Österreichs Weg in Richtung 100 % EE - Energy Brainpool...2019/01/24 · ÖSTERREICHS WEG RICHTUNG 100 % ERNEUERBARE. EINE ANALYSE VON 2030 MIT AUSBLICK 2050. Berlin, Januar 2019

ÖSTERREICHS WEG RICHTUNG 100 % ERNEUERBARE.

EINE ANALYSE VON 2030 MIT AUSBLICK 2050.

Berlin, Januar 2019

Im Auftrag der Austrian Power Grid AG

Autoren F. Huneke, C. Perez Linkenheil

und P. Heidinger

INHALTSVERZEICHNIS

1. Klima- und Energiestrategie: 100 % erneuerbare Energien im Jahr 2030 ........................................ 1

2. Beschreibung des untersuchten Stromsystems ......................................................................................... 2

3. Wettereinflüsse auf Österreichs Stromsystem 2030 ................................................................................ 6

3.1. Das Stromsystem 2030 in einem „Normal-Wetterjahr“ ................................................................... 10

3.2. Extremsituation I: Stromknappheit in der kalten Dunkelflaute .................................................... 15

3.3. Extremsituation II: Lange Phasen von Stromüberschüssen ........................................................... 18

4. Ausblick 2050: Wettereinflüsse bei zunehmender Elektrifizierung verschiedener

Energiesektoren ....................................................................................................................................................... 21

5. Fazit ........................................................................................................................................................................ 29

6. Literaturverzeichnis .......................................................................................................................................... 32

7. Anhang .................................................................................................................................................................. 33

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

Abbildung 1: Mittlere monatliche Einspeiseleistung von PV und Wind im Jahr 2030 als

Durchschnitt und Schwankungsbreite der Wetterjahre 1985 – 2016 ...................................................... 7

Abbildung 2: Verlauf der Residuallast am Beispiel einiger Tage im März 2030................................... 8

Abbildung 3: Mittlere monatlich Last und Residuallast im Jahr 2030 als Durchschnitt und

Schwankungsbreite der Wetterjahre 1985 – 2016 ........................................................................................ 9

Abbildung 4: Negativer (links) bzw. positiver (rechts) stündlicher Gradient der Residuallast im

Jahr 2030 („Normaljahr“ Wetterjahr 2011) ...................................................................................................... 10

Abbildung 5: Resultierender Erzeugungsmix im Jahr 2030 („Normaljahr“ Wetterjahr 2011) ......... 11

Abbildung 6: Monatlich auftretende Überschüsse und Fehlmengen von Wind, PV und Laufwasser

im Jahr 2030 („Normaljahr“ WJ 2011)................................................................................................................ 12

Abbildung 7: Monatliche Erzeugungsstruktur im Jahr 2030 („Normaljahr“ Wetterjahr 2011) ........ 13

Abbildung 8: Monatliche Stromhandelssaldi zwischen Österreich und den Nachbarländern 2030

im „Normaljahr“ Wetterjahr 2011, positive Werte entsprechen einem Import nach Österreich ... 15

Abbildung 9: Kumulierte Erzeugung von Wind, PV und Laufwasser sowie Last im Januar und

Februar 2030 ("Unterdeckung" Wetterjahr 2006) ......................................................................................... 16

Abbildung 10: Residuallast im Januar und Februar 2030 ("Unterdeckung" Wetterjahr 2006) ....... 17

Abbildung 11: Importe im Januar und Februar 2030 ("Unterdeckung" Wetterjahr 2006) ................ 18

Abbildung 12: Kumulierte Erzeugung von Wind, PV und Laufwasser sowie Last im Mai 2030

(„Überdeckung“ Wetterjahr 2014) ...................................................................................................................... 19

Abbildung 13: Residuallast im Mai 2030 („Überdeckung“ WJ 2014) ....................................................... 20

Abbildung 14: Bilanz des Stromaustausches mit den Nachbarländern im Mai 2030


Abbildung 15: Mittlere monatlich Einspeiseleistung von Wind und PV im Jahr 2050 als

Durchschnitt und Schwankungsbreite der Wetterjahre 1985 – 2016 .................................................... 22

Abbildung 16: Mittlere monatliche Last und Residuallast im Jahr 2050 als Durchschnitt und

Schwankungsbreite der Wetterjahre 1985 – 2016 ...................................................................................... 23

Abbildung 17: Verlauf der stündlichen Gradienten der Erzeugung von Wind und PV Jahr 2050

(„Normaljahr“ Wetterjahr 2011) .......................................................................................................................... 24

KLIMA- UND ENERGIESTRATEGIE: 100 % ERNEUERBARE

ENERGIEN IM JAHR 2030

Abbildung 18: Monatlich auftretende Überschüsse und Fehlmengen von Wind, PV und

Laufwasser im Jahr 2050 („Normaljahr“ Wetterjahr 2011) ......................................................................... 25

Abbildung 19: Geordnete Jahresdauerlinie der Residuallast und deren Glättung als Modellierung

verschiedener Flexibilitätsoptionen (gleitender Mittelwert über 48 Stunden) .................................. 27

Abbildung 20: Funktionsschema Power2Sim ................................................................................................. 34

Abbildung 21: Import und Exporte im Jahr 2030 (“Normaljahr" WJ 2011) ............................................ 37

Abbildung 22: Kumulierte Erzeugung von Wind, PV und Laufwasser sowie Last im Januar und

Februar 2050 ("Unterdeckung" Wetterjahr 2006) ......................................................................................... 38

Abbildung 23: Stündliche auftretende Überschüsse und Fehlmengen von Wind, PV und

Laufwasser im Januar und Februar 2050 („Unterdeckung“ WJ 2006) ..................................................... 38

Abbildung 24: Kumulierte Erzeugung von Wind, PV und Laufwasser sowie Last im Mai 2050


Abbildung 25: Stündliche auftretende Überschüsse und Fehlmengen von Wind, PV und

Laufwasser im Mai 2050 („Überdeckung“ WJ 2014) ..................................................................................... 39

Abbildung 26: Geordnete Jahresdauerlinie der Residuallast und deren Glättung als Modellierung

verschiedener Flexibilitätsoptionen (gleitender Mittelwert über 48 Stunden und 30 Tage) ......... 40

TABELLENVERZEICHNIS

Tabelle 1: Zentrale Parameter des untersuchten Stromsystems für das Jahr 2030............................. 3

Tabelle 2: Szenarioparameter Deutschland, installierte Leistung Bruttostromverbrauch für das

Jahr 2030 .................................................................................................................................................................... 35

Tabelle 3: Commodity-Preise nach "New Policies"-Szenario des “World Energy Outlooks 2017”.

....................................................................................................................................................................................... 35

Tabelle 4: Grenzkuppelkapazitäten zwischen Österreich und den Nachbarländern im Jahr 2030

(auf Basis des TYNDP 2018). ................................................................................................................................ 36

KLIMA- UND ENERGIESTRATEGIE: 100 % ERNEUERBARE

ENERGIEN IM JAHR 2030

Österreichs Weg Richtung 100 % Erneuerbare. 1

1. KLIMA- UND ENERGIESTRATEGIE: 100 % ERNEUERBARE ENERGIEN IM

JAHR 2030

Im Rahmen des Pariser Klimaabkommens wurde im Jahr 2015 eine massive Reduktion der glo-

balen Treibhausgasemissionen in allen Verbrauchssektoren beschlossen. Nur mit konkreten

Maßnahmen zur Neuausrichtung des Energiesystems lassen sich diese Ziele auch tatsächlich

erreichen. Der österreichische Beitrag zu den internationalen Anstrengungen, ist in der Klima-

und Energiestrategie festgehalten, welche die politischen Leitplanken für diesen Wandel defi-

niert. Ein zentrales Ziel der österreichischen Lösungsstrategie ist, bereits im Jahr 2030 100 %

des Stromverbrauchs bilanziell durch erneuerbare Energien zu decken1. Der Anteil erneuerbarer

Energien im österreichischen Strommix betrug 2016, je nach statistischer Zählweise2, zwischen

72 und 79 %. Darüber hinaus wird in Österreich bis 2050 die vollständige Dekarbonisierung3 der

Energieversorgung angestrebt.

Zwei zentrale Technologien, die diesen Wandel ermöglichen, sind Windkraft und Photovoltaik.

Allerdings resultieren aus deren Wetterabhängigkeit auch neue Herausforderungen: Wie geht

das Elektrizitätssystem mit wetterbedingten Schwankungen um? Wie wird die Stromnachfrage

gedeckt, wenn die erneuerbaren Quellen, zum Beispiel in einer Dunkelflaute, nicht ausreichen?

Wie flexibel können oder müssen andere Erzeugungstypen werden? Müssen auch die Stromver-

braucher flexibel werden? Wie kann der dezentralen Charakteristik von Wind- und Photovoltaik

im Verteilnetz, im Übertragungsnetz und im internationalen Stromaustausch Rechnung getra-

gen werden?

Die vorliegende Untersuchung analysiert ein Szenario, das im Jahre 2030 die gesetzten Ziele

primär durch einen Zubau von Windkraft- und Photovoltaikanlagen erreicht. Aus der Betrach-

tung verschiedener Wetterjahre (WJ) ergeben sich Aussagen über die zunehmende Wetterab-

hängigkeit. Mittels fundamentaler europäischer Strommarktmodellierung wird die Reaktion des

Stromsystems auch bei wetterbedingten Extremsituationen betrachtet. Lösungen und Strategien

für die Herausforderung der Wetterabhängigkeit werden anhand dieser Modellierungsergebnis-

se diskutiert: hier spielen Flexibilitätsoptionen wie Stromspeicher, Demand-Side-Management

1... „Ziel ist es darüber hinaus, im Jahre 2030 den Gesamtstromverbrauch zu 100 % (national bilanziell) aus

erneuerbaren Energiequellen im Inland zu decken.“

2 Vgl. (Bundesministerium für Nachhaltigkeit und Tourismus, 2017)

3 Korrekt wäre eigentlich „Defossilisierung“. Da sich in der Vergangenheit allerdings der Begriff „Dekarbo-

nisierung“ etabliert hat wird dieser auch in der Folge verwendet.

BESCHREIBUNG DES UNTERSUCHTEN STROMSYSTEMS


und Power-to-X-Technologien eine wichtige Rolle. Abschließend zeigt ein Ausblick auf das Jahr

2050, in welcher Dimension die eingeschlagene Entwicklung fortgeführt werden muss und wel-

che Maßnahmen und Technologien erforderlich werden, um den angestrebten Systemumbau

erfolgreich zu Ende zu führen.

2. BESCHREIBUNG DES UNTERSUCHTEN STROMSYSTEMS

Eine Systemanalyse mit dem Fokus auf 2030 und der Ausblick auf 2050 macht in dieser Studie

deutlich, welchen Einflüssen das künftige österreichische Stromsystem unterliegt und worin die

zentralen Herausforderungen liegen. Hierzu dient als Methodik die fundamentale, stunden-

scharfe, europäische Strommarktmodellierung eines Szenarios, das die Ziele der österreichi-

schen Klima- und Energiestrategie berücksichtigt.

