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Stromnetze und -speicher müssen ausgebaut werden

25. April 2012, 00:01
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Die Studie „Elektrizitätsversorgung 2020“ zeigt, warum der Ausbau leistungsfähiger Übertragungsnetze so essentiell für unser Stromnetz ist

Übertragungsnetz

Die Liberalisierung der Strommärkte und der starke Ausbau erneuerbarer Energieträger haben Auswirkungen auf die Anforderungen an Übertragungsnetze. Der verstärkte grenzüberschreitende Stromhandel, die geänderte Erzeugungsstruktur - mit fluktuierender Einspeisung aus Windkraft und Photovoltaik - und der weiterhin steigende Stromverbrauch können mit der gewünschten Versorgungssicherheit und -zuverlässigkeit nur bewältigt werden, wenn leistungsfähige Übertragungsnetze zur Verfügung stehen, die den künftigen Anforderungen entsprechen.

ENTSO-E hat im Auftrag der Europäischen Kommission einen 10-Jahres-Netzausbauplan [TYNDP 2010] erstellt, in dem der erforderliche Ausbau der europäischen Übertragungsnetze abgeschätzt wurde. Der Bedarf an zusätzlichen Leitungskapazitäten wird darin - alleine für Projekte, die auf europäischer Ebene von Bedeutung sind - mit 35.300 km angegeben. Weitere 6.900 km der bestehenden Übertragungsleitungen sind zu erneuern.

ENTSO-E kommt damit zum Ergebnis, dass in den nächsten zehn Jahren Erweiterungen bzw. Erneuerungen der Übertragungsnetze im Ausmaß von 14 % der derzeit bestehenden Netzlängen erforderlich werden. Alleine die zwischen 2010 und 2014 auf europäischer Ebene erforderlichen Projekte stellen einen Investitionsbedarf von 23 bis 28 Milliarden Euro dar. Für die Umsetzung der im 10-Jahres-Ausbauplan von ENTSO-E vorgesehenen Leitungsprojekte ist eine Verdoppelung der Ausbauaktivitäten im europäischen Übertragungsnetz erforderlich. In den Jahren 2010 bis 2020 müssten die Netzerweiterungen jährlich 1,5 % der bestehenden Netzlängen betragen. Im Vergleich dazu betrug der Ausbau von 1989 bis 2003 im Durchschnitt jährlich 0,8 % der bestehenden Netzlängen [SEC (2010) 1395 final]. Die Haupttreiber für den erforderlichen Netzausbau sind die Versorgungssicherheit, der Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern und die Integration der Elektrizitätsmärkte.

Damit das österreichische Übertragungsnetz den Anforderungen auch in der Zukunft gewachsen ist, sind entsprechende Ausbaumaßnahmen erforderlich. Bis zum Jahr 2020 sind in Österreich Ausbaumaßnahmen mit einem Investitionsvolumen von bis zu einer Milliarde Euro vorgesehen. Diese sollen unter anderem zur Entschärfung der Nord-Südengpässe und zu dem seit langem geplanten Ringschluss im österreichischen Übertragungsnetz beitragen.

Der Ausbau des Übertragungsnetzes ist insbesondere auch erforderlich, um den Anschluss von neuen Kraftwerken zu ermöglichen. Der Ausbau wird sich auf neue Pumpspeicherkraftwerke in den Alpen, auf den erwarteten Ausbau von Ökostromanlagen - insbesondere Windkraftanlagen in Ostösterreich - und auf thermische Kraftwerke in der Nähe der städtischen Ballungsgebiete beziehen.

