Das Übertragungsnetz zwischen Blackout und dem Wunsch nach 100% Erneuerbaren - DI Florian Pink Leiter Corporate Development und Organisation IEWT ...
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Das Übertragungsnetz zwischen Blackout und dem Wunsch nach 100% Erneuerbaren DI Florian Pink Leiter Corporate Development und Organisation IEWT 2021, 10.09.2021, Wien © Austrian Power Grid Österreich braucht Strom.
AT am Weg Richtung 100% Erneuerbare: 2020 kann die
Last noch nicht vollständig durch EE gedeckt werden
Lastdeckung AT 2020 3 GW 2 GW
bis zu bis zu
8 GW 8 GW
Lücke Lücke
Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dez
2
Das Übertragungsnetz in AT wird aktuell an seiner
absoluten Belastungsgrenze betrieben
International Perspektive Nationale Implikationen
Physikalische WO Lastflüsse konzentrieren sich über AT 1. AT importierte 2020 rd. 4,4 TWh
2. Innerösterreichisches Stromnetz zu schwach!
Ländersalden1 2020
3. Nationale Netzengpässe (WO) erfordern umfassende
Notmaßnahmen (Redispatch)
∑ Bezug:
+ 7 GW ~ 3 – 5 GW
Überschuss
∑ Speicher:
- 7 GW T: ~ 5 GW
P: ~ 3 GW Bezug
Import Export keine Daten vorhanden
Bezug Bezug Bezug
3
[1] Wöchentliche Median der Day Ahead Ländersalden in MW (vor Redispatch); Blau: Export; Rot: Import; Grün: keine Daten vorhanden; Quelle: Vulcanus;
Fehlende Kapazitäten im Übertragungsnetz erfordern
umfassende und kostenintensive Notmaßnahmen
Redispatch-Kosten (APG-Anteil) im Jahresvergleich
160
140 147
134
120 Das Fehlen von Netzinfrastruktur kostet …
118
100 • 2014: 4 Mio. EUR
Mio. EUR
80
92
• 2018: 118 Mio. EUR
60 • 2019: 147 Mio. EUR
40
• 2020: 134 Mio. EUR
dem österreichischem Stromkunden
20 23
29
2 1 5 4
__monatlich rd. 12 Mio. EUR!
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
4
100% erneuerbare Stromversorgung Österreichs bis 2030
bedeutet Totalumbau des Energiesystems
Energie (TWh) Leistung (MW)
90 40.000
PV
80 PV 35.000
70
30.000
Andere Erneuerbare
60 Biomasse
Leistung (MW)
Energie (TWh)
25.000
50
20.000 Wind
40 Wind
15.000
30
Wasserkraft 10.000 Pumpspeicherkraftwerke
20
Turbine
10 5.000
0 Sonstige Laufwasserkraft
0
2020 Plan 2030 ECA 2019 2030*
Quelle: APA/ORF.at; Datenbasis: BMK (eigene Darstellung)
Energetischer Zuwachs: +27 TWh**
Ziele der Bundesregierung:
100% (national bilanziell) Strom aus Leistungszuwachs: +19.500 MW !!
erneuerbaren Energiequellen bis 2030
(vgl. aktuelle Kraftwerksleistung AT: ca. 24.000 MW)
Quelle: ECA 2019 | *ENTSO-E TYNDP 2022 – NT2030 | ** Zubauziel - Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) 5
100% Erneuerbare bringt neue Herausforderungen
massiver Bedarf zur Nutzung von Überschussstrom (u.a. saisonale Verlagerung)
Lastdeckung 2020 Lastdeckung 2030
Verbrauch (wöchentliches Maxima)
bis zu
8 GW
Weiterhin massive Weiterhin massive
Lücke Unterdeckung! Unterdeckung!
Wind: 3 GW 9 GW
PV: 2 GW 12 GW
Verbrauch Wasserkraft
6
Regional stark unterschiedliche Erneuerbaren-Verteilung
erfordert zügigen und ganzheitlichen Netzumbau
EAG Ziele 2030: Installierte Kapazität der Erneuerbaren1
Speicher- und Pumpspeicher: 8 GW
Laufwasserkraft: 6 GW
Wind: 9 GW
1.000 MW
PV: 12 GW
[1] Regelzone APG
Massive regionale Unterschiede erfordern gesamtheitliche Betrachtung über ganz Österreich
7
Differenzmenge zwischen lokaler Erzeugung und Verbrauch
muss via Übertragungsnetz „abtransportiert“ werden
Burgenland Burgenland
1. und 2. Maiwoche 2021 1. und 2. Maiwoche 20301
[MW] [MW]
Überdeckung am 6.5.2030:
• Leistung: 2.200 MW
• Energie: 27,6 GWh
Wird heute mittels APG-Netz abtrasportiert!
„lokales“ Speicherpotential: 10 GWh
PV deckt 106% der Last!
Wind deckt 455% der Last!