Im Folgenden werden die gewählten Annahmen dieses Szenarios zusammengefasst. Das für die

Modellierung genutzte fundamentale Strommarktmodell ist „Power2Sim“4. Als Basis für das eu-

ropäische Rahmenszenario dient der „Ten-Year Network Development Plan 2018“ der ENTSO-E

mit dem Szenario „Sustainable Transition 2030“ (ST2030)5. Dieses Szenario beschreibt einen

unter europäischen Netzbetreibern abgestimmten Entwicklungspfad, der bestimmte klima- und

energiepolitische Ziele erreicht. Im Wesentlichen kommt es in Europa zu einer Verdopplung der

installierten Leistung bei Wind und PV, einem Kernenergierückgang um ein Drittel und zu einer

Reduktion der restlichen thermischen Kapazitäten um 20 % im Vergleich zum Jahr 2017. Hieraus

sind Annahmen für die Entwicklung des Stromverbrauchs und die Kraftwerksleistungen in Euro-

pa übernommen. Eine Abweichung von diesem Szenariorahmen auf europäischer Ebene ist die

Einarbeitung des jüngst in Deutschland definierten Ziels, den Anteil erneuerbarer Energien an

der Bruttostromnachfrage bis zum Jahr 2030 auf 65 % zu erhöhen.

Für Österreich gelten darüber hinaus veränderte Szenarioparameter, die das Erreichen der Ziele

aus der Klima- und Energiestrategie unterstellen. Dafür beträgt die angenommene installierte

Leistung von Photovoltaik 12 GW und von Windkraft 9 GW6. Damit kann im Jahr 2030 der Brut-

tostromverbrauch7 bilanziell zu fast 100 % durch erneuerbare Energien gedeckt werden.

4 Eine umfassende Modellbeschreibung ist in Anhang 1 ausgeführt.

5 (ENTSO-E, 2018) 6 Die installierten Leistungen von Wind und PV entsprechen den Zahlen aus der Studie „Stromzukunft

2030“ (TU Wien, 2017).

7 Der Bruttostromverbrauch beinhaltet neben Endverbrauch auch den Eigenverbrauch der Kraftwerke,

Netzverluste und Verbrauch für Pumpspeicherung. Als Quelle dient hier der TYNDP, (ENTSO-E, 2018), es



Der angenommene Bruttostromverbrauch Österreichs beträgt im Jahr 2030 84 TWh. Davon sind

7,2 TWh als Pumpstrom und 1,7 TWh als flexible Nachfrage (z. B.: Elektromobilität und elektri-

sche Wärmeanwendungen) modelliert.

Tabelle 1: Zentrale Parameter des untersuchten Stromsystems für das Jahr 2030

Das österreichische Stromsystem ist über die Grenzkuppelleitungen in den europäischen Bin-

nenmarkt eingebunden. Daher sind auch die Annahmen der Entwicklung von Stromnachfrage

und Kraftwerkskapazitäten der direkten Nachbarländer von hoher Relevanz bei der Bewertung

des Gesamtsystems. In diesem Zusammenhang dient das Szenario ST2030 des TYNDP 2018 als

Datengrundlage.

Zusätzlich werden zwischen den Marktgebieten die im TYNDP 2018 angenommenen Handels-

kapazitäten (NTC) übernommen. Voraussetzung dafür ist die planmäßige Fertigstellung der Lei-

tungsprojekte10. Für Österreich bedeutet dies die Inbetriebnahme aller im APG-

Netzentwicklungsplan 2017 bzw. 2018 definierten Projekte vor 203011. Die erfolgreiche Umset-

zung der geplanten Leitungsprojekte ist also als Grundvoraussetzung für die Beurteilung der

nachfolgend angeführten Ergebnisse zu sehen. Des Weiteren ist hervorzuheben, dass im Rah-

men der Modellierung ausschließlich die grenzüberschreitenden Kuppelleitungen betrachtet

werden, das Stromnetz innerhalb Österreichs ist nicht abgebildet.

erfolgt eine Umrechnung in Bruttowerte und Berücksichtigung temperaturbedingter Nachfrageschwan-

kungen.

8 Quelle: E-Control Datenstand 31.12.2017; Pumpleistung: APG 9 Volllaststunden sind auf hunderter gerundet, zum Teil sind sie auch Ergebnisse der Marktmodellierung.

10 (Austrian Power Grid, 2017)

11 Auch die Realisierung der anderen europäischen Leitungsprojekte hat indirekten aber mitunter deutli-

chen Einfluss auf die Verfügbarkeit von Import- und Exportkapazitäten in Österreich.

KRAFTWERKE/

TECHNOLOGIE

INSTALLIERTE

LEISTUNG 2017 [GW]8

INSTALLIERTE

LEISTUNG 2030 [GW]

VOLLLASTSTUNDEN9

[h/a]

Laufwasser 5,7 6,0 5.300

Speicherwasser 8,4 8,6 1.600

Wind 2,9 9,0 2.100

Photovoltaik 1,2 12,0 1.300

Biomasse 0,6 0,8 5.000

Gas 4,9 4,2 2.600

Öl 0,2 0,2 4.800

Sonstige (fossil) 1,6 1,0 3.600

Pumpspeicher 3,9 5,9 1.200



Neben diesen technischen Parametern prägen auch angenommene Energieträgerpreise und

deren künftige Entwicklung das Elektrizitätssystem, da diese bei der Einsatzreihenfolge von

Kraftwerken eine entscheidende Rolle spielen und somit Stromimporte und -exporte maßgeb-

lich beeinflussen. Für die Untersuchung entstammt die Preisentwicklung dem New-Policies-

Szenario des „World Energy Outlooks 2017“ der International Energy Agency12.

Das Wetter bedingt die Einspeiseprofile von Photovoltaik, Wind und Wasserkraft, die Tempera-

tur beeinflusst zudem die Nachfragecharakteristik. Um die Auswirkungen von Wetterereignissen

auf Österreichs Stromsystem zu analysieren, fließen Wetter- und Temperaturdaten von 1985 bis

2016 in die Modellierung mit ein, Niederschlagsdaten wurden aufgrund von Daten- und Modell-

restriktionen hingegen nicht berücksichtigt13. Während für die Analyse der Einspeiseprofile von

Wind und Photovoltaik und der österreichischen Stromnachfrage auf 32 Wetterjahre (1985-

2016) zurückgegriffen werden kann, erfolgt die Modellierung des europäischen Strombinnen-

marktes mit Wetterdaten von 2005 bis 2016. Grund hierfür ist, dass für einige europäische

Elektrizitätssysteme vor 2005 insbesondere Temperaturdaten in der erforderlichen Datenquali-

tät zum Zeitpunkt der Modellierung nicht vorliegen. Die Einspeiseprofile in Österreich errech-

nen sich basierend auf den Merra2-Wetterdaten.

Die Stromerzeugung aus Wasserkraft ist in dieser Untersuchung in drei Kategorien zusammen-

gefasst, je nach Datenlage und Notwendigkeit sind das Laufwasserkraftwerke, Speicherwerke

und Pumpspeicherwerke. In Österreich werden 6,0 GW als Laufwasserkraftwerke mit einer star-

ren und nur saisonal schwankenden Stromerzeugung angenommen. Die 8,6 GW Speicherwas-

serkraftwerke hingegen steuern ihre Stromproduktion unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten.

Ein Wasserwertmodell errechnet dazu den Gebotspreis an der Strombörse derart, dass eine mo-

natlich vorgegebene Stromerzeugung in bestmöglichen – also hochpreisigen – Stunden erzeugt

wird. Grundsätzlich stellen Pumpspeicher ihre Flexibilität zu Zeiten mit der höchsten Preisdiffe-

renz bereit. Das bedeutet, dass die Nachfrage von Strom zum Pumpen des Wassers zu niedrigen

Marktpreisen erfolgt, während die Stromerzeugung auch über das Wasserwertmodell modelliert

wird.

Basierend auf diesen Annahmen ist die vorliegende Untersuchung wie folgt aufgebaut. Kapitel 1

führt in die zentralen Untersuchungsgrößen des österreichischen Stromsystems 2030 ein und

12 (International Energy Agency, 2017), Detail im Anhang in Tabelle 3

13 Damit bildet die Laufwassererzeugung stets das gleiche hydrologische Jahr ab, nur die Speicherwasser-

kraftwerke und Pumpspeicher passen ihre Fahrweise der Wettersituation flexibel an.



stellt deren wetterbedingte Schwankungsbreiten dar. Dabei wurden verschiedene Wetterjahre

betrachtet. Das folgende Kapitel stellt dar, wie sich das Stromsystem 2030 in einem typischen

Wetterjahr (2011) verhält. Kapitel 3.2 und 3.3 beleuchten darauf aufbauend exemplarisch zwei

Wetterextremsituationen („Unterdeckung“ und „Überdeckung“). Ersteres modelliert einen Stress-

test mit Stromknappheit im Winter, in der Literatur als „kalte Dunkelflaute“ bekannt. Dafür wur-

de das Wetterjahr 2006 betrachtet. Letzteres analysiert eine Überdeckungssituation mit viel

solarer Einstrahlung bei geringerem Verbrauch, abgebildet durch das Wetterjahr 2014. Ab-

schließend wird ein mögliches Energiesystem im Jahr 2050 untersucht.

WETTEREINFLÜSSE AUF ÖSTERREICHS STROMSYSTEM 2030


3. WETTEREINFLÜSSE AUF ÖSTERREICHS STROMSYSTEM 2030

Durch den Zubau auf 9 GW Wind und 12 GW Photovoltaik steigt der Einfluss der wetterbedingt

schwankenden Erzeugungsleistung in Österreich massiv an. Diese Einflussgröße kommt zusätz-

lich zu den bereits vorhandenen wetterabhängigen Schwankungen des Verbrauchs und der Pro-

duktion von Wasserkraftwerken hinzu. In der Folge werden die Modellergebnisse, welche auf

Stundenbasis berechnet wurden, zusammengefasst.

Die jährliche mittlere Auslastung von Photovoltaikanlagen beträgt 13 % der installierten Leis-

tung (also 1,6 GW), steigt in einzelnen Stunden jedoch auf bis zu 84 % an und fällt nachts auf 0

ab. Auf Jahresebene können sonnenstarke Jahre 7 % mehr Einspeisung aufweisen und sonnen-

schwache Jahre 5 % weniger.

Bei Windkraftanlagen weicht die mittlere jährliche Einspeiseleistung um bis zu 7 % von der

mittleren Einspeiseleistung von rund 2 GW ab. In den untersuchten 32 Wetterjahren (1985-

2016) trat in einer gemeinsamen Betrachtung jedoch weder der Fall auf, dass ein besonders

wind- und sonnenschwaches, noch ein besonders wind- und sonnenstarkes Jahr zusammenfie-

len. Gemeinsam betrachtet schwankt die auftretende mittlere jährliche Wind- und PV-

Einspeiseleistung um 4 % um ihren langjährigen Mittelwert von 3,6 GW.

Die Schwankungen auf Monatsebene, die im Szenariojahr 2030 in den Wetterjahren 1985 bis

2016 auftreten, sind in Abbildung 1 dargestellt. Zunächst fällt auf, dass sich die saisonale Ein-

speisecharakteristik von Wind- und Photovoltaikanlagen strukturell ergänzen. Im Winter ist die

durchschnittliche Einspeiseleistung von Windanlagen höher, im Sommer die von Photovoltaik-

anlagen. Auffällig ist zudem die große Schwankungsbreite der mittleren stündlichen Einspeise-

leistung auf Monatsebene. Im windstärksten Februar (Wetterjahr 1999) beträgt die modellierte

durchschnittliche Einspeisung 3,7 GW, im windschwächsten modellierten Februar hingegen nur

1,3 GW (Wetterjahr 1994). Hier ist also im Monatsmittel eine potenzielle Differenz von 2,4 GW

Einspeiseleistung festzustellen.