Verteilernetze

Der weitere Ausbau der erneuerbaren Energieträger, wie er im Ökostromgesetz vorgesehen ist, wird zur Errichtung einer Vielzahl neuer dezentraler Erzeugungsanlagen führen. Um den Anschluss dieser Anlagen zu ermöglichen, wird auch ein weiterer Ausbau der Verteilernetze erforderlich sein. Zusätzlich wird der Zubau zentraler Erzeugungseinheiten in Form von Wasserkraftwerken (insbesondere Pumpspeicherkraftwerken) und thermischen Kraftwerken weitergeführt. In Kombination mit dem weiteren Ansteigen des Stromverbrauchs wird das zu veränderten Anforderungen an die Stromnetze führen. Die Verteilernetze werden sich dahingehend entwickeln, dass über sie künftig nicht mehr vorwiegend die Verteilung elektrischer Energie, die aus dem Übertragungsnetz eingespeist wird, erfolgen wird. Vielmehr wird über die Verteilernetze künftig in vermehrtem Ausmaß ein regionaler Ausgleich zwischen Verbrauch und Einspeisung aus dezentralen Erzeugungsanlagen erfolgen. Dies wird sich auf die Betriebsführung in den Verteilernetzen auswirken und den verstärkten Einsatz zusätzlicher Steuerungs- und Kommunikationstechnologien erforderlich machen.

Um die sichere Versorgung mit elektrischer Energie langfristig gewährleisten zu können, wird es erforderlich sein, die gesamte Versorgungsinfrastruktur sowohl im Erzeugungsbereich (dezentrale und zentrale Erzeugung) als auch im Bereich der Übertragungs- und Verteilernetze weiterzuentwickeln und auszubauen. Der Trend zur dezentralen Erzeugung wird die Anforderungen an die Netzinfrastruktur dahingehend verändern, dass diese in der Lage sein muss, den Ausgleich der fluktuierenden Einspeisung aus Windparks und PV-Kraftwerken durch die regelfähigen zentralen Erzeugungseinheiten in noch größerem Ausmaß als bisher zu ermöglichen.

Smart Metering - Einführung von intelligenten Messgeräten

Die Einführung von Smart-Metering-Systemen bildet eine Grundvoraussetzung für die Entwicklung intelligenter Netze. Die mit dem ElWOG 2010 geschaffenen rechtlichen Rahmenbedingungen sehen vor, dass der Bundesminister für Wirtschaft, Familie und Jugend nach Durchführung einer Kosten/Nutzenanalyse die Einführung intelligenter Messgeräte festlegen kann.

Dazu wurde vom BMWFJ im Dezember 2011 ein Verordnungsentwurf vorgelegt, der vorsieht, dass bis Ende 2018 mindestens 95 % der an das Netz angeschlossenen Endverbraucher mit intelligenten Messgeräten auszustatten sind. Damit gehen die Vorstellungen des BMWFJ sowohl in Bezug auf den Umsetzungszeitraum als auch auf den Anteil der mit intelligenten Messgeräten auszustattenden Kunden deutlich über die Zielsetzungen der RL 2009/72/EG hinaus. Im Anhang I dieser EU-Richtlinie, der Maßnahmen zum Schutz der Kunden enthält, werden die Mitgliedstaaten angehalten, im Falle einer positiven wirtschaftlichen Bewertung bis zum Jahr 2020 mindestens 80 % der Verbraucher mit intelligenten Messgeräten auszustatten. Damit wird die erforderliche Infrastruktur zur Verfügung stehen, um verschiedene zusätzliche Dienstleistungen für Kunden anzubieten sowie transparente Informationen über Energieverbrauch und Kosten zur Verfügung zu stellen.

Das BMWFJ stützt sich bei der Beurteilung der Kosten und des volkswirtschaftlichen Nutzens der Einführung intelligenter Messgeräte auf eine Studie, die im Jahr 2010 von PriceWaterhouseCoopers im Auftrag der E-Control Austria erstellt wurde [PWC 2010], sowie auf einen vom Ministerium selbst beauftragten Ergebnisbericht von A.T. Kearney, der zu ähnlichen Ergebnissen kommt. Es wird entsprechend PWC 2010 davon ausgegangen, dass die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten 3,2 Mrd. Euro betragen werden und diesen ein Gesamtnutzen von 3,6 Mrd. Euro gegenüber stehen wird. Die Investitionskosten für den Einbau von intelligenten Messgeräten bei 95 % aller Stromkunden wurden sehr optimistisch mit 850 Mio. Euro angesetzt.