1,2 GW 0,1 GW 2,6 GW
Überdeckung ca. das 5-fache 1,1 GW
der Last
[1] APG Best Guess: Zahlen basieren auf Netzzugangsanfragen, diversen Erhebungen und Studien / Wetterjahr 2021 8
Das europäische Übertragungsnetz als Flexibilitätsoption
zum Ausgleich saisonaler Erzeugungsschwankungen
Burgenland 20301 2,6 GW 1,1 GW
Winter Sommer
(1. und 2. Jännerwoche) (1. und 2. Maiwoche)
[MW] [MW]
PV deckt nur 11% der Last! PV deckt 106% der Last!
Wind deckt 171% der Last! Wind deckt 455% der Last!
[1] APG Best Guess: Zahlen basieren auf Netzzugangsanfragen, diversen Erhebungen und Studien / Wetterjahr 2021 9
Der räumliche Ausgleichsbedarf gewinnt durch den
Erneuerbarenausbau zunehmend an Bedeutung
Wien 20301 0,1 GW 1,1 GW
Winter Sommer
(1. und 2. Jännerwoche) (1. und 2. Maiwoche)
[MW] [MW]
PV deckt nur 2% der Last! PV deckt nur 16% der Last!
[1] APG Best Guess: Zahlen basieren auf Netzzugangsanfragen, diversen Erhebungen und Studien / Wetterjahr 2021 10Engpasssituation 2030 ohne Umsetzung des NEP
NO NEP: 2030
n-1 Analyse
NEP … APG-Netzentwicklungsplan
11NEP 2021 verortet die TOP-Projekte der APG zum
Gelingen der Energiewende 220-kV-Anspeisung Zentralraum Oberösterreich
IBN 2026-2030 (in Abschnitten)
380-kV-Deutschlandleitung
gepl. IBN: 2026
Weinviertelleitung
C IBN: Q2/2022
380-kV-Salzburgleitung Projekt-Cluster
IBN: Q2/2025 Österreich-Ost
Netzausbau
(Netzintegration
Cluster Windkraft,
UW Westtirol und
A VNB und PV)
D B
Netzraum Tirol
Erweiteter Cluster, siehe
E APG-NEP Kap. 5.1.
Projekt-Cluster Zentral-Österreich
(Steiermark), Umsetzung bis 2029
F
Reschenpassprojekt
• Netzausbau
380 kV alternativenlos damit ErneuerbareNetzraum
IBN: 2023 tatsächlich
Kärnten nutzbar gemacht werden
220 kV
• APG investiert € 3,5 Mrd. (in den kommenden 10 Jahren)
110 kV
12Dekarbonisierung des gesamten Energiesystems bis 2040
100% EE im Sektor Strom ist nur der erste Schritt!
TYNDP 2022
NT 2040
2030
Wind: 9 GW
PV: 12 GW
TYNDP 2022
2019 NT 2030
Wind: 3 GW
PV: 2 GW
E-Control BeStGes-JR_KWEPL
TYNDP 2022 (PEMMDB v2.3)
13Dekarbonisierung des gesamten Energiesystems bis 2040
100% EE im Sektor Strom ist nur der erste Schritt!
2040
Wind: 16 GW
PV: 30 GW TYNDP 2022
NT 2040
2030
Wind: 9 GW
PV: 12 GW x 10!
TYNDP 2022
2019 NT 2030
Wind: 3 GW
PV: 2 GW
E-Control BeStGes-JR_KWEPL
TYNDP 2022 (PEMMDB v2.3)
14Umfassendes F&I Maßnahmenbündel der APG als
Antwort auf die bevorstehenden Herausforderungen
A Neue Flexibilität B Optimierung Bestandsnetz C Netzausbau
Kunden im Zentrum Zielgerichtete Digitalisierung bestehender Assets Notwendige Hardware für 100% EE
Neue Flexibilität Asset- Sensorik Nachhaltigkeit Unterstützungs- Neue Sektorkopplung
Management Systeme Technologien
• Flexibilitäts- • Digitales • Dynamisches • Alternative Gase • Drohneneinsatz zur • Netzbooster: • P2G-Pilotanlage
management: Umspannwerk Trafolastmgt & (SF6 Ersatz) Störungsinspektion Batterien für • Potentialanalyse
zentrale Plattform • Roadmap Predictive Online Ölanalyse •3-D Druck von •Monitoring Wind- Redispatch anderer Sektoren
•Industry4Redispatch Maintenance •Dynamic Line Rating Ersatzteilen räderaneisung • PST-Alternativen (Gesamtbetrachtung
des Energiesystems)
•ABS4TSO: Batterien (KI Use Cases; big • Eismonitoring+ • WAMS mittels Leistungs-
für System-DL data Anwendungen) • Farcross: Sensor- elektronik
Benchmark
Maximaler Mehrwert für das Stromsystem Österreichs: sichere & günstige Versorgung unserer Kunden steht im Fokus unserer F&I Aktivitäten
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