Abbildung 1: Mittlere monatliche Einspeiseleistung von PV und Wind im Jahr 2030 als Durchschnitt und

Schwankungsbreite der Wetterjahre 1985 – 2016 [Quelle: eigene Berechnung]

Was bedeutet dieses steigende Maß an Volatilität für das Elektrizitätssystem? Zur Beantwortung

dieser Fragestellung dient die gemeinsame Analyse der Last und der zeitgleichen nicht-

steuerbaren, erneuerbaren Stromeinspeisung. Dieser Zusammenhang lässt sich durch die Größe

„Residuallast“ beschreiben und wird in Abbildung 2 veranschaulicht. Die stündliche Nachfrage

kann teilweise vollständig aus der fluktuierenden Einspeisung von Photovoltaik und Windkraft

und Laufwassererzeugung gedeckt werden. Der durch diese drei Technologien nicht gedeckte

Teil der Last wird im Weiteren als Residuallast bezeichnet. In Abbildung 2 wird die Residuallast

für einige Tage im März veranschaulicht. Einige Beispiele: Am 8. März ergänzen sich Wind und

Photovoltaik mittags in der zeitlichen Abfolge der Stromproduktion, die Residuallast ist recht

gleichmäßig. Zu Beginn des 12. März hingegen ergibt sich eine Situation, in der weder Photo-

voltaik noch Windkraft in relevanter Menge Strom produzieren, die Residuallast ist also hoch.

Auf der anderen Seite kann die Residuallast auch negativ werden – einen solchen Stromüber-

schuss (Pumpspeicher oder Stromexport zum Ausgleich) zeigt sich in Abbildung 2 mittags am

6. März.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

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4

Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez

mit

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ele

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GW

PV Wind

SchwankungFeb: 2,4 GW

SchwankungDez: 0,8 GW



Abbildung 2: Verlauf der Residuallast am Beispiel einiger Tage im März 2030

Eine Analyse der Residuallast über die 32 Wetterjahre bringt Aufschluss über die Höhe der lang-

fristigen Schwankungen, denen das Elektrizitätssystem im Szenariojahr 2030 ausgesetzt ist. Das

Ergebnis dieser Analyse ist in Abbildung 3 dargestellt.

Die Stromnachfrage ist temperaturabhängig und schwankt mit den Wetterjahren, im Winter be-

trägt ihre maximale Schwankung zwischen einem sehr kalten und einem sehr warmen Januar

1,1 GW14, also etwas mehr als ein Zehntel der mittleren Last. Im Sommer hingegen ist die mo-

dellierte Stromnachfrage nicht stark von der Temperatur abhängig und Schwankungen sind

folglich gering. Die mittlere monatliche Residuallast drückt aus, wie viel Leistung von anderen

Stromerzeugern als Photovoltaik, Windenergie und Laufwasser zur Lastdeckung erzeugt werden

muss. Die Residuallast ist im Sommer niedriger als im Winter, was in der ausgeprägten saisona-

len Struktur der Photovoltaikeinspeisung und der höheren Laufwassereinspeisung im Sommer

begründet ist. Am niedrigsten ist sie im Mai, je nach solarer Einstrahlung schwankt sie zwischen

-0,6 und -2,0 GW, im Mittel -1,3 GW. In den Monaten November bis Februar ist die Residuallast

hingegen vergleichsweise hoch und unterliegt zudem größeren Schwankungen bezüglich der

Wetterjahre. In einem kalten, windschwachen Januar wie 1985 und 1997 beträgt sie über

5,4 GW, in wärmeren und windreicheren Wetterjahren wie 2007 und 2012 ist sie geringer als

14 Im Winter resultiert in Österreich für jedes Grad Celsius unter der Normaltemperatur eine zusätzliche

Last von 60-80 MW.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

5. Mrz 6. Mrz 7. Mrz 8. Mrz 9. Mrz 10. Mrz 11. Mrz 12. Mrz

Erz

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GW

Laufwasser PV Wind Last ohne Pumpstrom

Residuallast



2,6 GW. Die maximale Wetterjahr-Spreizung15 von 2,7 GW bedeutet, dass für einen Januar im

Jahr 2030 etwa 28 % der Stromnachfrage nur bei Bedarf durch Importe und flexible Erzeuger

bereitgestellt werden muss.

Abbildung 3: Mittlere monatliche Last und Residuallast im Jahr 2030 als Durchschnitt und Schwankungs-

breite der Wetterjahre 1985 – 2016 [Quelle: eigene Berechnung]

Neben dem beschriebenen langfristigen Flexibilitätsbedarf verlangen Wind- und Solarenergie

dem Elektrizitätssystem auch kurzfristig Flexibilitätsbedarf ab. Zum näheren Verständnis sind in

Abbildung 4 zwei Extremwerte der Veränderung der Residuallast im Wetterjahr 2011 darge-

stellt. Die linke Darstellung zeigt die steil abnehmende Residuallast bei Sonnenaufgang im Mai.

Innerhalb einer Stunde vermindert sich die Residuallast um 4,3 GW, hier müssen andere steuer-

bare Stromerzeuger flexibel ihre Leistung drosseln, damit der Strom aufgenommen werden

kann. Das Ereignis bedingt sich aus dem zeitlichen Zusammenfallen einer Windfront (+2,9 GW/h

Winderzeugung) bei Sonnenaufgang (+1,8 GW/h Photovoltaikerzeugung). Dass die Residuallast

über den Tag hinweg negativ ist, bedeutet einen Überschuss an Wind- und Photovoltaikerzeu-

gung am Freitag, den 31. Mai 2030. Zum Abend hin treten bei sinkender Sonne hingegen positi-

ve Gradienten auf, maximal werden diese am 15. Oktober 2030 um 17 Uhr (Abbildung 4 rechts).

Hier müssen andere steuerbare Stromerzeuger ihre Leistung innerhalb einer Stunde um 2,5 GW

15 Aufgrund von Rundung auf eine Nachkommastelle tritt hier eine rechnerische Abweichung mit zuvor

genannten Zahlen auf.

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12


mit

tle

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g

in G

W

Last Residuallast

höchste Schwankung:Last: 1,1 GW im JanResiduallast: 2,7 GW im Jan



erhöhen. Im Vergleich dazu betrugen im Jahr 2017 die maximalen stündlichen Gradienten der

Residuallast +1,6 GW bzw. -1,3 GW.

Abbildung 4: Negativer (links) bzw. positiver (rechts) stündlicher Gradient der Residuallast im Jahr 2030

(„Normaljahr“ Wetterjahr 2011)

3.1. DAS STROMSYSTEM 2030 IN EINEM „NORMAL-WETTERJAHR“

Die zentralen Herausforderungen für das Stromsystem 2030 liegen in der Volatilität der Wind-

und Photovoltaik-Einspeisung. Zur näheren Untersuchung dient die Modellierung der europäi-

schen Strommärkte für ein typisches Wetterjahr, 2011. Ergebnis der Modellierung ist, welche

europäischen Kraftwerke unter Berücksichtigung der Grenzkuppelleitungen den Ausgleich zwi-

schen Stromdargebot und -nachfrage herstellen. Abbildung 5 fasst die Ergebnisse für Österreich

zusammen. Alle in der Folge dargestellten Ergebnisse basieren auf einer stundenscharfen Mo-

dellierung. Die bilanzielle Zielerreichung von 100 % erneuerbaren Stroms ist durch die Erzeu-

gung, von knapp 83 TWh bei einem Bruttostromverbrauch16 von 84 TWh gegeben da entspre-

chend der Klima- und Energiestrategie bestimmte industrielle Stromverbräuche17 bei der Bewer-

tung der Zielerreichung ausgenommen sind.

16 Der Bruttostromverbrauch beinhaltet neben dem Endverbrauch auch den Eigenverbrauch der Kraftwer-

ke, Netzverluste und Verbrauch für Pumpspeicherung. Als Quelle dient hier der TYNDP, (ENTSO-E, 2018),

es erfolgt eine Umrechnung in Bruttowerte und Berücksichtigung der Nachfrageschwankung durch Tem-

peratur.

17 … „Strom zur Eigenversorgung im Bereich der Sachgüterproduktion soll aus Gründen der Ressourceneffizienz

weiterhin aus der ressourcenschonenden, effizienten Verwendung von Kuppelprodukten an Firmenstandorten

(z. B. in der Stahl- oder Papierindustrie) erzeugt werden, auch auf Basis nicht erneuerbarer Energieträger“.

-5

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-3

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0

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W

31. Mai, 8 Uhr: -4,3 GW/h

0

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4

5

6

15. Oktober, 17 Uhr: +2,5 GW/h



Beim Betrachten der Erzeugungsstruktur wird erkennbar, dass Laufwasserkraft auf der einen,

Photovoltaik und Windkraft auf der anderen Seite jeweils etwa 40 % des erneuerbaren Stroms18

produzieren. Diese Erzeugung ist nicht flexibel steuerbar und kann demnach im Extremfall nur

gedrosselt werden. Speicherwasserkraftwerke19 erzeugen als steuerbare erneuerbare Kraftwerke

16 % des erneuerbaren Stroms. Hinzu kommen rund 15 TWh Stromerzeugung aus nichtregene-

rativen Quellen. Dominiert wird diese von Gaskraftwerken, die entsprechend preisgetrieben

produzieren.

Abbildung 5: Resultierender Erzeugungsmix im Jahr 2030 („Normaljahr“ Wetterjahr 2011) [Quelle: eigene

Modellierung, Power2Sim]

Abbildung 6 und Abbildung 7 zeigen in monatlicher Auflösung die Summen der stündlichen

Stromüberschüsse und Fehlmengen und der modellierten Stromerzeugung nach Kraftwerks-

technologie im Vergleich zur Stromnachfrage. Die insgesamt über das gesamte Jahr auftreten-

18 Ein Ergebnis aus Kapitel 3 ist, dass die jährliche Wind- und Photovoltaikeinspeisung um 4 % schwan-

ken. Der erneuerbare-Energien-Anteil am Stromverbrauch verändert sich dadurch je nach Wetterjahr um

1,6 Prozentpunkte. Diese Schwankung durch Wind und Photovoltaik addiert sich zu der bestehenden

Schwankung der Erzeugung von Wasserkraftwerken in nassen oder trockenen Jahren. In Summe führt dies

zu einer Gesamtschwankung des erneuerbaren Anteils von 104 % in einem nassen, windstarken und son-

nenreichen Jahr bis 93 % in einem trockenen, windschwachen und sonnenarmen Jahr. 19 Die Erzeugung aus gepumpten Wassermengen wird derzeit als nicht erneuerbare Energie betrachtet, da

sich der ENTSO-E-Erzeugungsmix folgendermaßen zusammensetzt: 34 % erneuerbare Energien, 43 %

fossile Brennstoffe, 23 % Nuklearenergie. Im Jahr 2030 ist jedoch davon auszugehen, dass der erneuerba-

re Anteil wesentlich höher ist.