Eine Studie von Capgemini [Capgemini 2010] kommt im Vergleich dazu zu deutlich höheren Kosten. Für den Aufbau einer Smart-Meter-Infrastruktur für 80 % der Stromkunden wurde dort ein Investitionsvolumen von 1,6 Mrd. Euro ermittelt. Ein hypothetischer Rollout für sämtliche Stromkunden würde ein Investitionsvolumen von 2 Mrd. Euro erforderlich machen. Die Ergebnisse verschiedener Untersuchungen zu den Kosten der Einführung intelligenter Messgeräte weichen stark voneinander ab, was unter anderem auf unterschiedliche Annahmen und Erwartungen bezüglich der künftigen Entwicklungen im Bereich Smart Metering - beispielsweise in Bezug auf die Lebensdauer der Zähler - zurückzuführen ist.

Der größte Anteil am Gesamtnutzen der Smart-Metering-Systeme wird laut PWC 2010 den Kunden zugeschrieben. Insbesondere der indirekte Nutzen für Kunden in Form von Kosteneinsparungen durch geringeren Energieverbrauch und Peak/Off-Peak-Verschiebung des Verbrauchs werden hier genannt. Über einen Betrachtungszeitraum von 15 Jahren wird auch vom BMWFJ ein Nettokostenvorteil von mehr als 1 Mrd. Euro für Endverbraucher gesehen. Es wird dabei erwartet, dass durch die geplante Einführung von intelligenten Messgeräten Energieeinsparungen von rund 3,5 % oder 0,7 TWh/a bei den Stromkunden erzielt werden können.

Information der Kunden

Über die mit Hilfe intelligenter Messgeräte realistisch möglichen Energieeinsparungen und Einsparungspotenziale bei österreichischen Endverbrauchern liegen derzeit noch keine belastbaren Erkenntnisse vor. Um überhaupt Energieeffizienzsteigerungen bei den Kunden bewirken zu können, ist es erforderlich, die Einführung intelligenter Messgeräte durch vermehrte Information der Kunden über ihren Energieverbrauch, ihr Verbrauchsverhalten und über Einsparungsmöglichkeiten zu unterstützen.

In diesem Zusammenhang wurden als Zweck für die Einführung intelligenter Messgeräte in § 84 Abs. 1 ElWOG die Verrechnung, die Kundeninformation und die Energieeffizienz vorgesehen. Die Netzbetreiber sind dazu verpflichtet, jenen Endverbrauchern, deren Verbrauch über ein intelligentes Messgerät gemessen wird, ihre Verbrauchsdaten spätestens einen Tag nach deren erstmaliger Verarbeitung im Internet kostenlos zur Verfügung zu stellen. Bereits heute gibt es in Europa eine Vielzahl von Feedback-Tools in Form von Inhouse- Displays, Internet-Seiten, Information über TV und mobilen Anwendungen, wie z.B. Smart Phones. Das Angebot an derartigen Tools wird von entscheidender Bedeutung dafür sein, die in Smart-Metering-Systemen erfassten Verbrauchsinformationen dazu zu nutzen, die Kunden zu energieeffizientem Verbrauchsverhalten zu animieren.

Über Inhouse-Displays und Internetportale können den Kunden umfangreiche Informationen über ihren aktuellen und durchschnittlichen Energieverbrauch, den zeitlichen Verlauf des Stromverbrauchs (Lastgang) und bei Vorliegen entsprechender Informationen durch den Lieferanten auch über die angefallenen Energiekosten und CO2-Emissionen zur Verfügung gestellt werden. Es ist dabei von Bedeutung, dass den Kunden nur jene Informationen, die von ihnen tatsächlich gewünscht werden und für die Steuerung des eigenen Energieverbrauchs relevant sind, übermittelt werden. Eine verpflichtende Verbrauchsinformation an alle Kunden - auch an jene, die kein Interesse daran haben - ist bei vielen Kunden nicht dazu geeignet, eine Verhaltensänderung herbeizuführen und Energieeinsparungen zu bewirken.

