vergleich:

Szenarien im Überblick

Betrachtete Szenarien:

§  No Policy: Keine dezidierten EE FörderpoliMken nach 2020 (keine EE-Zielerreichung)

§  QUO: „Least Cost“ EE-Ausbau bei technologieneutraler Förderung – Förderung auf Basis von Grünstromzerfﬁkaten

(Zielerreichung bei EE-Gesamt vorausgesetzt)

§  TEN: Ausschreibungen für EE Anlagen nach 2020 - Förderung auf Basis von gleitenden Marktprämien, weIbewerbliche Preisfestlegung

(Zielerreichung auf EE-Technologieebene vorausgesetzt)

§  FiP: Marktprämien für EE Anlagen nach 2020 - Förderung auf Basis von gleitenden Marktprämien, administrafve Preisfestlegung

(Zielerreichung auf EE-Technologieebene vorausgesetzt)

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Ergebnisse:

Marktanreize …

RES vs. No-Policy (REF) Szenario:

•  bei einem Wegfall von Förderanreizen (REF-Szenario):

äußerst verhaltener Ausbau der Erneuerbaren bis 2030

•  Invesffonen brechen in Folge massiv ein, was negafve Auswirkungen auf BeschäXigung zur Folge hat

(OBEN) KünKige Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bis 2030 – relaMv (als Anteil an Gesamtstromnachfrage) Quelle: Green-X Modell

(LINKS) Miqlere (2021-2030) NeuinstallaMonen und korrespondierende InvesMMonen

Quelle: Green-X Modell

68,9%

73,2%

63,9%

99,8%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

2005 2010 2015 2020 2025 2030

EE-Anteil an Stromnachfrage [%]

REF REF, hohe Preise

REF, niedrige Preise RES*

*EE-Ausbau gemäß FiP-Szenario

4,3

967

153 262

40

591

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

REF REF, hohe Preise REF, niedrige Preise RES (FiP)

Mittlere jährliche Neuinstallationen an EE-Anlagen im Zeitraum 2021 bis 2030 [MW]

Andere EE Windenergie Wasserkraft Photovoltaik Feste Biomasse Biogas

46 41 42 14365

861

89 114 41

163

173 309

44 722

17

19

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000

REF REF, hohe Preise REF, niedrige Preise RES (FiP)

Mittlere jährliche Investitionen in neue EE-Anlagen im Zeitraum 2021 bis 2030 [Mill.€]

Der Einﬂuss dezidierter Förderanreize

auf EE-Ausbau und Invesffonen

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Ergebnisse:

Marktanreize …

•  Der gesamte Förderbedarf zur Erreichung der EE-Ausbauziele bewegt sich im MiIel der

kommenden Dekade im Rahmen von rund 250 bis hin zu 527* Millionen € jährlich, abhängig von FörderpoliWk, Strompreisentwicklung und dem Marktwert dezentraler Photovoltaik.

•  Strom aus dezentralen Photovoltaikanlagen hat aufgrund der Eigenbedarfsdeckung eine andere WerMgkeit, da das Preisniveau auf Haushaltskundenebene deutlich höher ist als jenes am Großhandelsmarkt.

à Es resulfert für diese Technologie ein um knapp 80% (!!!) verminderter Förderbedarf.

*ausgeklammert werden hier ineﬃziente

Anreizsysteme – konkret der technologieneutrale GrünstromzerWﬁkatshandel

(OBEN) Zeitliche Entwicklung des gesamten jährlichen Förderbedarf (Bestand + Neubau) (UNTEN) Miqlerer (2021-2030) jährlicher Förderbedarf für neue EE-Anlagen (Errichtung nach 2020) Quelle: Green-X Modell

Der resulferende Förderbedarf

28 28

49 49

201

43 27

27

0 50 100 150 200 250 300 350

FiP FiP, hoher PV Marktwert Mittlerer jährlicher Förderbedarf für neue EE-Anlagen (errichtet nach 2020) im Zeitraum 2021 bis 2030 [Mill.€]

Andere EE Windenergie Wasserkraft Photovoltaik Feste Biomasse Biogas 0

100 200 300 400 500 600 700

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

jährlicher Förderbedarf für EE-Anlagen [Millionen €] FiP

FiP, hoher PV Marktwert

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Ergebnisse:

Marktanreize …

•  Die Green-X Analysen weisen darüber hinaus darauf hin, dass bei einem

Wegfall bzw. Nicht-Gewährleisten der Bestandssicherung von Biomasse-

Anlagen miqels Ausdehnung der Förderdauer ein erhöhter

Förderbedarf resulMert.