3 TWh

11 TWh

1 TWh

15 TWh

19 TWh

32 TWh

13 TWh

4 TWh

erneuerbare

Energien: 83 TWh

Sonstige (fossil) Gas Öl PV

Wind Laufwasser Speicherwasser Biomasse

18 %

22 %

39 %

16 %

5 %



den stündlichen Fehlmengen erneuerbarer Erzeugung aus Wind, PV und Laufwasser (rote Balken

in Abbildung 6) belaufen sich in Summe auf 20,4 TWh, Überschüsse treten zwischen April und

Oktober im Umfang von 3,6 TWh auf. Die restliche Nachfrage wird durch Biomasseanlagen,

Speicherwasserkraftwerke, fossile Stromerzeugung sowie Stromimporte gedeckt.

Abbildung 6: Monatlich auftretende Überschüsse und Fehlmengen20 von Wind, PV und Laufwasser im Jahr

2030 („Normaljahr“ WJ 2011)

In den Monaten Januar, Februar, November und Dezember summieren sich die monatlichen

Fehlmengen auf jeweils 3 bis 4 TWh. Die heimische Erzeugung aus erneuerbaren Energien

reicht in diesen Monaten nicht aus, um die Stromnachfrage Österreichs zu decken. In diesen

Monaten ist die Stromerzeugung aus Erdgas größer als im Sommer. Teilweise ist das der saiso-

nalen Knappheit des Dargebots von Wasser- und Solarenergie geschuldet, teilweise erzeugen

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen mit geringer technischer Flexibilität aufgrund der Fernwärme-

nachfrage Strom als „Nebenprodukt“. In den Wintermonaten ist Österreich weiterhin Nettostro-

mimporteur. Der Importstrom entspricht dabei dem Strommix der exportierenden Nachbarlän-

der und hat in der Regel einen geringeren erneuerbaren Anteil als Österreich. Relevante Men-

gen stündlicher Stromüberschüsse aus Wind, PV und Laufwasser im Vergleich zur Stromnachfra-

20 Bei diesen Werten handelt es sich um die monatlich kumulierten stundenscharfen Fehlmengen bzw.

Überschüsse.

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1

2

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4

5


kum

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alla

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TW

h

Fehlmengen von Wind, PV und Laufwasser

Überschüsse von Wind, PV und Laufwasser



ge sind in den Wintermonaten nicht zu beobachten (vgl. blaue Balken in Abbildung 6). Kurz-

oder mittelfristig agierende Stromspeicher hätten in diesem Zeitraum also keine Überschüsse

zur Verfügung.

Anders verhält sich das in den Monaten April bis August. Hier erhöht sich die Erzeugung von

Photovoltaikanlagen und Wasserkraftwerken, gleichzeitig reduziert sich die Stromnachfrage im

Sommer. Das führt zu stündlichen Überschüssen, gleichwohl treten auch in diesem Zeitraum

viele Stunden auf, in denen die Stromnachfrage nicht direkt von diesen Technologien bedient

werden kann. Von Mai bis Juli überwiegen jedoch die stündlichen Überschüsse. Damit wird Ös-

terreich in diesen Monaten zu einem Nettostromexporteur mit einem hohen Anteil an erneuer-

baren Energien von durchschnittlich 91 % im Erzeugungsmix bzw. 126 % bezogen auf die inlän-

dische Bruttostromnachfrage. Da der österreichische Strommarkt in den europäischen Binnen-

markt integriert ist, erfolgt bei Überschüssen und Fehlmengen ein strompreisgetriebener

Stromaustausch über die Grenzkuppelleitungen21.

Abbildung 7: Monatliche Erzeugungsstruktur im Jahr 2030 („Normaljahr“ Wetterjahr 2011)

Als Ergebnis erhöht sich im österreichischen Energiesystem der Bedarf an saisonaler Verlage-

rung der Erzeugung aus erneuerbaren Energien von den Sommermonaten in die Wintermonate

(Abbildung 6). Die kumulierten Stromimporte der kalten Hälfte des Jahres (Oktober bis ein-

21 Die fundamentale Strommarktmodellierung bildet dies gemäß des europäischen Kraftwerksparks, der

Stromnachfrage und der maximalen Übertragungskapazität je Marktgebiet ab.

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2

4

6

8

10


Erz

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TW

h

Netto Im- und Export Laufwasser Biomasse

Sonstige (fossil) Gas Öl

Speicherwasser PV Wind



schließlich März) betragen 16 TWh, das sind 70 % der jährlichen Stromimporte nach Österreich.

Dem stehen im gleichen Zeitraum 17 TWh an Stromexporten gegenüber, was 45 % der Exporte

entspricht. In Spitzenzeiten werden 8 GW importiert und 12 GW exportiert22. Häufig treten

gleichzeitig Importe aus Deutschland bei Exporten über die anderen Grenzkuppelleitungen auf

(vgl. auch Abbildung 21 im Anhang).

Die erforderliche saisonale Verlagerung kann im betrachteten Szenario 2030 vollständig durch

grenzüberschreitenden Stromaustausch gewährleistet werden. Das Übertragungsnetz stellt,

demnach eine zentrale Flexibilitätsoption beim Umbau des Energiesystems dar. Die Realisie-

rung des geplanten Netzausbaus ist somit eine Grundvoraussetzung, um die notwendige saiso-

nale Verlagerung der Erzeugung aus erneuerbaren Energien in Österreich und somit der Errei-

chung der österreichischen Klima- und Energiestrategie zu gewährleisten.

Während Abbildung 7 die saldierten Mengen von Stromimport und -export darstellt, veran-

schaulicht Abbildung 8 die die monatlichen Stromhandelssaldi zwischen Österreich und den

Nachbarländern dargestellt. In den Wintermonaten importiert Österreich vor allem Strom aus

Deutschland und exportiert nach Italien und in die Schweiz. In den Sommermonaten ist der

Stromexport recht gleichmäßig aufgeteilt.

22 Die genannten Zahlen sind Ergebnis der europäischen Strommarktmodellierung und bilden lediglich

kommerzielle Stromflüsse ab. Zur vollständigen Bewertung der physikalischen Stromflüsse muss eine

kombinierte Netzmodellierung erfolgen, was im Rahmen dieser Untersuchung nicht erfolgt ist.



Abbildung 8: Monatliche Stromhandelssaldi zwischen Österreich und den Nachbarländern 2030 („Normal-

jahr“ Wetterjahr 2011, positive Werte entsprechen einem Import nach Österreich)

Die dargestellten Handelssaldi gelten als Modellierungsergebnis für den gewählten Entwick-

lungspfad der Kraftwerksleistungen im Ausland. So ist beispielsweise für Deutschland im Szena-

riojahr 2030 ein Anteil von im Jahresmittel 65 % erneuerbarer Energien, 28 GW installierter

Kohlekraftwerke und 32 GW installierter Gaskraftwerke hinterlegt. Dieses Kraftwerksportfolio

deckt, über den Strombinnenmarkt vor allem im Winter einen beträchtlichen Anteil der österrei-

chischen Nachfrage.

3.2. EXTREMSITUATION I: STROMKNAPPHEIT IN DER KALTEN DUNKELFLAUTE

Ist die Stromnachfrage bei niedrigen Temperaturen hoch, die Wind- und Photovoltaikeinspei-

sung aufgrund von einer Flaute und wenig Sonnenschein hingegen niedrig, wird von einer kal-

ten Dunkelflaute gesprochen. In dieser Zeit ist das Elektrizitätssystem besonders herausgefor-

dert, denn eine solche Periode kann deutlich länger andauern, als Batteriespeicher und andere

kurz- und mittelfristige Flexibilitätsoptionen Energie vorhalten können. Doch auch in diesen

Wettersituationen muss die Stromnachfrage sicher gedeckt werden.

Für die Untersuchung einer solchen Extremsituation wurde das Wetterjahr 2006 herangezogen.

Dieses zeigt speziell im Januar und Februar zu unterschiedlichen Zeitpunkten maximale positive

Residuallasten auf. Unter den für die europäische Strommarktmodellierung in Betracht kom-

menden Wetterjahren 2005 bis 2016 zeigt auch das Wetterjahr 2009 eine ähnlich hohe Residu-

allast, also zweimal in zwölf Jahren. Eine Angabe für die Häufigkeit oder Wahrscheinlichkeit von

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0

1

2

3

4

5

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

Ne

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in

TW

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Tschechische Republik Deutschland Ungarn Italien Slowenien Schweiz

*) Sehr hohe Windeinspeisung im Dezember in Deutschland

*



Extremsituationen lässt sich aus der Wetterjahruntersuchung allerdings nicht hinreichend präzi-

se ableiten.

Trotz hoher installierter Leistungen ist beispielsweise im Januar und Februar eine sehr niedrige

Einspeisung von Wind und Photovoltaik zu beobachten (Abbildung 9). In den dargestellten 59

Tagen (bzw. 1.416 Stunden) kommt es in nur 36 Stunden zu einer Überdeckung der Stromnach-

frage durch Wind, PV und Laufwasser. Unter Berücksichtigung des Pumpstromverbrauchs ent-

stehen gar keine Überschüsse. In dieser zweimonatigen Periode kann die Last durch die darge-

botsabhängige Erzeugung nicht durchgängig gedeckt werden. Weiters ist auch mehrfach zu be-

obachten, dass die Wind- und Photovoltaikeinspeisung für einzelne Stunden auf nahezu null

absinkt. Ein europäischer Ausgleich der Fluktuation der erneuerbaren Energie erfolgt zu diesem

Zeitpunkt nur bedingt, auch in Deutschland herrscht zu diesem Zeitpunkt eine kalte Dunkelflau-

te23.

Abbildung 9: Kumulierte Erzeugung von Wind, PV und Laufwasser sowie Last im Januar und Februar 2030

("Unterdeckung" Wetterjahr 2006)

Eine genauere Untersuchung der Residuallast zeigt in Abbildung 10 stündliche Spitzen von et-

wa 9 GW. Bei einer angenommenen vollständigen Glättung über 48 Stunden mittels kurz- und

mittelfristiger Flexibilitätsoptionen reduziert sich dieser Wert auf 7,4 GW. Die im Szenario an-

23 Vgl. (Energy Brainpool, 2017)

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12

14

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ast

in G

W

Laufwasser PV Wind Last ohne Pumpstrom



genommene Leistung von thermischen Kraftwerken (6,2 GW), Speicherwasserkraftwerken

(8,6 GW) und die Importkapazitäten reichen aus, um diese Spitzennachfrage zu decken.

Abbildung 10: Residuallast im Januar und Februar 2030 ("Unterdeckung" Wetterjahr 2006)

Herausfordernd ist hingegen die große Fehlmenge von 11,3 TWh über den Zeitraum beider Mo-

nate. Mit 5,2 TWh wird fast die Hälfte der Fehlmenge in diesem Zeitraum importiert. Wie Abbil-

dung 11 deutlich macht, handelt es sich dabei um Stromimporte aus Deutschland, Ungarn und

Slowenien. Dies veranschaulicht wiederum die Bedeutung starker Strominfrastruktur, um diesen

grenzüberschreitenden Ausgleich überhaupt erst zu ermöglichen.

0

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12

Resi

dual

last

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W

Nicht durch Wind, PV & Laufwasser gedeckte Stromnachfrage

Verlauf des gleitenden 48 h-Mittelwerts



Abbildung 11: Importe im Januar und Februar 2030 ("Unterdeckung" Wetterjahr 2006)

3.3. EXTREMSITUATION II: LANGE PHASEN VON STROMÜBERSCHÜSSEN

Das Wetterjahr 2014 zeigt eine Extremsituation der entgegengesetzten Art: Im Mai 2030 zeigen

die Modellierungsergebnisse eine hohe dargebotsabhängige Erzeugung und folglich eine durch-

schnittliche Residuallast von -1,2 GW. Dies resultiert in langfristigen Stromüberschüssen in be-

deutsamer Größenordnung.