Vielmehr brauchen die Kunden maßgeschneiderte, auf ihre individuellen Anforderungen abgestimmte Informationen und Beratung auf ihrem Weg zu mehr Energieeffizienz. Die Erfassung und Bereitstellung der erforderlichen Informationen ist eine Dienstleistung von Netzbetreibern und Energielieferanten, die für die Kunden künftig von großer Bedeutung sein wird. Dafür sind die effizientesten und am besten geeigneten Ansätze zu entwickeln, um eine Optimierung des Verbrauchsverhaltens der Kunden zu unterstützen.

Intelligente Netze (Smart Grids)

Für die Entwicklung intelligenter Netze wird es erforderlich sein, aufbauend auf Smart-Metering-Systemen eine flächendeckende Informations- und Kommunikationsinfrastruktur einzuführen, mit der eine Vielzahl von Daten erfasst und übertragen werden kann. Die Kommunikation erfolgt dabei zwischen den verschiedenen Netzbenutzern (Verbraucher, Erzeuger, Speicher) und dem Netzbetreiber. Weiters kann die vorhandene Kommunikationsinfrastruktur für Informationsübertragungen anderer Dienstleister und Marktteilnehmer verwendet werden. Die Europäische Kommission geht in der Energy Road Map 2050 davon aus, dass Verbraucher künftig durch den Einsatz intelligenter Zähler und intelligenter Technologien wie Home Automation in der Lage sein werden, ihren Energieverbrauch besser zu beeinflussen. Weiters werden die Verbraucher Energierechnungen erhalten, die leichter zu kontrollieren sind und deren Höhe leichter vorhersehbar sein wird. Somit bilden Smart-Grids-Technologien einen wichtigen Bestandteil der auf EU-Ebene angestrebten Energieeffizienzmaßnahmen im Bereich der Stromversorgung.

Darüber hinaus werden diese Technologien den weiteren Ausbau dezentraler Erzeugungsanlagen zur Nutzung erneuerbarer Energieträger unterstützen. Gemeinsam mit entsprechend dimensionierten Leitungskapazitäten sollen sie vor allem dazu beitragen, dass die Erzeugungsschwankungen im Bereich Windkraft und Photovoltaik besser bewältigt werden können. Auch die erwartete Marktdurchdringung der E-Mobilität bedarf der Unterstützung durch Smart-Grids-Technologien.

Die Europäische Kommission vertritt den Standpunkt, dass die Entwicklung von Smart Grids marktorientiert erfolgen soll. Sie sieht die Netzbetreiber als Hauptnutznießer der Smart Grids und erwartet daher, dass diese auch einen Großteil der erforderlichen Investitionen tätigen werden.Im Zuge einer Erhebung des Industriewissenschaftlichen Instituts bei Technologieunternehmen und Energieunternehmen wurde das Zukunftspotential für Smart Grids in Österreich abgeschätzt. Es zeigte sich, dass die befragten Unternehmen vor allem zur Unterstützung der Steigerung der Energieeffizienz und der Einbindung dezentraler Erzeuger (bzw. generell der Erzeugung auf Basis erneuerbarer Energieträger) eine gewisse Notwendigkeit für die Nutzung der unterschiedlichen Ausbau- und Funktionsstufen von Smart Grids sehen. Es wurde aber auch erkannt, dass verschiedene Funktionalitäten sehr stark von der Akzeptanz der Kunden abhängen und deren Bedarf daher aus heutiger Sicht noch schwer abschätzbar ist.

Es erscheint in diesem Zusammenhang erforderlich, den Kunden stärker in den Mittelpunkt dieser künftigen Entwicklungen zu rücken. Die Marktdurchdringung von Smart-Grids-Technologien wird stark von der Nachfrage der Kunden und deren Motivation zur Nutzung der künftig verfügbaren zusätzlichen Informationen und Dienstleistungen abhängig sein.