•  Grund hierfür ist der verstärkte Neubau von Biomasse-Anlagen, um den Wegfall des Anlagenbestands entsprechend zu kompensieren.

•  Die Kostenunterschiede zwischen den betrachteten Fällen im Zeitraum 2021 bis 2030 betragen kumulaMv rund 150 Mio. €!

(OBEN) Zeitliche Entwicklung des gesamten jährlichen Förderbedarfs (Bestand + Neubau) Quelle: Green-X Modell

Der resulferende Förderbedarf:

Biomasse im Fokus

350 400 450 500 550 600 650 700 750

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

jährlicher Förderbedarf für EE-Anlagen [Millionen €]

FiP

FiP, ohne Bestands- sicherung bei Bioenergie

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Ergebnisse:

Marktanreize …

Fördersysteme: Instrumentenvergleich

•  Einspeiseprämiensysteme erweisen sich als vorteilhaK, wobei eine weIbewerbliche Festlegung geringfügige weitere

Kostenvorteile mit sich bringen würde im Vergleich zur administrafven Festlegung der Förderhöhe.

•  Demgegenüber stehen allerdings etwaige Nachteile aufgrund der Begrenztheit des heimischen Marktes und einer etwaig resulferenden Verminderung der Akteursvielfalt.

•  Ein Systemwechsel hin zu einer

technologieneutralen Quotenverpﬂichtung kombiniert mit handelbaren

GrünstromzerMﬁkaten erwies sich hingegen als kostenmäßig höchst ineﬃzient.

10 31 28

66 49 49

208 173 201

313

44 27

500 100150 200250 300350 400450 500550 600650 700750

QUO TEN FiP

Mittlerer jährlicher Förderbedarf für neue EE-Anlagen (errichtet nach 2020) im Zeitraum 2021 bis 2030 [Mill.€]

(OBEN) Miqlerer (2021-2030) jährlicher Förderbedarf für neue EE-Anlagen (Errichtung nach 2020) Quelle: Green-X Modell

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Ergebnisse:

Marktanreize …

Nutzwerte im Einklang mit dem EE-Ausbau

§  Einsparung fossiler Energien und resulMerende TreibhausgasredukMon

§  Emissionen stark reduziert: 2,1 Mt CO₂ im REF vs 15,6 Mt CO₂ im RES Szenario.

§  NeIoredukfon in Höhe von 13.5 Mt. CO₂

§  BeschäKigungseﬀekte

§  BruIobeschäXigung in Höhe von bis zu 53.000 Vollzeitäquivalenten

§  Davon 1/3 Energiebereitstellung 2/3 durch Invesffonen

§  Merit Order Eﬀekt:

Zusätzlich zu den oﬀensichtlich erscheinenden Einspareﬀekten bei fossilen Energien (mit Auswirkung auf die Handelsbilanz aufgrund verminderter Energieimporte) und bei den hiermit verbundenen Emissionen kommt ein weiterer Nutzwert zu tragen.

Stromkunden können Energieausgaben einsparen, denn durch den Merit-Order- Eﬀekt sinken die Großhandelsstrompreise.

Merit Order Effekt

Strombezugskosten, jährlich

(Großhandelsmarkt) ²⁰²⁰ ²⁰²⁵ ²⁰³⁰ Mittelwert

21-30 No Policy / Referenzszenario M€ 3.959,5 4.695,1 5.604,2 4.809,2

RES Szenario M€ 3.959,5 4.579,0 5.330,6 4.672,4

Differenz (REF-RES) M€ 0,0 116,0 273,6 136,8

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§  Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

Dr. Gustav Resch

Kontaktdaten:

resch@eeg.tuwien.ac.at +43-1-58801-370354

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