Im Wetterjahr 2012 trat eine ähnlich stark ausgeprägte Überschusssituation auf, sodass wie

bereits für die Extremsituation „kalte Dunkelflaute“ in den zwölf Wetterjahren zwischen 2005

und 2016 zwei solcher Extremereignisse identifiziert werden konnten. Abbildung 12 zeigt, wie

bei gekoppelter Einspeisung von Windkraft und Photovoltaik die dargebotsabhängige Erzeu-

gung selbst die Last mit Pumpstrom (in diesem Moment +4,6 GW Stromnachfrage) um bis zu 9

GW übersteigt. Ohne den Pumpstrom würde die Lastspitze alleine durch die dargebotsabhängi-

ge Erzeugung um rd. 14 GW überdeckt werden (am 4. Mai 2030).

6%

64%

14%

2%

13%1%

Tschechische Republik

Deutschland

Ungarn

Italien

Slowenien

Schweiz

5,2 TWhImporte



Abbildung 12: Kumulierte Erzeugung von Wind, PV und Laufwasser sowie Last im Mai 2030 („Überde-

ckung“ Wetterjahr 2014)

In Abbildung 13 ist ersichtlich, dass ab dem 14. Mai 2030 für etwa zehn Tage praktisch keine

Fehlmengen auftreten, die Erzeugung aus Erneuerbaren überdeckt durchgängig die Last und

diese Energiemenge wird folglich exportiert. Auf den gesamten Mai gerechnet ergibt sich aus

der Erzeugung von Wind, PV und Laufwasser eine überschüssige Energiemenge von rund 1,3

TWh, die anstelle exportiert zu werden auch lokal in Österreich gespeichert werden könnte.

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5

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15

20

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1. Mai. 5. Mai. 9. Mai. 13. Mai. 17. Mai. 21. Mai. 25. Mai. 29. Mai.

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GW

Laufwasser PV Wind

Last mit Pumpstrom Last ohne Pumpstrom



Abbildung 13: Residuallast im Mai 2030 („Überdeckung“ WJ 2014)

Insgesamt exportiert Österreich im Szenariojahr 2030 alleine im Monat Mai 4,0 TWh Strom. Die

Stromhandelsbilanz mit den Nachbarstaaten ist in Abbildung 14 abgebildet. Obwohl die Strom-

exporte überwiegen, werden trotzdem auch 0,6 TWh aus Deutschland importiert. Gleichzeitig ist

Deutschland neben der Schweiz und Italien auch der Hauptimporteur.

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GW

Fehlmengen von Wind, PV und Laufwasser


AUSBLICK 2050: WETTEREINFLÜSSE BEI ZUNEHMENDER

ELEKTRIFIZIERUNG VERSCHIEDENER ENERGIESEKTOREN


Abbildung 14: Bilanz des Stromaustausches mit den Nachbarländern im Mai 2030 („Überdeckung“ Wetter-

jahr 2014)

4. AUSBLICK 2050: WETTEREINFLÜSSE BEI ZUNEHMENDER ELEKTRIFIZIE-

RUNG VERSCHIEDENER ENERGIESEKTOREN

Das Ziel der Klima- und Energiestrategie Österreichs ist eine vollständige Dekarbonisierung des

Energiesystems bis zum Jahr 2050. Durch die Elektrifizierung der Sektoren Mobilität, Wärme und

Industrie erhöht sich die Stromnachfrage von 2030 auf 2050 zunehmend. Damit wächst auch

der Bedarf nach zusätzlicher Erzeugung aus Erneuerbaren. Mögliche Pfade zur Entwicklung des

Stromverbrauchs sind im Klimarechner24 des Umweltbundesamtes aufgezeigt. Im Klima-Zielpfad

mit maximaler Elektrifizierung steigt die Stromnachfrage von 2030 bis 2050 um 51 TWh auf

135 TWh25. Auch andere Quellen gehen von einem steigenden Stromverbrauch aus, wenngleich

sie sich in den Wachstumsannahmen unterscheiden26. Wie könnte diese zusätzliche Stromnach-

frage mit erneuerbaren Energien gedeckt werden? Die zentralen Technologien, die diese zusätz-

liche Stromerzeugung leisten können, sind Photovoltaik und Windkraft. Der zum Erreichen der

Klimaziele notwendige Zubau stellt jedoch noch nie zuvor da gewesene Herausforderungen an

das Elektrizitätssystem.

24 (Umweltbundesamt, 2015)

25 Zu den 128 TWh Bruttostromverbrauch des Klima-Zielpfadrechners addieren sich zur Vergleichbarkeit

mit den anderen Verbrauchsangaben in dieser Studie noch die Pumpstromverbräuche von rund 7 TWh.

Von diesem Stromverbrauch wird ein Anteil von 31 TWh als flexibel modelliert, zu Zeiten eines hohen

Stromdargebots bei sonst niedriger Nachfrage erhöht sich diese flexible Nachfrage also.

26 Im Szenario „Distributed Generation“ des „Ten Year Network Development Plan 2018“ steigt der Brut-

tostromverbrauch bis ins Jahr 2040 auf etwa 98 TWh (ENTSO-E, 2018).

22

562

88 3 40 6

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CZ DE HU IT SI CH

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GW

h

Import Export




Ausgehend von den installierten Leistungen von Wind und Photovoltaik im Jahr 2030, wird an-

genommen, dass deren weiterer Ausbau für das Jahr 2050 im selben Verhältnis fortgeführt wird.

Das entspricht einem Zubau von 15 GW Windkraftanlagen und 20 GW Photovoltaik27. Das führt

in Summe für Wind und Photovoltaik zu installierten Leistungen von 24 bzw. 32 GW. Die daraus

je nach Wetterjahr resultierende Einspeiseleistung bzw. deren Schwankungsbreiten sind in Ab-

bildung 15 dargestellt. Da der relative Anteil von Wind und Photovoltaik an der Stromerzeugung

2050 höher als 2030 ist, haben die Schwankungen der Einspeiseleistung nun auch einen ent-

sprechend höheren Einfluss auf das Stromsystem.

Abbildung 15: Mittlere monatlich Einspeiseleistung von Wind und PV im Jahr 2050 als Durchschnitt und

Schwankungsbreite der Wetterjahre 1985 – 2016 [Quelle: eigene Berechnung]

Bei der beschriebenen gleichzeitigen Erhöhung der Nachfrage sowie der Wind- und Photovolta-

ikeinspeisung ändert sich auch die Wetterabhängigkeit des Stromsystems. Ein Vergleich über 32

Wetterjahre (1985-2016) zeigt in Abbildung 16 wie sehr die monatliche mittlere Last und Resi-

duallast je nach Wetterjahr schwanken. Im Vergleich zu den Ergebnissen für das Szenariojahr

2030 in Abbildung 3 ist die Residuallast vor allem im Sommer trotz steigender Nachfrage nied-

27 Dies ist eine Modellierungsannahme, eine nähere Untersuchung über Vor- und Nachteile und Begren-

zungen möglicher Zubaupfade für eine dekarbonisierte Energieversorgung im Jahr 2050 sind nicht Be-

standteil dieser Untersuchung.

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Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez

mit

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PV Wind

höchste SchwankungPV: 2,0 GW im SepWind: 6,7 GW im Feb




riger28 und erreicht von April bis September im Mittel sogar negative Werte. Im Winter bleibt die

Residuallast in etwa auf dem Niveau von 2030, weist jedoch eine größere Schwankungsbreite

auf. In einem Januar mit niedriger Nachfrage und hoher Windeinspeisung (hier: WJ 2007) beträgt

die mittlere Last, die nicht durch Windkraft, Photovoltaik und Laufwasser gedeckt werden kann,

nur 2,5 GW oder 15 % der Nachfrage. In einem windschwachen und kalten Januar (hier: WJ 1997)

kann diese Residuallast mit 9 GW hingegen auch rund die Hälfte der Nachfrage betragen. In

einem sonnigen, warmen Mai (hier: WJ 2014) kann die Residuallast sogar im Mittel bereits

-5 GW betragen. Hier treten also erneuerbare Stromüberschüsse auf.

Abbildung 16: Mittlere monatliche Last und Residuallast im Jahr 2050 als Durchschnitt und Schwan-

kungsbreite der Wetterjahre 1985 – 2016 [Quelle: eigene Berechnung]

Der angenommene Erneuerbarenzubau erhöht auch die stündlichen Gradienten der fluktuieren-

den erneuerbaren Stromerzeugung stark. Diese sind deshalb ein interessanter Indikator für das

Stromsystem, da sie anzeigen, wie schnell die steuerbaren Stromerzeuger ihre Erzeugung an-

passen müssen. Der maximale Gradient beträgt hier 12,4 GW/h, der minimale Gradient

-7,8 GW/h. Um diese Gradienten auszugleichen müssen andere Stromerzeuger innerhalb einer

28 Die Schwankungsbreite der Last ist annahmebedingt konstant geblieben, da die Temperaturabhängig-

keit der Last in der Modellierung des Jahres 2050 als genauso hoch angenommen wurde wie schon für

das Jahr 2030.

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20

Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez

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Last Residuallast

höchste SchwankungLast: 1,8 GW im FebResiduallast: 7,0 GW im Jan




Stunde die Last um 12,4 GW absenken können bzw. um 7,8 GW erhöhen29. Die Übergangsmona-

te zwischen Sommer und Winter und die Morgenstunden sowie der späte Nachmittag sind die

Zeiten, in denen solche hohen Gradienten auftreten. Hohe Gradienten können die Balance zwi-

schen Erzeugung und Last empfindlich stören. Unter der Voraussetzung, dass die Last in diesem

Zeitraum annähernd konstant ist muss eine hohe stündliche Einspeiseänderung der erneuerba-

ren Energieformen durch eine ebenso hohe gegengerichtete Änderung durch andere flexible

Ressourcen erfolgen. Kann dies nicht in ausreichender Qualität erfolgen, hat dies unmittelbare

Auswirkungen auf die Netzfrequenz.

Abbildung 17: Verlauf der stündlichen Gradienten der Erzeugung von Wind und PV Jahr 2050 („Normal-

jahr“ Wetterjahr 2011)

Abbildung 18 zeigt für das Wetterjahr 2011 („Normaljahr“), dass sich die stündlichen Fehlmen-

gen von Wind, PV und Laufwasser im Jahr 2050 auf 28,0 TWh belaufen und vor allem im Winter

auftreten. Diesen stehen Überschussmengen von 13, 7 TWh gegenüber. Im Winter treten so gut

wie keine stündlichen Überschüsse auf, von April bis August überwiegen die stündlichen Über-

schüsse hingegen.

Analog zum Szenariojahr 2030 werden auch für 2050 Wetterextremsituationen „Unterdeckung“

und „Überdeckung“ untersucht.

29 Der Maximalgradient ergibt sich aus + 4,8 GW/h PV bei +7,7 GW/h Wind (Rundungsfehler, eine Nach-

kommastelle), der Minimalgradient ergibt sich aus -5,7 GW/h PV bei -2,1 GW/h Wind. Bei 24 GW installier-

ter Leistung Windkraft können bei langjähriger Betrachtung noch extremere Windgradienten mehr oder

weniger zeitgleich mit PV-Gradienten auftreten und so noch höher bzw. niedriger ausfallen.