Stromspeicher

Durch den starken Zuwachs an erneuerbarer Energie im europäischen Stromversorgungssystem - speziell dargebotsabhängiger, nur begrenzt regelfähiger Wind- und Sonnenenergie, wächst der Bedarf an zusätzlichen Stromspeichermöglichkeiten. Das Ausmaß des zusätzlichen Bedarfs an Speichern hängt von einer Fülle möglicher zukünftiger Entwicklungen ab. Schon in der Vergangenheit sind die österreichischen Wasserkraftspeicher im internationalen Kontext errichtet worden. Die Entwicklungen in Deutschland spielen auch in Zukunft eine wichtige Rolle, weshalb hier explizit darauf eingegangen wird. In vielen Stunden im Jahr wird in vielen europäischen Verteilernetzen schon mehr regenerativer Strom erzeugt als gleichzeitig verbraucht wird (z. B. auch im Burgenland) Durch einen verstärkten Zusammenschluss regionaler Stromversorgungsgebiete mit Übertragungsnetzen können regionale Über- oder Unterversorgungen teilweise ohne Speicherbedarf ausgeglichen werden.

Ein weiterer, v. a. überregionaler Ausbau der Übertragungsnetze kann einerseits den Speicherbedarf vermindern und andererseits deren Einsatz erst ermöglichen. Die Überlegungen reichen bis hin zu einem eigenen europaweiten Overlay-Netz auf Basis von Gleichstrom, mit dem Erzeugungs- und Lastzentren (z.B. Nordsee und Süddeutschland) mittels leistungsstarker Transportkapazitäten verbunden werden.

Unter dem Gesichtspunkt einer 80-90%igen Reduktion der Treibhausgase in der Stromwirtschaft bis 2050 stößt auch ein optimaler Ausbau des europaweiten Verbundnetzes an seine Grenzen, was die Vermeidung erforderlicher Speicherkapazitäten betrifft. Einerseits haben viele Länder ähnlich ambitionierte Ausbaupläne und (über)regional sogar eine ähnliche Technologiewahl. Zudem erfolgt der (internationale) Netzausbau, z. B. (aufgrund nationaler Interessen), langer Vorlaufzeiten, Akzeptanzprobleme und langer Genehmigungsdauern nicht in der Geschwindigkeit und in dem Ausmaß, wie es der Ausbau der erneuerbaren Energie vielerorts erfordern würde.

Die stark steigende erneuerbare Stromerzeugung verdrängt, bis auf sogenannte „Must-run" Kraftwerke (z. B. KWK-Anlagen mit Wärmeversorgung, Regelenergiekraftwerke und die Mindestnennleistung von Kernkraftwerken), immer mehr Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerksanlagen. Die schwankende Netzlast (Strombedarf) wird verstärkt durch eine v. a. bei Wind und PV großteils indisponible und stark schwankende regenerative Stromeinspeisung abgedeckt. Die verbleibende Residuallast wird einerseits viel stärker als die Netzlast schwanken und andererseits mit zunehmendem Ausbau immer höhere Spitzenwerte erreichen. Diese Residuallast muss mit gesicherten, flexibel einsetzbaren (speicherbare Primärenergie) und schnell regelbaren Kraftwerken mit hohen Leistungsgradienten abgedeckt werden können.Zur Glättung und teilweisen Abdeckung dieser Residuallast werden verstärkt Pumpspeicherwasserkraftwerke (Tagesspeicher) und Wasserspeicherkraftwerke (Wochen-, Monats- und Jahresspeicher) eingesetzt werden. Beide Kraftwerkstypen können auch als Reservekapazitäten dienen, z. B. auch zur Lieferung von Regel- und Ausgleichsenergie, wenn kurzfristige Abweichungen bei der erwarteten Netzlast oder der Erzeugung auftreten.

Neben den Alpen- und Pyrenäenstaaten verfügt auch Norwegen über die topographischen Voraussetzungen für die Errichtung von „Pumpspeichern als Batterien". Es bleibt abzuwarten, welche der Regionen mit welchen Haupterzeugungsregionen und Lastzentren in welchem Zeitraum mit entsprechenden Übertragungsleitungen verbunden werden. Europaweit sind derzeit rund 23 GW Pumpspeicherkraftwerke in Betrieb. ENTSO-E erwartet bis 2020 einen Ausbau auf rund 45 GW.