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2:00 8:00 14:00 20:00

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PV & Wind

Extremgradient am 31.05.2050 08 Uhr:+12,4 GW/h

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1:00 7:00 13:00 19:00

Extremgradient am 11.10.2050, 17 Uhr:-7,8 GW/h




Ersteres modelliert basierend auf dem Wetterjahr 2006 eine „kalte Dunkelflaute“ im Winter.

Dabei treten über die Dauer von drei Wochen überhaupt keine stündlichen Überschüsse auf30, in

der Summe stehen im Januar und Februar 0,05 TWh stündlicher Überschüsse, 9,1 TWh an Fehl-

mengen gegenüber.

Die Überdeckungssituation wird durch das Wetterjahr 2014 abgebildet. Dabei zeigt der Mai bei

Fehlmengen von 0,5 TWh, jedoch Überschüsse von 3,8 TWh31. Über neun Tage hinweg ereignen

sich nur fünf Stunden mit kleinen Fehlmengen.

Diese Zahlen unterstreichen die unmittelbare Notwendigkeit der saisonalen Energieverlage-

rung.

Abbildung 18: Monatlich auftretende Überschüsse und Fehlmengen von Wind, PV und Laufwasser im Jahr

2050 („Normaljahr“ Wetterjahr 2011)

Die beschriebene Struktur von Überschüssen und Fehlmengen können bei einem vollständig

dekarbonisierten europäischen Energiesystem im Jahr 2050 nur bedingt durch den grenzüber-

schreitenden Stromaustausch mit Nachbarmärkten erfolgen. Im Jahr 2030 sind es noch fossile,

steuerbare Kraftwerke im In- und Ausland, die ihre Flexibilität zur Verfügung stellen. Im Jahr

2050 werden zusätzliche Technologien benötigt, die die erforderliche Flexibilität bereitstellen

30 Vgl. Abbildung 22 und Abbildung 23 im Anhang.

31 Vgl. Abbildung 24 und Abbildung 25 im Anhang.

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TW

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Fehlmenge von Wind, PV und Laufwasser





müssen, um die Ziele der Klima- und Energiestrategie zu erreichen. Ein Teil dieser Flexibilität

wird weiterhin durch Speicherwasserkraftwerke bereitgestellt werden. Deren Erzeugung von

rund 13 TWh (Analyseergebnis 2030) ist in zweierlei Hinsicht jedoch nicht ausreichend, um den

gesamten Flexibilitätsbedarf zu erfüllen. Zum einen beträgt die gesamte Fehlmenge mit

28 TWh mehr als die Erzeugung. Zum anderen sind diese Technologien langfristig nicht flexibel

genug, um die erforderliche saisonale Verlagerung zu gewährleisten. Im Szenariojahr 2050 (mit

„Normalwetterjahr“ 2011) fallen 65 % der Fehlmengen im Januar, Februar, November und De-

zember an.

Vor diesem Hintergrund wird der Bedarf zusätzlicher Flexibilitätsoptionen deutlich. Lösungsop-

tionen sind auf der einen Seite mehr Batterien, Demand-Side-Management und andere Spei-

chertechnologien wie Wärmespeicher. Diese kurz- bis mittelfristigen Flexibilitätsoptionen wir-

ken auf einer Zeitskala von maximal 48 Stunden. Eine Annäherung dieses Verhaltens kann

durch Bildung des gleitenden Mittelwerts der Residuallast abgebildet werden: Wie hoch ist die

verbleibende Residuallast, wenn Flexibilitätsoptionen die Volatilität aus 48 aufeinander folgen-

den Stunden komplett glätten? Wie in Abbildung 19 zu sehen, reduzieren sich links und rechts

die Residuallastmaxima und -minima deutlich, im mittleren Bereich der Jahresdauerlinie ist die

Veränderung hingegen gering. Die grüne Linie, die einen über 48 Stunden geglätteten Verlauf

der Last darstellt, liegt in diesem Bereich nahe der stündlichen Residuallast. Der Mehrwert die-

ser Flexibilitätsoptionen liegt also im Abbauen von hohen Lastgradienten und einzelnen, kurzen

Leistungsspitzen. Diese reichen jedoch nicht aus, um eine saisonale Verschiebung zu ermögli-

chen. In Abbildung 26 im Anhang ist auch der Einfluss einer langfristigen Flexibilitätsoption

dargestellt, der als gleitender Mittelwert von 30 Tagen modelliert ist.




Abbildung 19: Geordnete Jahresdauerlinie der Residuallast und deren Glättung als Modellierung verschie-

dener Flexibilitätsoptionen (gleitender Mittelwert über 48 Stunden)

Die nach einem 48-Stunden-Ausgleich noch verbleibenden Überschüsse betragen bis zu 13 GW,

in ca. 500 Stunden betragen diese Überschüsse mehr als 5 GW. Bei der hier dargestellten Resi-

duallast sind der Pumpstromverbrauch und die flexible Stromnachfrage bereits berücksichtigt.

Aus heutiger Sicht verbleiben damit zwei Flexibilitätsoptionen, die Überschüsse in diesen Di-

mensionen aufzunehmen in der Lage sind: Stromexporte und Power-to-Gas-Anlagen. Der Anteil

an exportierbarem Strom hängt jedoch sehr stark vom Wind- und PV-Anteil in den europäischen

Nachbarländern ab. Denn erfolgt auch in diesen eine weitgehende Dekarbonisierung der Elekt-

rizitätssysteme, so ist oft eine zeitgleiche Stromüberschusssituation zu erwarten. Hier können

Power-to-Gas-Anlagen32 ansetzen. Sie wandeln Strom durch Elektrolyse bzw. Methanisierung zu

Wasserstoff bzw. Methan um. Diese „grünen Gase“ können gelagert, transportiert und importiert

oder exportiert werden und stehen im Winter für eine Rückverstromung zur Verfügung. Die

Rückverstromung kann je nach Anwendungsfall und Brennstoff mittels Gas- und Dampfturbine,

Gasmotor oder Brennstoffzelle erfolgen. Bei der Elektrolyse und der Rückverstromung treten

heute jedoch noch sehr große Energieverluste auf, und auch der Gesamtwirkungsgrad ist heute

32 Andere technisch verfügbare, klimaneutrale langfristige Flexibilitätsoptionen als Power-to-Gas sind

heute nicht bekannt.

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WResiduallast 48 h (Einfluss Batterien, DSM, andere Speicher)

13

GW




noch sehr gering, bzw. sind die Kosten noch hoch. Eine Beschreibung des Technologiepotenzials

ist an anderer Stelle zu finden33.

Eine Beispielrechnung veranschaulicht, wie die Fehlmenge von 9,1 TWh (vgl. Abbildung 18) im

Januar und Februar 2050 („Unterdeckung“ WJ 2006) in einem Szenario mit Power-to-Gas bereit-

gestellt wird: Mit einem mittleren Wirkungsgrad von 55 % kann der Strom in Gaskraftwerken

hergestellt werden. Dazu werden 16,6 TWh Gas benötigt. Eine Power-to-Gas Anlage kann nach

heutigem Kenntnisstand bis 2050 einen Wirkungsgrad von 85 % erreichen und bräuchte damit

19,5 TWh an Stromüberschüssen. Diese Menge an Stromüberschüssen kann im Inland nur mit

zusätzlichen fluktuierenden erneuerbaren Energien erzeugt oder aber zum Teil auch im Ausland

generiert und als „grünes Gas“ importiert werden.

Bezüglich der optimalen Power-to-Gas-Kapazität besteht jedoch noch weiterer Forschungsbe-

darf. Der Wert von 13 GWel aus obiger Abbildung kann hierfür als theoretische Maximalabschät-

zung herangezogen werden, mit dem die nach erfolgtem 48-stündigem Ausgleich noch auftre-

tenden nationalen Überschüsse vollständig aufgenommen werden können. Die oben beschrie-

benen Exportmöglichkeiten sind bei dieser Abschätzung noch nicht berücksichtigt. In der Praxis

ist die zu installierende Leistung einerseits von der technoökonomischen Entwicklung abhängig,

denn bei sehr günstigen künftigen Elektrolyseanlagen können viele Elektrolyseure mit teils ge-

ringen Vollbenutzungsstunden betrieben werden. Bleibt die Technologie hingegen teuer, so ist

eine geringere installierte Leistung bei höherer Auslastung anzustreben. Andererseits ist neben

dieser wirtschaftlichen Überlegung auch die Energieeffizienz ein relevantes Entscheidungskrite-

rium. Denn bleiben aufgrund geringer Speicherleistungen hohe Mengen an Stromüberschüssen

nicht nutzbar, müssten zusätzliche Anlagen den ungenutzten Strom ersetzen.

33 Vgl. (Frontier Economics et al., 2017) (Energy Brainpool, 2018) (Agora Verkehrswende, Agora

Energiewende und Frontier Economics, 2018)

FAZIT


5. FAZIT

Die Ergebnisse dieser Studie zeigen, dass mit den angenommenen Zubauszenarien für Wind und

Photovoltaik die Erreichung der Ziele für 2030 und 2050 aus der österreichischen Klima- und

Energiestrategie möglich ist. Grundvoraussetzung dafür ist unter anderem die planmäßige Rea-

lisierung der geplanten Stromleitungsprojekte. Für Österreich bedeutet dies die Inbetriebnahme

aller im APG-Netzentwicklungsplan 2018 definierten Projekte vor 2030.

Für das Jahr 2030 wurde für Wind und PV eine installierte Leistung von 9 GW bzw. 12 GW ange-

nommen. Dieser erhöhte Erneuerbarenanteil führt gleichzeitig zu stärkeren wetterbedingten

Schwankungen der Einspeiseleistung und damit der Residuallast, die wiederum durch steuerba-

re Anlagen, Importe und andere Flexibilitätsoptionen gedeckt werden muss. Dieser Einfluss

variiert je nach Wetterjahr massiv. So schwankt die mittlere monatliche Winderzeugung bei-

spielsweise im Februar 2030 je nach Wetterjahr zwischen 1,3 und 3,7 GW (Abbildung 1).

Zusätzlich resultieren durch die volatile Erneuerbareneinspeisung höhere Gradienten, die sich

im Jahr 2030 im Vergleich zu heute etwa vervierfachen (Abbildung 4). Dies erfordert kurzfristig

verfügbare Flexibilitätsoptionen, wie die Flexibilisierung der Nachfrage durch Demand-Side-

Management oder Batteriespeicher. Im Modell konnten diese kurzfristigen Flexibilitäten vor

allem Spitzen abfedern und insgesamt zur Glättung der Residuallast beitragen. Jedoch sind die-

se Technologien nicht geeignet, um signifikante Beiträge zum Ausgleich saisonaler Schwankun-

gen zu leisten.

Denn auch wenn sich Wind- und PV-Erzeugung zum Teil strukturell ergänzen, sind die saisona-

len Schwankungen der Residuallast enorm. So ist Österreich im Winter 2030 trotz Erneuerba-

renausbau auf Importe aus den Nachbarländern angewiesen. Im Sommer 2030 hingegen wird

Österreich durch die großen Überschüsse zum Nettostromexporteur. Abbildung 6 und Abbildung

7 verdeutlichen den zunehmenden Bedarf an saisonaler Verlagerung. Fehlmengen von 20,4

TWh stehen Überschüssen von 3,6 TWh gegenüber.

Weiters wurden für 2030 die zwei Wetterextremsituationen „Unterdeckung“ und „Überdeckung“

betrachtet. Ersteres modelliert einen Stresstest mit Stromknappheit im Winter, in der Literatur

als „kalte Dunkelflaute“ bekannt. Daraus folgt alleine in den Monaten Januar und Februar eine

Fehlmenge von 11,3 TWh (Abbildung 10). Abbildung 11 verdeutlicht, dass fast die Hälfte dieser

Fehlmenge durch Stromimporte aus Deutschland, Ungarn und Slowenien gedeckt wird. Der Rest

kann durch den modellierten Technologiemix in Österreich abgefangen werden. Das andere

FAZIT


Extremum resultiert im Sommer mit massiven Erneuerbarenüberschüssen. Demnach ergibt sich

alleine im Mai 2030 ein Überschuss von 4,0 TWh (Abbildung 13). Diese Energiemengen werden

durch Pumpspeicher bzw. Stromexporte aufgefangen. Die Betrachtung der einzelnen Stunden in

dieser Periode macht deutlich, dass die dargebotsabhängige Erzeugung aus Laufwasser, PV und

Wind, die Last um bis zu 14 GW übersteigt (Abbildung 12). Diese Spitzen werden in die umlie-

genden Nachbarländer exportiert. Obwohl in dieser Periode die Stromexporte überwiegen, be-

steht in einzelnen Stunden für Österreich trotzdem Importbedarf.

Als Ergebnis für die Modellierung des Jahres 2030 ist festzuhalten, dass die notwendige saiso-

nale Verlagerung durch den grenzüberschreitenden europäischen Stromaustausch gewährleistet

werden kann (Abbildung 6 und Abbildung 7). Das Übertragungsnetz stellt somit eine zentrale

Flexibilitätsoption beim Umbau des Energiesystems dar. Demnach können die vorhandenen

Erneuerbarenpotenziale vollständig genutzt werden und es ist keine engpassbedingte Abrege-

lung erforderlich. Dies veranschaulicht wiederum die Bedeutung einer starken Strominfrastruk-

tur, um den grenzüberschreitenden Energietransport von bzw. nach Österreich überhaupt erst zu

ermöglichen. Als Grundvoraussetzung dafür ist allerdings die Umsetzung der geplanten Netz-

ausbauprojekte unabdingbar.

Des Weiteren ist zu unterstreichen, dass lokale Erneuerbarenüberschüsse erst innerhalb Öster-

reichs verteilt werden müssen, um in der Folge über die Grenzen abtransportiert werden zu

können. Das dafür erforderliche Stromnetz innerhalb Österreichs und seine etwaige Ertüchti-

gung wurden im Rahmen dieser Analyse allerdings nicht untersucht.

Das Szenario für das Jahr 2050 soll einen möglichen Lösungspfad der vollständigen Dekarboni-

sierung Österreichs aufzeigen. Ungeachtet vieler aktuell noch offener Fragestellungen, ist die

primäre Intention dieses Szenarios die Dimensionen des dafür erforderlichen Erneuerbarenaus-

baus zu verdeutlichen.

Durch die zunehmende Elektrifizierung verschiedener Energiesektoren steigt im betrachteten

Szenario die Stromnachfrage im Jahr 2050 auf 135 TWh. Um diesen steigenden Bedarf mit Er-

neuerbaren, weitgehend durch Wind und PV, decken zu können ist eine installierte Leistung von

24 GW bzw. 32 GW erforderlich. Damit geht auch eine Intensivierung der Wetterabhängigkeit

einher. Im Februar 2050 schwankt die mittlere monatliche Windeinspeisung je nach Wetterjahr

zwischen 3,7 und 10,4 GW (Abbildung 15). Als Konsequenz steigen auch die maximalen Leis-

tungsgradienten der Summeneinspeisung aus PV und Wind auf 12,4 GW/h an (Abbildung 17).

Dies würde im Vergleich zu 2017 in etwa einer Verachtfachung entsprechen. Darüber hinaus

resultieren aus der volatilen Erzeugungsstruktur im Sommer stündliche Überschüsse bzw. im

FAZIT


Winter stündliche Fehlmengen von bis zu +25 GW bzw. -15 GW (Abbildung 23 und Abbildung

25).

In diesem Zusammenhang wird deutlich, dass neben einem starken Übertragungsnetz als Basis

auch neue Technologien unabdingbar werden. Erst durch massive Fortschritte und Kostenreduk-

tionen bei Technologien wie Power-to-Gas sowie der Flexibilisierung der Nachfrage wird es

möglich werden, den angestrebten Umbau des Energiesystems erfolgreich zu Ende zu führen.

LITERATURVERZEICHNIS


6. LITERATURVERZEICHNIS

Agora Verkehrswende, Agora Energiewende und Frontier Economics. (2018). Die zukünftigen

Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe. Abgerufen am 05. 03 2018 von

https://www.agora-energiewende.de/de/presse/agoranews/news-

detail/news/strombasierte-brennstoffe-fuer-den-klimaschutz-so-viel-wie-noetig-aus-

effizienzgruenden-so-wenig-wie-moeglich/News/detail/

Austrian Power Grid. (2017). Netzentwicklungsplan 2017. Abgerufen am 19. 10 2018 von

https://www.apg.at/de/netz/netzausbau/Netzentwicklungsplan

Bundesministerium für Nachhaltigkeit und Tourismus. (2017). Erneuerbare Energien in Zahlen.

Abgerufen am 19. 09 2018 von

https://www.bmnt.gv.at/umwelt/energiewende/erneuerbare_energie/erneuerbare-

energie-in-zahlen-2017.html

Energy Brainpool. (2017). Kalte Dunkelflaute. Abgerufen am 30. 09 2018 von

https://www.energybrainpool.com/services/studienverzeichnis.html

Energy Brainpool. (2018). Auf dem Weg in die Wettbewerbsfähigkeit: Elektrolysegas erneuerbaren

Ursprungs. Abgerufen am 04. 04 2018 von

https://www.energybrainpool.com/services/studienverzeichnis.html

ENTSO-E. (2018). Ten Year Network Development Plan 2018 . Abgerufen am 03. 10 2018 von

https://tyndp.entsoe.eu/tyndp2018/scenario-report/

Frontier Economics et al. (2017). Der Wert der Gasinfrastruktur für die Energiewende in

Deutschland. Abgerufen am 05. 03 2018 von http://www.frontier-

economics.com/de/publication/der-wert-der-gasinfrastruktur-fuer-die-energiewende-

deutschland/

International Energy Agency. (2017). World Energy Outlook 2017. Abgerufen am 14. 03 2018 von

http://www.iea.org/bookshop/750-World_Energy_Outlook_2017

TU Wien. (2017). Stromzukunft Österreich 2030. Abgerufen am 19. 10 2018 von

https://www.eeg.tuwien.ac.at/eeg.tuwien.ac.at_pages/research/downloads/PR_464_final_

report_Stromzukunft_Oesterreich_2030_(TU_Wien_-_EEG_Mai_2017-final).pdf

Umweltbundesamt. (2015). Klima-Zielpfadrechner. Abgerufen am 01. 10 2018 von

http://www.umweltbundesamt.at/klima-zielpfadrechner/

ANHANG


7. ANHANG

Beschreibung des Fundamentalmodells Power2Sim

Für die Berechnung der Szenarien wird das Strommarktmodell Power2Sim eingesetzt.

Power2Sim ist eine von Energy Brainpool entwickelte Fundamentalsoftware zur Modellierung

der europäischen Strommärkte. Die Basis bildet eine simulierte Merit-Order-Kurve, anhand derer

die Großhandelsstrompreise für die einzelnen europäischen Länder stundenscharf berechnet

werden. Im Schnittpunkt von Angebots- und Nachfragekurve ergibt sich der Strompreis. Das am

teuersten produzierende Kraftwerk, welches zur Deckung der Nachfrage noch benötigt wird,

bestimmt somit den Marktpreis.

Die kurzfristigen Grenzkosten der Stromproduktion von Erzeugungsanlagen, die verfügbare Er-

zeugungskapazität sowie die Nachfrage sind damit die Haupteinflussfaktoren auf die Stromprei-

se. Im Power2Sim wird dabei nach konventionellen und erneuerbaren Erzeugungsanlagen un-

terschieden. Bevor die verschiedenen konventionellen Kraftwerke anhand ihrer kurzfristigen

Grenzkosten als Merit-Order in die Berechnung eingehen, wird die Stromproduktion aus erneu-

erbaren Energien berücksichtigt. Der aus erneuerbaren Energien erzeugte Strom wird von der

Gesamtnachfrage abgezogen, die verbleibende Strommenge (Residuallast) muss folglich von

konventionellen Kraftwerken produziert werden. Erneuerbare Energien werden im Modell je

nach Technologie unterschiedlich berücksichtigt. Grundlage sind dabei stets historische Erzeu-

gungsdaten, um die vorhandene Erzeugungssystematik möglichst genau abzubilden. Der ge-

samte konventionelle Kraftwerkspark ist im Power2Sim inklusive der jeweiligen Spezifika, d. h.

Brennstoff, Effizienz, Verfügbarkeit etc., aus denen ein Merit-Order-Gebotspreis abgeleitet wird,

hinterlegt.

Im Lastmodell wird auf Basis von Typtagprofilen, einem Ferien- und Feiertagskalender sowie

dem Szenariotrend die Stromnachfrage für jedes einzelne Land stundenscharf für die Zukunft

modelliert.

Das Im- und Exportmodell ersetzt feste Zeitreihen des Stromaustauschs und lässt die grenz-

überschreitenden Stromflüsse iterativ berechnen. Durch Einbeziehung grenzüberschreitender

Lastflüsse in das System können die Strompreise im zusammenhängenden europäischen Strom-

übertragungsnetz so wesentlich genauer ermittelt werden. Immer beginnend mit der größten

Preisdifferenz zwischen zwei Nachbarstaaten wird eine vorher festgelegte Transfermenge in

Megawatt pro Stunde ausgetauscht. Dies führt zu einer Preisangleichung zwischen den beiden

Ländern, hieraus ergeben sich neue Preisdifferenzen zwischen den Ländern und es wird wieder

ANHANG


bei der höchsten Differenz Strom ausgetauscht. Dieser Prozess wird so lange durchgeführt, bis

sich alle Preise angeglichen haben oder die Grenzkupplungskapazitäten ausgeschöpft sind.

Die Strompreisbildung auf dem europäischen Energiemarkt wird folglich von zahlreichen Fakto-

ren beeinflusst, welche bei der Entwicklung von Strompreisszenarien zu berücksichtigen sind.

Diese Faktoren werden im Power2Sim anhand der bereits erwähnten Untermodelle eingebracht.

Abbildung 27 zeigt den Aufbau des Power2Sim und das Zusammenwirken zwischen den ver-

schiedenen Untermodellen.

Abbildung 20: Funktionsschema Power2Sim

Die grundlegende historische Datenbasis ergibt sich aus öffentlich verfügbaren Quellen, wie

z. B. Eurostat und ENTSO-E. Anhand der historischen Strompreise, Erzeugungs- und Stromaus-

tauschmengen sowie Emissionen wird das Modell kalibriert.