In Österreich ist, ausgehend von 2010 2,1 GW, bis 2020 ein Pumpspeicherkraftwerksausbau um weitere bis zu 5 GW geplant. Darüber hinaus müssen mittel- bis langfristig auch weitere regenerative Kraftwerke Anteile an der Residuallast übernehmen. Hierzu eignen sich insbesondere Biogas- und Biomassekraftwerke. Ebenfalls mittel- bis langfristig können zeitliche Netzlastverschiebungen durch Demand-Side-Management (DSM) ebenfalls zu einer kosteneffizienten Glättung von Residuallasten beitragen.

Eine effiziente Integration der erneuerbaren Energien erfordert eine Flexibilisierung des gesamten Stromversorgungssystems. Die nachfolgende Abbildung zeigt dazu schematisch die benötigte Erzeugungsleistung für den Betrieb eines Stromversorgungssystems bezogen auf die Jahreshöchstlast im Stromnetz desselben. Es ist ersichtlich, dass die Integration eines hohen Anteils erneuerbarer Energien im Vergleich zum konventionellen Versorgungssystem deutlich höhere Erzeugungsleistungen zur Abdeckung der Residuallast benötigt. Die vorzuhaltende Erzeugungsleistung sinkt jedoch umso deutlicher, je mehr Anstrengungen im Bereich Übertragungsleitungen, Speicher, Integration erneuerbarer Energien in liquide und grenzüberschreitende Intraday-Strommärkte und im Bereich DSM unternommen werden.

Wasserspeicher- und andere Erneuerbare-Energie-Kraftwerke alleine werden jedoch nicht im ausreichenden Maß zur Verfügung stehen, um stark schwankende Residuallasten gesichert abzudecken. Erweiterungen, Effizienzsteigerung und Laufzeitverlängerungen bei bestehenden, regelfähigen konventionellen Kraftwerken können zusätzliche Kapazitäten zur Abdeckung der Residuallast verfügbar machen. Auch eine Flexibilisierung von wärmegeführten KWK-Anlagen durch Errichtung von Wärmespeichern könnte prüfenswert sein. Nichtsdestotrotz bedarf es darüber hinaus eines entsprechenden gesicherten Ausbaus von v. a. Gas- und Gas- und Dampf-Kombikraftwerken (GuD). Derzeit steht die europäische Stromwirtschaft - trotz einer erhöhten Gasverfügbarkeit und verstärkten Orientierung an kostengünstigeren Hubpreisen, anstatt am Ölpreis - diesbezüglich vor einer weiteren Herausforderung:

Die zunehmend regenerative Stromversorgung hat in Deutschland infolge des Merit-Order-Effekts zu einer Verminderung der Marktpreise an der auch für Österreich maßgeblichen Strombörse in Leipzig geführt. Dies führt dazu, dass der Ausbau an konventionellen, gut regelbaren Gas- und GuD-Kraftwerken noch nicht im erforderlichen Ausmaß absehbar ist. Die Strompreise sind nicht auf kostendeckendem Niveau und die Laufzeiten dieser Kraftwerke werden sich bei zunehmendem Anteil erneuerbarer Energie im Gesamtsystem sukzessive verkürzen, was ebenfalls zu einer verringerten Investitionssicherheit führt. In Deutschland wird neben Investitionsförderungen über eine Einführung eines Kapazitätsmarktes für solche Kraftwerke diskutiert.

In Deutschland wird die Situation durch das von der Bundesregierung beschlossene Kernkraftmoratorium verschärft: 2011 sind 8,5 GW Kernkraft vom Netz genommen worden, bis 2022 soll der gesamte Kernkraftwerkspark mit vormals 20,5 GW stillgelegt werden. Gleichzeitig sind derzeit ca. 11 GW neue Gas- und GuD-Kraftwerke bis 2015 geplant, wobei bis dahin voraussichtlich 14 GW und bis 2020 weitere 13 GW fossile Kraftwerke stillgelegt werden könnten. Bis 2022 werden etwa 17 GW zusätzliche Kapazität benötigt. Ob die parallel zum Ausbau erneuerbarer Energien benötigten „Residual"-Kraftwerke rechtzeitig realisiert werden können, ist noch nicht absehbar.