ANHANG


Beschreibung zentraler Szenarioannahmen

Tabelle 2: Szenarioparameter Deutschland, installierte Leistung und Bruttostromverbrauch für das Jahr

2030

TECHNOLOGIE EINHEIT

Kernkraft 0 GW

Braunkohle 11 GW

Steinkohle 17 GW

Gas 32 GW

Öl 1 GW

Sonstige, fossil 11 GW

Speicherwasser 2 GW

Laufwasser 4 GW

Wind, onshore 93 GW

Wind, offshore 20 GW

Sonstige, erneuerbar 8 GW

Photovoltaik 93 GW

Pumpspeicher 8 GW

Bruttostromverbrauch34 567 TWh

Tabelle 3: Commodity-Preise nach "New Policies"-Szenario des “World Energy Outlooks 2017”. Bei den

Werten handelt es sich um inflationsbereinigte Werte mit dem Basisjahr 2016.

34 Davon sind 12 TWh als flexible Nachfrage (z.B.: Elektromobilität und elektrische Wärmeanwendungen)

modelliert.

ROHSTOFF PREIS JUNI 2018 PREIS 2030 EINHEIT

Gas (TTF) 23 22 EUR/MWh

Steinkohle 96 80 USD/t

Rohöl 75 94 USD/bbl

EUA 15 25 EUR/tCO2

ANHANG


Die Preisannahme aus Tabelle 3 zeigt einen moderaten Preisanstieg der EUA-Preise, bei einem

gleichbleibend hohen Gaspreis. Mit diesen Preisannahmen produzieren die österreichischen

Gaskraftwerke vor allem dann, wenn die österreichische oder europäische Stromnachfrage dies

erfordert. Die getroffenen Preisannahmen führen zu keinem „umfänglichen Fuel-Switch“35. Da-

mit entspricht das in dieser Untersuchung gewählte Szenario den verschiedenen Zielen der ös-

terreichischen Energie- und Klimastrategie bestmöglich. Teil der Strategie ist, neben 100 %

Erneuerbaren, auch eine ausgeglichene Stromhandelsbilanz36. Eine energiepolitisch möglicher-

weise angestrebte vollständig ausgeglichene Handelsbilanz bei gleichzeitig 100 % erneuerba-

ren Energien37 kann künftig nur dann erlangt werden, wenn die thermischen Kraftwerke auf

erneuerbare Brennstoffe umgestellt werden.

Tabelle 4: Grenzkuppelkapazitäten zwischen Österreich und den Nachbarländern im Jahr 2030 (auf Basis

des TYNDP 2018).

Beschreibung des Stromverbrauchs 2050 gemäß (Umweltbundesamt, 2015)

Maßgeblich für die Wahl der Annahmen ist eine weitgehende Dekarbonisierung des Energiesys-

tems bis zum Jahr 2050 durch eine weitgehende Elektrifizierung sowie Effizienzsteigerungen im

Verbrauch. Die Stromnachfrage ergibt sich aus der Summe der einzelnen Sektoren und wurde

mithilfe des Klimarechners des österreichischen Bundesministeriums für Nachhaltigkeit und

Tourismus berechnet. Im Verkehrssektor wurde dabei eine leichte Erhöhung der gefahrenen

Kilometer im Personenverkehr unterstellt. Gleichzeitig werden 98 % der Personenkraftwagen

35 In solch einem Fall hätten die österreichischen Gaskraftwerke durch die geringeren Grenzkosten einen

Wettbewerbsvorteil in der Modellierung, zum Beispiel gegenüber deutschen Kohlekraftwerke. Folglich

würden die Volllaststunden dieser Gaskraftwerke massiv erhöht, da diese sehr häufig für den Stromexport

zum Beispiel nach Deutschland, zum Einsatz kämen.

36 … „Österreichs Ziel ist daher, einen ausgeglichenen Saldo von importiertem und exportiertem Strom

zu erreichen und den Bedarf mit erneuerbarer Energie im Inland zu decken.“ 37 ... „Ziel ist es darüber hinaus, im Jahre 2030 den Gesamtstromverbrauch zu 100 % (national bilanzi-

ell) aus erneuerbaren Energiequellen im Inland zu decken.“

GRENZE EXPORT AT IMPORT AT

AT-CH 1.700 1.700

AT-CZ 1.000 1.200

AT-DE 7.500 7.500

AT-HU 1.200 800

AT-IT 1.050 850

AT-SI 1.200 1.200

ANHANG


emissionsfrei betrieben. Einen überwiegenden Teil mit 80 % machen dabei Elektrofahrzeuge

aus. Die Busse im öffentlichen Personenverkehr bestehen zur einen Hälfte aus Hybridlösungen

mit elektrischem Antrieb und einem Verbrennungsmotor und zur anderen Hälfte aus wasser-

stoffbetriebenen Brennstoffzellen-Bussen. Im Güterverkehr wurde eine erhöhte Leistung ange-

nommen. Dabei wird die überwiegende Anzahl der Lastkraftwagen mit Gas oder mit Wasserstoff

betrieben. Im Wärmesektor wird ein mäßiges Ambitionsniveau zur Senkung des Heizwärmebe-

darfs durch Sanierungsmaßnahmen angenommen. Die Hälfte der Heizungen wird dabei durch

Wärmepumpen und die andere aus einer Kombination von Nah-Fernwärme sowie Gas und Bio-

masse betrieben. In der Industrie wird eine stark erhöhte Wertschöpfung angenommen, deren

benötigte Prozesswärme weitgehend durch elektrische Anwendungen gedeckt wird. In der

Summe ergibt sich eine Stromnachfrage in Höhe von 128 TWh im Jahr 2050. Kerntreiber der

Elektrifizierung sind die Umstellung der industriellen Anwendungen von fossilen Energieträgern

auf erneuerbare Energien und erneuerbare Gase sowie ein weitgehender emissionsfreier Ver-

kehr mit Elektrofahrzeuge und Hybrid- bzw. Elektrobusse im Nahverkehr. Zusammengenommen

beläuft sich die flexible Stromnachfrage aus dem Verkehrs-und Wärmesektor auf 31 TWh. Wer-

den die Pumpstromverbräuche von rund 7 TWh zum Bruttostromverbrauch von 128 TWh ad-

diert, resultiert im Jahr 2050 ein Gesamtverbrauch von 135 TWh.

Zusätzliche Abbildungen

Abbildung 21: Import und Exporte im Jahr 2030 (“Normaljahr" WJ 2011)

0

1000

2000

3000

4000


Ex

po

rt i

n G

Wh

Österreich>Schweiz Österreich>SlowenienÖsterreich>Italien Österreich>UngarnÖsterreich>Deutschland Österreich>Tschechische Republik

0

1000

2000

3000

4000

5000


Imp

ort

in

GW

h

Schweiz>Österreich Slowenien>Österreich

Italien>Österreich Ungarn>Österreich

Deutschland>Österreich Tschechische Republik>Österreich

ANHANG


Abbildung 22: Kumulierte Erzeugung von Wind, PV und Laufwasser sowie Last im Januar und Februar

2050 ("Unterdeckung" Wetterjahr 2006)

Abbildung 23: Stündliche auftretende Überschüsse und Fehlmengen von Wind, PV und Laufwasser im

Januar und Februar 2050 („Unterdeckung“ WJ 2006)

0

5

10

15

20

25

30

35

1.

Jan

5.

Jan

9.

Jan

13.

Jan

17.

Jan

21.

Jan

25.

Jan

29.

Jan

2.

Feb

6.

Feb

10.

Feb

14.

Feb

18.

Feb

22.

Feb

26.

Feb

kum

uli

ert

e s

tündli

che E

rzeug

ung

und

Las

t in

GW

Laufwasser PV

Wind Last, mit flex. & Pumpstrom

Last, ohne flex. & Pumpstrom

-5

0

5

10

15

20

Re

sid

ual

last

in

GW

Stündliche Fehlmengen von Wind, PV & Laufwasser

Stündliche Überschüsse von Wind, PV & Laufwasser

ANHANG


Abbildung 24: Kumulierte Erzeugung von Wind, PV und Laufwasser sowie Last im Mai 2050 („Überde-

ckung“ Wetterjahr 2014)

Abbildung 25: Stündliche auftretende Überschüsse und Fehlmengen von Wind, PV und Laufwasser im Mai

2050 („Überdeckung“ WJ 2014)

0

10

20

30

40

50

60

1. Mai. 5. Mai. 9. Mai. 13. Mai. 17. Mai. 21. Mai. 25. Mai. 29. Mai.

kum

uli

ert

e s

tün

dli

che

Erz

eu

gu

ng

un

d

Last

in

GW

Laufwasser PV

Wind Last, mit flex & Pumpstrom

Last, ohne flex. & Pumpsstrom

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

Resi

dual

last

in

GW

Stündliche Fehlmengen von Wind, PV & Laufwasser

Stündliche Überschüsse von Wind, PV & Laufwasser

ANHANG


In Ergänzung zur Beschreibung in Kapitel 4 ist Abbildung 26 zusätzlich die geglättete Residual-

last über 30 Tage dargestellt, um mögliche Potenziale von langfristigen Flexibilitätsoptionen zu

veranschaulichen.

Abbildung 26: Geordnete Jahresdauerlinie der Residuallast und deren Glättung als Modellierung verschie-

dener Flexibilitätsoptionen (gleitender Mittelwert über 48 Stunden und 30 Tage38)

38 Die Jahresdauerlinie des gleitenden Mittelwerts ist kürzer, da die jeweils ersten und letzten Werte nicht

berechnet werden können. Zu Berechnung eines gleitenden Mittelwerts werden die vorhergehenden und

nachfolgenden Werte benötigt.

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

12

51

50

17

51

1001

1251

1501

1751

2001

2251

2501

2751

3001

3251

3501

3751

4001

4251

4501

4751

5001

5251

5501

5751

6001

6251

6501

6751

7001

7251

7501

7751

8001

8251

8501

8751

Re

sid

ual

last

un

d g

leit

en

de M

itte

lwe

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in G

W

Residuallast 48 h (Einfluss Batterien, DSM, andere Speicher) 30d (Einfluss PtG)

ANHANG


Kurzporträt Energy Brainpool

Die Energy Brainpool GmbH & Co. KG bietet unabhängige Energiemarkt-Expertise mit Fokus auf

Marktdesign, Preisentwicklung und Handel in Deutschland und Europa. 2003 gründete Tobias

Federico das Unternehmen mit einer der ersten Spotpreisprognosen am Markt. Heute umfasst

das Angebot Fundamentalmodellierungen der Strompreise mit der Software Power2Sim ebenso

wie vielfältige Analysen, Prognosen und wissenschaftliche Studien. Energy Brainpool berät in

strategischen und operativen Fragestellungen und bietet seit 2008 Experten-Schulungen und

Trainings an. Das Unternehmen verbindet Wissen und Kompetenz rund um Geschäftsmodelle,

Digitalisierung, Handels-, Beschaffungs- und Risikomanagement mit langjähriger Praxiserfah-

rung im Bereich der steuerbaren und fluktuierenden Energien.

IMPRESSUM

Autoren: Fabian Huneke, Carlos Perez Linkenheil und Philipp Heidinger

Herausgeber:

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Januar 2019

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Österreichs Weg in Richtung 100 % EE - Energy Brainpool...2019/01/24 · ÖSTERREICHS WEG RICHTUNG 100 % ERNEUERBARE. EINE ANALYSE VON 2030 MIT AUSBLICK 2050. Berlin, Januar 2019