In Österreich ist durch den bereits sehr hohen Grundlaststromanteil aus Wasserkraft eine, relativ zur Netzlast, in ihrer Höhe weniger stark fluktuierende Residuallast zu erwarten. Das österreichische Residuallastprofil bietet daher attraktivere Rahmenbedingungen für den Betrieb von Gas- und GuD-Kraftwerken als in Deutschland. Auch das deutsche Kernkraftmoratorium eröffnet für die kommenden Jahre Chancen, die geplanten Kraftwerke besser auszulasten.

Bisher wurde die Abdeckung „positiver" Residuallasten erörtert, es werden in europäischen Stromversorgungssystemen aber auch verstärkt „negative" Residuallasten (Stromüberschüsse) auftreten können. Stromüberschüsse werden insbesondere in Zeiten mit niedrigen Netzlasten und hohem indisponiblem Dargebot an regenerativem Wind- und PV-Strom auftreten und werden zunehmend nicht im (internationalen) Austausch mit anderen Versorgungsgebieten ausgeglichen werden können.

Am Beispiel des geplanten Ausbaus erneuerbarer Energien in Deutschland wird dies eindrucksvoll sichtbar: 2010 betrug der Anteil erneuerbarer Energie an der Stromversorgung 17 % bzw. 56 GW (davon 27 GW Wind und 17 GW PV). Der im Energiekonzept der deutschen Bundesregierung bis 2020 geplante Zubau erneuerbarer Energien beträgt rund 50 %, damit soll ein Anteil von 35 % erneuerbare Energien im System erreicht werden. Das bedeutet, dass bereits am Ende des laufenden Jahrzehnts die installierte Leistung der erneuerbaren Energien die Jahreshöchstlast übersteigen könnte. Da bereits jetzt in Schwachlastzeiten Stromüberschüsse infolge Einspeisung regenerativer Energie auftreten, werden in Zukunft vermehrt Überschüsse auftreten.

Szenarien zeigen, dass sich die erwarteten Überschüsse bis 2030 (bei einem Anteil von 50 % erneuerbarer Energie an der Stromversorgung), trotz punktuell erwarteten Überschuss-Einspeiseleistungen von bis zu 43 GW, bei Einbeziehung erwarteter internationaler Stromaustauschmöglichkeiten, in Summe auf lediglich 0,5 % der jährlichen regenerativen Stromproduktion belaufen könnten. Es könnte bis dahin volkswirtschaftlich sinnvoller sein, Teile der Einspeise-Überschüsse abzuregeln, anstatt Speichertechnologien entsprechend hoher Kapazität und schlechter Auslastung zu subventionieren.

Kurz- bis mittelfristig können insbesondere die vergleichsweise kostengünstigen Pumpspeicher im Pumpbetrieb punktuell auftretenden Überschussstrom relativ effizient im Ausmaß von bis zu zehn Stunden speichern (mit ca. 20-25 % Verlusten). Mittelfristig könnten durch kurzfristige Netzlasterhöhungen (DSM in Smart Grids), z. B. für zeitlich disponible, stromgetriebene Prozess-, Kühl-, Raumwärme-, Warmwasserlasten - bei Haushalten, Industrie und Gewerbe - ebenfalls Stromüberschüsse zeitgleich abgebaut werden. Mittel- bis langfristig erscheinen für wetterbedingt länger anhaltende Stromüberschüsse adiabate Druckluftspeicher (bestens 30 %, derzeit mind. 45 % Verlust) oder eine Wasserstofferzeugung durch Elektrolyse (ca. 50 % Verlust) prüfenswerte Optionen. Wasserstoff könnte in Gas- und GuD-Kraftwerken gespeichert und verfeuert oder auch in Erdgasnetze eingespeist werden. Dezentral könnten auch Batteriesysteme (ca. 20 % Verluste, aber noch teuer) zum Einsatz kommen. Auch eine Erhöhung der Netzlast durch Laden von Kälte- oder Wärmespeichern in größerem Stil (z.B. Warmwasserboiler, Wärmepumpen, Fernwärmespeicher) erscheint prüfenswert.

Bis 2050 soll in Deutschland 80 % der Stromversorgung mit regenerativen Energien erfolgen. Alleine die Kapazität der installierten Wind- und PV-Anlagen soll dazu auf 145 GW steigen, gleichzeitig soll der Stromverbrauch (ausgehend von der derzeitigen Jahreshöchstlast von rund 80 GW) bis dahin um 25 % gesenkt werden. Das bedeutet, dass ein immenser Speicherbedarf für Stromüberschüsse gegeben sein wird. Die nachfolgende Abbildung gibt einen Eindruck, wie die Residuallast 2050 in Deutschland im Verlauf des Jahres beschaffen sein könnte. Sie wäre demnach zusätzlich im Frühjahr und Sommer von Zeiten geprägt, wo über mehrere Wochen bzw. Tage durchgehend aus- bzw. eingespeichert werden müsste (wozu alpine Pumpspeicher gewöhnlich nicht in der Lage sind).

Bis 2050 dürften Batterien von Elektrofahrzeugen und eine Wasserstoffelektrolyse mit einer anschließenden Erzeugung von Methan (synthetisches Erdgas, bestens ca. 40 % Verluste), letztere ermöglicht eine verstärkte Nutzung der vorhandenen Erdgasnetzinfrastruktur als für diese Zwecke praktisch unbegrenzt verfügbarer Speicher, weitere relevante Speicheroptionen eröffnen.

Wie beschrieben, werden die erneuerbaren Energien zum prägendem Element der europäischen Stromversorgung, die übrigen konventionellen Kraftwerke müssen sich dieser Entwicklung anpassen bzw. diese ermöglichen. Zudem bedarf es der Weiterentwicklung von Speichertechnologien auf allen Systemebenen, damit der angestrebte, ambitionierte Umbau der Energieversorgung in Europa erfolgreich, volkswirtschaftlich effizient und unter Beibehaltung einer hohen Versorgungssicherheit erfolgen kann. Daraus können sich für Österreich vielfältige Geschäftsmodelle ergeben. Am weitesten fortgeschritten ist der Bau und Betrieb von Speicher- und Pumpspeicher-Wasserkraftwerken. Letztere bieten vielfältige Einsatz- und damit Wertschöpfungsoptionen.

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  • 30 Tage online Messwerte - Erzeugung & Verbrauch in Burgenland. (Quelle: http://www.bewagnetz.at/ am 04.01.2012)

    30 Tage online Messwerte - Erzeugung & Verbrauch in Burgenland. (Quelle: http://www.bewagnetz.at/ am 04.01.2012)

  • Potenzial durch Verbinden von Überschüssen und Defiziten im europäischen Elektrizitätsmarkt. (Quelle: Nies (Eurelectric), 2011)

    Potenzial durch Verbinden von Überschüssen und Defiziten im europäischen Elektrizitätsmarkt.
    (Quelle: Nies (Eurelectric), 2011)

  • Effiziente Integration der erneuerbaren Energien durch Flexibilisierung des Gesamtsystems.(Quelle: EPRI, Renewables Integration and Utlization: Striking the Right Balance)

    Effiziente Integration der erneuerbaren Energien durch Flexibilisierung des Gesamtsystems.
    (Quelle: EPRI, Renewables Integration and Utlization: Striking the Right Balance)

  • Residuallast 2050 in (GW) unter Berücksichtigung von Lastmanagement und Pumpspeichern.(Quelle: Fraunhofer IWES, Energieziel 2050, Seite 119)

    Residuallast 2050 in (GW) unter Berücksichtigung von Lastmanagement und Pumpspeichern.
    (Quelle: Fraunhofer IWES, Energieziel 2050, Seite 119)

  • Abschätzung der Kosten gespeicherter elektrischer Energie für das Jahr 2025. (Quelle: Electricity Storage - Making Large-Scale Adoption of Wind and Solar Energies a Reality, The Boston Consulting Group (März 2010)

    Abschätzung der Kosten gespeicherter elektrischer Energie für das Jahr 2025. (Quelle: Electricity Storage - Making Large-Scale Adoption of Wind and Solar Energies a Reality, The Boston Consulting Group (März 2010)

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